Курсовая работа: Электроснабжение сетевого района

По условию экономической плотности тока и по нагреву выбираем сечения ЛЭП (таблица 2.3). По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для 220 кВ - АС 240/32

Таблица 1.7 Экономическая плотность тока и по нагреву выбираем сечения ЛЭП

При выборе марок проводов на вновь сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминевых проводов рекомендуются следующие области применения: 95 мм2 с отношением А: С=0,024 В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм2 при площади сечения до при площади сечения 240 мм2 и более - с отношением А:С=0,031

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм2 при площади сечения до 95 мм2 - с отношением А:С=0,038

Амурэнерго относится к I району по гололеду. Из таблицы 2.2видим, что в I районе по гололеду толщина стенки гололеда до 20 мм2. Так как площадь сечения провода 240 мм2, то соотношение АС=0,024

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий приемников электрической энергии и от мощности, а также наличия резервных источников питания в сетях низшего напряжения.

В соответствии в электроприемники первой категории необходимо обеспечивать, а второй категории - рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующихся источников питания. Поэтому, если в пунктах потребления электроэнергии имеются потребители первой и второй категорий, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными двухобмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора ST может быть рассчитана по выражению

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двух трансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными двух обмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора ST может быть рассчитана по выражению

где Sрез - нагрузка, которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;

Kab - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, при проектировании принимается равным 1,4, так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течение пяти суток допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности, на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при Kab=1.4 выбирается трансформатор мощностью около 0.7 максимальной нагрузки подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств. Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию

где КIi и КIii - коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции

Таблица 1.8 Параметры схемы замещения силовых трансформаторов

1.4 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

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.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле

где n - число воздушных линий электропередачи сетевого района;

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

Таблица 1.9 Капитальные вложения на сооружение ЛЭП

КЛ=0,16*550*0,86= 75,68 тыс. руб.

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 и 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 KT,KЯ,KK.Уk-стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений компенсирующих устройств соответственно, КП -постоянные затраты подстанции. Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций

КТ=8·193=1544 тыс. руб.

Стоимость ячеек определяется KЯ=КЯ.ОРУ+КЯ.ЗРУ

Таблица 1.10 Где стоимость КЯ. ЗРУ определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.

КЯ. ЗРУ=2,3*120=2760 тыс. руб.

Стоимость установки батарей статических конденсаторов определяется

ККУ=0 тыс. руб.

Постоянная часть на сооружение подстанций равна КПост=4*360=1440 тыс. руб.

Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны

КЯ. ОРУ=80*4+120*4=800 тыс. руб.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП, трансформаторов подстанций определяет стоимость спроектированной сети: КС=КЛ+КПС

Кс= 27600+8000 =35600 тыс. руб.

Ежегодные эксплутационные расходы состоят из амортизационных отчислений Са, отчислений на обслуживание Со и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети СП: С= Са+ Со+ СП

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.

Са=2.4* 5702,1 /100+6.4*( 4150,2)/100=402,463 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.

СО=0.4* 5702,1 /100+2.0*( 4150,2)/100=105,812 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 СП 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 ТГ. По времени максимальных потерь, времени работы оборудования TГ и кривым удельных затрат на возмещение потерь электроэнергии соответственно находятся значения З`Э и З``Э. мощность электрический сеть замещение

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 ЗЭ' и ЗЭ' ` - удельные приведенные затраты для значений ?м / и ТГ =8760ч соответственно, ?W' и ?W'' - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.