Главная страница
Навигация по странице:

  • 3.2 Расчет ежегодных эксплуатационных издержек

  • 3.3 Определение КПД сети и потерь энергии

  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ

  • СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Справочник

  • Справочник

  • Регулирование

  • Курсовая работа по теме: Системы и сети. Электрическая сеть района нагрузок


    Скачать 3.74 Mb.
    НазваниеЭлектрическая сеть района нагрузок
    АнкорКурсовая работа по теме: Системы и сети
    Дата25.04.2022
    Размер3.74 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаZaytsevSeti.docx
    ТипПояснительная записка
    #496746
    страница4 из 4
    1   2   3   4

    3 ТЕХНИКО-ЭКНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ


    3.1 Определение капиталовложений на сооружение ЛЭП и ПС

    Капитальные вложения в воздушные линии сведены в табл. 3.1.

    Таблица 3.1 – Капитальные вложения в ЛЭП

    Линия, соединя- ющая

    Uн, кВ

    Район ОЭС

    Марка провода

    Кол-во цепей

    Тип опор

    Длина линии, км

    Стоимость, тыс.руб.

    1км

    сумма

    ПСА-ПС 1

    220

    Центра

    АС-240/32

    2

    сталь

    31

    2195

    68 045

    ПС1-ПС 2

    110

    Центра

    АС-120/19

    2

    ж/б

    22

    1150

    25 300

    ПС1-ПС 3

    110

    Центра

    АС-120/19

    2

    ж/б

    42

    1150

    48 300

    ПС3 – Ст В

    110

    Центра

    АС-120/19

    2

    ж/б

    35

    1150

    40 250

    Итого

    181 895

    Данные взяты из [1].

    Капитальные вложения в воздушные линии рассчитываются как:

    (3.1)

    где ̶ стоимость 1 км воздушной линии провода марки АС в зависимости от уровня напряжения и сечения провода;

    – коэффициент дефляции, приводящий цены к 2021 г;

    – зональный коэффициент для Центра.

    По (3.1):

    Капитальные вложения в ПС рассчитываются как:

    (3.2)

    где - капиталовложения в распределительные устройства высшего, среднего и низшего напряжения;

    - постоянная часть затрат;

    - стоимость трансформаторов;

    - стоимость линейных регулировочных трансформаторов.

    Капитальные вложения в подстанции в табл. 3.2.
    Таблица 3.2 - Капитальные вложения в ПС

    Наименование и тип элементов ПС

    Количество

    Стоимость, тыс.руб

    единицы

    всего

    ПС A:

    РУВН (Выкл. э/г 220кВ)


    2


    12500


    25000

    ПС 1:

    1. РУВН (вык. э/г) четырехугольник 220 кВ

    2. РУСН (выкл. э/г) 110кВ

    3. РУНН (вакуумные) 10кВ

    4. Трансформатор АТДЦТН-200000/220/110

    5. Регулировочный тр-р ЛТДН-40000/10

    6. Постоянная часть затрат


    4

    10

    3

    2

    2

    -


    12500

    7000

    120

    31800

    7000

    35000


    50000

    70000

    360

    63600

    14000

    35000

    ПС 2:

    1. РУВН (выкл. э/г) 110кВ

    2. РУНН (вакуумные) 10кВ

    3. Трансформатор ТРДН-40000/110

    4. Постоянная часть затрат


    2

    6

    2

    -


    7000

    120

    8600

    11000


    14000

    720

    17200

    11000

    ПС 3:

    1. РУВН (выкл. э/г) 110кВ

    2. РУНН (вакуумные) 10кВ

    3. Трансформатор ТРДН-25000/110

    4. Постоянная часть затрат


    8

    6

    2

    -


    7000

    120

    7100

    21000


    56000

    720

    14200

    21000

    Ст В:

    1. РУВН (выкл. э/г) 110кВ

    2. ГРУ (вакуумные) 10кВ

    3. Трансформатор ТРДН-40000/110

    5. Постоянная часть затрат


    5

    5

    2

    -


    7000

    120

    8600

    21000


    35000

    600

    17200

    21000

    Итого

    466 600

    Данные взяты из [1].

    По (3.2):

    Капитальные затраты в сеть:



    3.2 Расчет ежегодных эксплуатационных издержек

    Издержки сети определяются по (1.17).

    (3.3)

    где – ежегодные издержки, включающие в себя расходы на текущий ремонт и обслуживание и возмещение стоимости потерь электроэнергии;

    - издержки на текущий ремонт и обслуживание ПС, (3.4)

    где (для 110 кВ) и (для 220 кВ) – ежегодные издержки на обслуживание ПС в % от капитальных затрат;

    - издержки на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП, (3.5)

    где – ежегодные издержки на обслуживание ЛЭП в % от капитальных затрат.

    По (3.5):

    По (3.4):



    Ежегодные издержки:



    Суммарные потери электроэнергии в сети:

    ; (3.6)

    где Wлэп – потери энергии в течение года в линиях;

    Wтр - потери энергии в течение года в трансформаторах.

    Потери активной мощности в линиях принимаем из расчета максимального режима с компенсацией реактивной мощности в программе «Энергия»:



    Средневзвешенное время максимальных потерь по (1.11):



    Потери электроэнергии в линиях по (1.10):



    Потери энергии в трансформаторах подстанций:

    (3.7)

    где k – число подстанций;

    – постоянные потери энергии в трансформаторах ПС;

    – переменные потери энергии в трансформаторах ПС.

    (3.8)

    где – потери активной мощности в режиме ХХ в трансформаторах ПС;

    – время работы трансформаторов i-ой ПС в течении года (Тр = 8000 часов).

    (3.9)

    где – переменные потери в трансформаторах подстанций.

    По (3.8):

    По (3.9):

    По (3.7):

    По (3.6):

    Затраты на возмещение потерь электроэнергии:



    Суммарные издержки:

    По (3.3):

    3.3 Определение КПД сети и потерь энергии

    Электроэнергия, полученная потребителями:



    Потери энергии в проектируемой сети в %



    Себестоимость передачи электроэнергии



    КПД в режиме максимальных нагрузок:2

    (3.10)

    где - сумма активных мощностей нагрузок,

    - суммарные потери в линиях и трансформаторах.

    По (3.10):

    Средневзвешенный КПД:



    Результаты расчетов сведены в табл. 3.3.

    Таблица 3.3 – Результаты расчетов технико-экономических показателей

    КСЕТИ,

    тыс. руб.

    ИСЕТИ,

    ,

    , %

    3,515, %

    , %

    4 799 025

    148 502

    0,136

    1,178

    98,789

    98,822


    ЗАКЛЮЧЕНИЕ

    В данном курсовом проекте, в соответствии с заданием, был выбран и разработан оптимальный вариант электрической сети района нагрузок.

    Для сравнения из нескольких вариантов сети, были выбраны два: радиального и кольцевого типа. После дальнейшего изучения и рассмотрения этих вариантов окончательно выбрана радиальная схема.

    Проектируемая сеть относится к числу районных сетей напряжением 220-110кВ питающих четыре ПС, от которых питаются ответственные потребители I, II, III категории.

    Надёжность электроснабжения потребителей обеспечивается питанием по двухцепной линии через два трансформатора. Сеть выполняется на унифицированных ж/б, стальных опорах со сталеалюминиевыми проводами: АС-240/32, АС-120/19.

    Сечение проводов выбрано по экономическому сечению, с проверкой по нагреву и допустимому току перегрузки.

    Качество электроэнергии во всех режимах обеспечивается регулированием под нагрузкой у всех трансформаторов. На основании этого выбраны следующие трансформаторы: АТДЦТН-125000/220/110, ТРДН-40000/110, ТРДН-25000/110, ТРДН-40000/110.

    В целях поддержания напряжения на низшей ступени на ПС1 был установлен линейный регулировочный трансформатор. Установившиеся режимы были исследованы с помощью программы «ЭНЕРГИЯ». Были получены следующие технико-экономические показатели:

    1. Суммарные капиталовложения сети .

    2. Издержки на эксплуатацию оборудования

    3. Потери мощности и энергии в сети

    4. Себестоимость передачи энергии

    5. Коэффициенты полезного действия сети:

    6. Средневзвешенный КПД сети: :

    7. КПД в режиме максимальных нагрузок:

    На основании того, что выбранный вариант электрической сети удовлетворяет предъявленным к нему требованиям, считаем его оптимальным.

    Справочник'>СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


    1. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. —4-е изд., перераб. и доп.—М.: ЭНАС, 2012. —376 с: ил.—ISBN 978-5-4248-0049-8.

    2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под редакцией С.С. Рокотяна и М.И. Шапиро. – М.; Энегоатомиздат. 1985.-352с.

    3. Электрическая сеть района нагрузок: учебное пособие к курсовому проекту / О. А. Бушуева, А. И. Кулешов; Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО "Ивановский государственный энергетический университет им. В. И. Ленина». —Иваново: Б.и., 2006 —72 с.—ISBN 5-89482-398-6.

    4. Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок. Методическое указания для курсового и дипломного проектирования. Сост. М.И. Соколов, Иван. гос. Энерг. Ун-т. 1999.-24с

    5. Регулирование напряжения в электрической системе/ Иван. гос. Энерг. Ун-т. Сост. С.Т. Безумов.- Иваново, 2991.-40с.

    6. Расчет установившихся режимов электрических сетей./ Сост. Бушиева О.А., Парфенычева Н.Н.: Иван. гос. Энерг. Ун-т.- Иваново, 2004.

    7. Применение типовых схем распределительных устройств понижающих подстанций. Сост. Бушуева О.А. Иваново 2006. ИГЭУ. -24 с.
    1   2   3   4


    написать администратору сайта