Электроснабжение сетевого района Нижновэнерго

3. Регулирование напряжения в электрической сети

В максимальном режиме нужно обеспечить напряжение на шинах НН трансформаторных подстанций в пределах. Это достигается набором рабочих ответвлений.

Требуемое желаемое напряжение ответвления обмотки ВН:

где -напряжение на шинах НН приведённое к высшей стороне;

напряжение на шинах НН, которое нужно поддержать в данном режиме.

Ближайший номер стандартного ответвления.

.

Стандартное напряжение регулируемого ответвления.

Действительное напряжение на шинах НН подстанции (таблица 3.1):

.

Таблица 3.1

4. Основные технико-экономические показатели (ТЭП) спроектированной сети

4.1 Основные ТЭП линий электропередачи

Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений и расходов, необходимых для сооружения и эксплуатации сети.

В этом разделе проекта определяются следующие основные технико экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, подстанции, компенсирующим устройствам и сети в целом; ежегодные расходы по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района, потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях, трансформаторах и сети, коэффициент полезного действия электрической сети в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой.

При определении капиталовложений следует учитывать стоимость электрооборудования всей спроектированной сети от ячеек РУ ВН источников питания до шин низшего напряжения подстанции сетевого района включительно. Капитальные вложения должны быть определены с учетом стоимости конструктивной и строительной частей. Для этого пользуются укрупненными показателями стоимости УПС, приведенными в справочной литературе и коэффициента индексации, который задается руководителем проекта. Приведенные в таблицах УПС относятся к средним условиям строительства в районах европейской части страны. Для других районов к УПС применяются территориальные поясные коэффициенты.

Капиталовложения на сооружение электропередачи определяются по УПС с учетом материала опор, количества цепей с подвеской проводов стандартных сечений, климатических районов по гололеду, расчетной скорости ветра до 30 м/с при прохождении трассы линии до 10% по лесистой местности в сухих и мокрых грунтах. Для участков трасс, характеристика которых отлична от указанных, вводятся поправочные коэффициенты.

В стоимость 1 км линии электропередачи включены строительные и монтажные работы по линиям, оборудование, временные сооружения, вырубка просек, приобретения, непредвиденные расходы, затраты на содержание дирекции и проектно-изыскательные работы.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле

где n - число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

K_у,лi- удельная стоимость 1 км ВЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км; k_m=1.0 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Для одноцепных линий K_у,лi=22,9 тыс.руб./км, для двуцепных линий

K_у,лi=37,8 тыс.руб./км

Таким образом, капитальные вложения на сооружение ЛЭП равны

К_Л=5761,5 тыс. руб.

4.2 Основные ТЭП районных подстанций

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35-220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25-220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитывается приближенно, с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6-10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно исходя из суммарной нагрузки подстанции. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а при 10 кВ -3…4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут быть определены по расчетной стоимости силовых трансформаторов. Расчетная стоимость включает стоимость трансформаторов, ошиновки, гибких связей и шинопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты, заземления силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей пульта управления, релейной защиты, а также стоимость строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических конденсаторов определяется также по расчетной стоимости, которая включает в себя стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, связанных с установкой и присоединений устройств, релейной защиты и контрольной аппаратуры.

В постоянную часть капиталовложений включены стоимости элементов: аккумуляторной батарей, компрессорной, вспомогательных зданий, связи и телемеханики, маслосклада к маслостоков, маслоуловителей, наружного освещения, подъездного железнодорожного пути, внутриплощадочной железной дороги, подъездной и внутриплощадочной дороги, планировки, озеленения и прочие затраты.

Следовательно, капитальные вложения на сооружение подстанции рассчитываются по формуле:

где K_T,K_Я,K_K.Уk-стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений компенсирующих устройств соответственно, К_П -постоянные затраты подстанции.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций

К_Т=8·193=1544 тыс. руб.

Стоимость ячеек определяется

K_Я=К_Я.ОРУ+К_Я.ЗРУ

Где К_{Я. ОРУ}=105*6+180*2+75*2=1140 тыс. руб., стоимость К_{Я. ЗРУ} определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.

К_{Я. ЗРУ}=2,3*164=377,2 тыс. руб.

K_Я=1140+377,2 =1517,2 тыс.руб.

Стоимость установки батарей статических конденсаторов определяется

К_КУ=0 тыс. руб.

Постоянная часть на сооружение подстанций равна

К_Пост=4*360=1440 тыс. руб.

Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны

К_ПС=1544+1517,2 +0+1440=4501,2 тыс. руб.

В курсовом проекте рекомендуется учесть стоимость ремонтно-производственных баз (РПБ). Условно принимается одна РПБ на весь проектируемый район. Капиталовложения на создание РПБ можно приближенно определить исходя из расчета, что на одну условную единицу сети приходится 180 р. Количество условных единиц на ЛЭП и на подстанциях 35 кВ и выше зависит от напряжения сети, типа опор, числа линий, классификации оборудования подстанции.

Условные единицы для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла следует принять коэффициентом

К_Б.Л=180*[(55+44+42)*1.1+1,5*(33+34)]=46,008 тыс.руб.

К_Б,Т=180*[35*(8*1,4)]=70,56 тыс.руб.

К_Б,20=180*164*4,8=141,696 тыс.руб

К_Б,35=180*14*16,8=42,336 тыс.руб

К_РПБ=300,6 тыс. руб.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП, трансформаторов подстанций и РПБ определяет стоимость спроектированной сети:

4.3 Основные ТЭП спроектированной сети.

К_С=К_Л+К_ПС+К_РПБ

К_с= 5761,5+4501,2+300,6=10563,3 тыс. руб.

Ежегодные эксплутационные расходы состоят из амортизационных отчислений С_а , отчислений на обслуживание С_о и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети С_П:

С=С_а+С_о+С_П

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости (реновации). Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:

Где ,,- нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующие устройства в процентах.

С_а=2.4* 5761,5 /100+6.4*( 4501,2)/100=424,93 тыс.руб.

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

Где ,,- нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующих устройств.

С_О=0.4* 5761,5 /100+2.0*( 4501,2)/100=112,83 тыс.руб.

Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь t и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем . Значение берется в соответствии с заданием. Кривые удельных приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии приведены в справочнике.

Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь С_П необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям - потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП, и компенсирующих устройствах. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году Т_Г. По времени максимальных потерь, времени работы оборудования T_Г и кривым удельных затрат на возмещение потерь электроэнергии соответственно находятся значения З`_Э и З``_Э.

Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле

Где - суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.

Таким образом, сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяются по формуле

Где З_Э' и З_Э' ` - удельные приведенные затраты для значений ?_м / и Т_Г =8760ч соответственно, ?W' и ?W'' - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.

Определим ?_м для 4 подстанции

?_м4=(0.124+6050/10000)^2*8760=4622 ч

Определим ?_м для линии A-1

?_мA-1=(0.124+7000/10000)²*8760=5948 ч.

По условию =0,95,тогда по кривым приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии для ?_м /=4865 для 4 подстанции находим З_Э'=1,95 и З_Э”=1,75 , для линии A-1 ?_м /=6261 З_Э'=1,83 и З_Э''=1,75

Для остальных линий и подстанций расчет ведем аналогично. Результаты сведем в таблицу.

• Определим потери электроэнергии. Постоянные потери электроэнергии рассчитываются из условия потерь на холостой ход трансформатора и потерь на корону в линиях
• ?W_пост=?P_xx*Т_г + ?P_кор*Т_г
• Потери электроэнергии на 2 подстанции равны
• ?W_2пс=?P_xx*T_г=2*0,082*8760= 1436,64 МВт·ч
• Переменные потери определим из условия потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах. Потери электроэнергии на 4 подстанции равны
• ?W_4пс=?P* ?_м4=2*0,1088*4865= 1046,95 МВт. ч
• Потери электроэнергии на линии A-1 равны
• ?W_A-1= ?P* ?_мA-1=0,7883*6261=4935,55 МВт. ч.
• Аналогично для всех подстанций и линий.

Элемент	?Wпост, МВт.ч	?Wпер. МВт.ч
Подстанция
1	1436,64	2137,51
2	1436,64	736,13
3	1436,64	1015,31
4	1436,64	1046,95
ЛЭП
А1	1156,32	4835,55
А2	883,008	2903,32
А3	1384,08	982,09
А4	1436,64	1031,57
12	925,056	113,34
Всего	10979,78	14801,77

Составим таблицу для определения отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии

Элемент	Зэ'	?W'МВт.ч	Зэ' ?W'т.р.	?W''МВт.ч	Зэ'' ?W''т.р.
Подстанция
1	1,83	2137,51	39,12	1436,64	25,14
2	2,25	736,13	14,79	1436,64	25,14
3	2,07	1015,31	20,27	1436,64	25,14
4	1,95	1046,95	20,42	1436,64	25,14
ЛЭП
А1	1,83	4835,55	88,32	1156,32	20,24
А2	2,2	2903,32	64,09	883,008	15,45
А3	2,07	982,09	20,32	1384,08	24,22
А4	1,9	1031,57	19,59	1436,64	25,14
12	1,83	113,34	2,26	925,056	16,18
Всего		14801,77	289,18	10979,78	201,79

Таким образом

С_П=289,18+201,79=490,97 т.р

Ежегодные эксплутационные расходы равны

С=424,93 +112,83 +490,97 =1028,73 т.р.

Себестоимость передачи электроэнергии является одним из основных технико-экономических показателей электрических систем. Она может быть определена по формуле

Где W- количество передаваемой электроэнергии через элемент системы, С - эксплутационные расходы на элемент системы.

Количество электроэнергии ,передаваемой через элемент сети, например ЛЭП, определяется в курсовом проекте по рассчитанной в разделе максимальной активной мощности (с учетом потерь электроэнергии в трансформаторах, компенсирующих устройствах и ЛЭП ) и времени использования максимальной активной нагрузки Т_маЛ :

W_Л =P_М.Л Т_МА

При определении себестоимости передачи электроэнергии передачи электроэнергии по сети находятся ежегодные эксплутационные расходы по сети и количество электроэнергии полученной потребителем за год. Последняя определяется по заданным P_max и T_max.

Следует также определить удельные капитальные вложения, отнесенные к 1кВт мощности нагрузки линии:

и 1 кВт мощности нагрузки и 1 км длины линии

Для линии

С₂₂₀=2.4*5761,5 /100+0.4*5761,5 /100+295,81=439,85 т.р.

W₂₂₀=P_maxT_max=1690525,78 МВт. ч

=0,00026 т.р./МВт.ч=0,026 коп/кВт.ч

К_ул220=5761,5/294,92=19,53 р./кВт ч.=1953,58 коп/кВт ч.

К'_ул220=1953,58 /275=7,1 коп/кВт

4.4 Коэффициенты полезного действия электропередачи при нормальном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой.

где еР_мi=МВт; а суммарные потери мощности в элементах сети вычисляются по формуле:

DР_е=еDР_мij+еDР_кор+еDР_хх+еDР_ку.

еDР_кор=0,7584, МВт;

еDР_хх=0,656, МВт;

еDР_ку=0;

DР_е=4,6064, МВт;

Среднегодовой КПД:

еW_мi=1690525,78 МВт. ч

ВЫВОДЫ

Районная сеть спроектирована на одно номинальное напряжение 220 кВ. Себестоимость передачи 1 кВт•ч электроэнергии на 100 км линии сетевого района составляет - 0,026 коп/кВт.ч.

Удельные капитальные вложения на сооружение ЛЭП- 7,1 коп/кВт. Потери активной мощности в основном режиме максимальных нагрузок - 4,6064 МВт. Годовые потери электроэнергии - 25781,55 МВт•ч. Коэффициент полезного действия сети в основном режиме максимальных нагрузок 98,42% и среднегодовой - 98,5%.

Список использованной литературы

Основной

1.1 Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учеб. Для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

1.2 Пособие к курсовому и дипломному проектированию электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. Пособие / Под ред. В.М.Блока. - М.: Высш. Шк.,1990. - 383 с.

1.3 Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

1.4 Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна и С.А.Бажанова. - М.: Энергоиздат, 1989. - 768 с.

1.5 МЕТОДИКА расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях от 03 февраля 2005 года

2. Дополнительный

2.1 Блок В.М. Электрические сети и системы. - М: Высш. шк., 1986, 430 с.

2.2 Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях/ Под ред. В.А. Веникова. - М.: Энергоатомиздат, 1983.- 504 с.

2.3 Электротехнический справочник: В3 т. Т.3. Кн.1: Производство, передача и распределение энергии. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.

2.4 Электрическая часть станций и подстанций / Под ред А.А. Васильева. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 360 с.

2.5 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справ. материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

2.6 Правила и устройства электроустановок - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 640 с.

2.7 Электрические сети и системы: Методические указания к курсовому проекту / Отв. ред. Г.А. Осипенко. - Чебоксары, ЧГУ,1998. - 40 с.

Размещено на Allbest.ru