Электроснабжение сетевого района Чувашэнерго

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

100=800 млн. руб.

      Стоимость ячеек  определяется:

                                             K_Я=К_Я.ОРУ+К_Я.ЗРУ

            Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны

К_ПС =1∙50(8∙100+23∙70+240=132,5 млн. руб.

 

    

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

К_С=К_Л+К_ПС

 

К_с=331,3 +132,5 =463,8 млн. 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.

 

     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.

 

  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 τ_м / и

Т_Г =8760ч соответственно, ΔW’ и ΔW’’   - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.

 

Время наибольших потерь для трансформаторов:

 ч;     З`_Э = 1,3∙80=1,045 руб/кВт.ч

 ч;      З`_Э = 1,4∙80=1,159 руб/кВт.ч

 ч;      З`_Э = 1,2∙80=0,96 руб/кВт.ч

ч;      З`_Э = 1,6∙80=1,263 руб/кВт.ч

 

 

Время наибольших потерь для ЛЭП:

ч;                                        З`_Э = 1,5∙80=1,153 руб/кВт.ч

ч;            З`_Э = 1,5∙80=1,23 руб/кВт.ч

ч;    З`_Э = 1,3∙80=1,22 руб/кВт.ч

ч;             З`_Э = 1,5∙80=1,07 руб/кВт.ч

 

 

 

 

    Таким образом:

С_n= 19,203+0,8786=20,082 млн.руб/год

    Ежегодные эксплутационные  расходы равны:

С=16,43+3,98+20,082=40,5 млн.руб/год

 

На основе полученных капитальных вложений и  ежегодных эксплуатационных расходов рассчитываются приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:

З_i=0,12K_i+C_i

 

Где K_i, C_i - капитальные вложения и ежегодные (текущие) затраты i-го варианта электрической сети.

 

З_i=0,12∙463,8+40,5=106,2 млн.руб/год

 

 

 

 

Результаты расчета сведем в  таблицы 

 

Капитальные вложения, млн.руб, на сооружение
ЛЭП	Ячеек ВН	Трансформаторов	Сети
331,3	119,3	147,4	463,8

 

Ежегодные эксплуатационные затраты, млн.руб, на сооружение
ЛЭП	Ячеек ВН	Трансформаторов	Сети
31,358	10,42	3,96	40,5

 

Годовые нагрузочные потери эл. энергии, МВт∙ч	Капитальные вложения сети, млн.руб,	Ежегодные эксплуатационные затраты  сети, млн.руб,	Расчетные затраты, млн.руб/г
18664,05	463,8	40,5	106,2

 

2. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

          2.1 Расчет параметров схемы замещения

Прежде, чем перейти к расчету  параметров схемы замещения электрической  сети, необходимо выбрать тип опор ЛЭП.

При проектировании реальных сетей  выбор материала опор производится на основании технико-экономических  сопоставлений с учетом конкретных экономических и климатических  условий района сооружения воздушных  линий.

Основную часть опор линии составляют облегченные так называемые промежуточные  опоры. Для тяжения провода и  повышения надежности работы линии, а также при переходе через  железные дороги, при пересечении  другими воздушными линиями устанавливают  анкерные опоры.

 

Среднегеометрическое расстояние для опор вычисляется:

После выбора опор производится определение  параметров проектируемых ЛЭП. К  параметрам ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по длине линии. Для  практических расчетов равномерно распределенные параметры линий заменяются сосредоточенными параметрами. С исходные данные проектирования в основном включены районные электрические  сети протяженностью не более 150 км. Активная проводимость ЛЭП определяется потерями ктивной мощности, обусловленными несовершенством изоляции и коронированием. Потери активной мощности на корону, зависящие от напряженности электрического поля на поверхности провода, малы, поэтому в схему замещения линий (рис. 3) не вводится активная проводимость при напряжении 110 кВ и ниже.

 

     

                   

 

 

 

 

                                     а) - схема замещения ЛЭП;                            б) - расчетная схема замещения ЛЭП

                                

Рисунок 2.3

 

Воздушные ЛЭП в основном выполняются  сталеалюминевыми проводами, для которых  явление поверхностного эффекта  ослаблено и может не учитываться. Активные  индуктивные сопротивления  вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу  длины ЛЭП:

r=r₀×L,

где r₀ – удельное активное сопротивление прохода при +20⁰С, Ом/км [1.3, c. 274]; для АС 240/32 r₀=0,121 Ом/км.

Удельное индуктивное сопротивление  можно определить по формуле

где D_сг – среднегеометрическое расстояние между проводами линий, м;

m - относительная магнитная проницаемость материала проводника.

Для провода линии 43 выбрана марка провода АС 240/32, m_цвМе=1.

Для всех остальных проводов выбрана марка провода AC 185/24, m_цвМе=1, r₀=0,162 Ом/км

 

Емкостная проводимость (b_c) линии, обусловленная емкостями между проводами, проводами и землей, определяется по формуле

b_c=b₀×L,

где b_c – удельная емкостная проводимость ЛЭП, См/км.

Генерируемая линией реактивная мощность, МВАр:

где U_ном – номинальное линейное напряжение сети, U=150 кВ.

В действительности напряжение сети не равно номинальному, и мощность Q_c отличается от расчетной. Однако этим изменением при проектировании пренебрегают.

 

 

1 линия А1: AC 185/24 , l=32км,

 r= r₀∙l=0,162∙32=5,18 ом, Ом,

мкСм                              

 

 

2 линия 12:  AC 185/24 , l=27км;

 r= r₀∙l=0,162∙27=4,37 ом, Ом,

мкСм                              

 

 

3 линия 24:  AC 185/24 , l=50км;

 r= r₀∙l=0,162∙50=8,1 ом, Ом,

мкСм                              

 

          4 линия 43:   АС240/32 , l=18км;

 r= r₀∙l=0,121∙18=2,2 ом, Ом,

мкСм                              

 

5 линия B’3(двухцепная): AC 185/24 , l=84км;

 r= r₀∙l=0,162∙84=13,6 ом, Ом,

мкСм                              

 

6 линия 3А:  AC 185/24 , l=39км;

 r= r₀∙l=0,162∙39=3,99 ом,  Ом,

мкСм                              

 

данные занесём в таблицу:

Таблица 2.1

 

ЛЭП	Zл, ОМ	b, 10-6 См/км	Qc (Uном), МВАр
А1	5,18+j13,73	238	5,36
12	4,37+j11,58	71,25	1,6
24	8,1+21,5	132	2,97
43(2х цепная)	2,2+j7,56	49,5	1,1
B’3	13,6+j18	221,7	4,9
3А	3,99+j16,7	102,9	2,3

 

В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с  различными значениями вторичных напряжений, поэтому используются только двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью намагничивания, т.е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности. Используя каталожные данные трансформаторов, выбранных для установки на подстанциях электрической сети, вычислим параметры схемы замещения трансформатора (рисунок 3.1.2) по формулам: