Проектування електричної мережі

Визначимо капіталовкладення у спорудження електричної мережі для вибраних варіантів схеми. Вони складаються із вартості підстанцій і вартості ліній електропередач. У вартість обладнання підстанції входить вартість комірок вимикачів на стороні вищої напруги і вартість трансформаторів. При цьому використовуються укрупнені показники вартості [4]. Усі дані по капіталовкладенням заносимо до таблиці 1.4.

При визначенні капіталовкладень скористаємось довідниковими даними вартості спорудження ЛЕП 110 кВ з [3] (ціни, що в довіднику приймаємо в доларах США):

Таблиця 1.4 – Визначення капіталовкладен

1.1            Вибір трансформаторних підстанцій

Капіталовкладення підстанцій включають в себе вартість вимикачів та вартість трансформаторів, з [3] виберемо трансформатори для пунктів схеми, враховуючи потужності вузлів навантаження і перетоки потужності.

Виконаємо вибір трансформаторів для кожного пункту.

Пункт А:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (1.9)

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.

Аналогічно проведемо розрахунок для інших пунктів навантаження.

Пункт Б:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТДН-16000/110.

Пункт В:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТДН-10000/110.

Пункт Г:

Номінальна потужність трансформаторів:

 (МВА)

Тому обираємо трансформатор ТРДН-25000/110.

Таблиця 1.5 – Капіталовкладення підстанцій

Вартість вимикачів визначаеться по кількості приеднань в схемі та ціні одного вимикача. В першому варіанті 28 вимикачів і в другому – 28, вартість одного вимикача – 42 тис. у.о. Отже вартість встановлених вимикачів у схемах №1 і №2 буде становити відповідно 9525,6 (тис. грн.) та 9525,6 (тис. грн.).

Вартість підстанцій в схемах складають:

КПід1=Ктр+Квим1=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн);

КПід2=Ктр+Квим2=4617+9525,6 = 14142,6 (тис. грн).

Капіталовкладення по різним схемам складають:

К1 = КПЛ1+ КПід1 = 39892,564+13948,2 = 53840,764 (тис. грн);

К2 = КПЛ 2+ КПід2 = 37239,523+14288,4 = 51527,923 (тис. грн).

Визначимо щорічні витрати на амортизацію і обслуговування мережі:

,                      (1.12)

де Клеп, Кп/ст. – капітальні вкладення відповідно в ЛЕП і підстанцію;

аал, акрлеп – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт ліній електропередач, % (аал= 5%, акрлеп = 8%);

ао/пс, акрпс – відрахування на амортизацію і капітальний ремонт п/ст, % (ао/пс = 15%, акрпс = 3%);

Визначимо щорічні витрати на покриття втрат електроенергії:

                                   (1.13)

d – коефіцієнт, що враховує підвищення вартості електроенергії в залежності від віддалення мережі від джерела живлення (d =1,1);

a – питомі затрати, пов’язанні з необхідністю розширення електростанцій для компенсації втрат потужності в мережі, грн../кВт (a=1000 грн /кВт);

Км – коефіцієнт співпадання розрахункового навантаження мережі з максимумом енергосистеми (Км=1);

DРнб – втрати активної потужності в режимі максимальних навантажень, кВт;

b – середня питома собівартість електроенергії, що втрачається в мережі, грн../кВт·год (b=0,14 грн./кВт×год);

W – втрати електроенергії за рік, кВт×год.

Схема №1:

 (тис. грн);

Схема №2:

 (тис. грн).

Затрати на відшкодування втрат електроенергії в мережі включаються в щорічні витрати на експлуатацію мережі:

ИΣ=И+Звтрат.                                             (1.14)

Схема №1:

ИS =5679,471+1554660,48 = 1560339,956 (тис. грн);

Схема №2:

ИS = 6047,069+3531654,49 = 3537701,558 (тис. грн).

Вибираємо першу схему мережі, так як цей варіант економічно доцільніший.

2. Характеристика району електромережі

Електрична мережа, що проектується призначена для електропостачання району. Номінальна напруга мережі 110 кВ. В пунктах живлення передбачено встановлення двох трансформаторів 110/10 кВ

Технічні характеристики ЛЕП і підстанцій представлені в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 – Технічна характеристика ЛЕП

Таблиця 2.2 – Технічна характеристика підстанцій

Визначимо площу району. Для цього схему району нанесемо на міліметрівку, крайні точки району обведемо замкненою лінією, що встановлює територію району. Вона займає площу 3024 (км2).

3. План відпуску електроенергії споживачам

В даному розділі нам необхідно визначити загальну кількість отриманої від електростанцій та відпущеної споживачам електроенергії. Кількість відпущеної споживачам електроенергії визначається по формулі, кВт×год:

 (3.1).

(кВт.год).

Необхідно також розрахувати втрати електроенергії в розподільчих мережах, які повинні бути додані до втрат в основних мережах та трансформаторах, що розраховані в розділі1.

Втрати в розподільчих мережах розраховуються по формулі, кВт×год:

DА=(S2max /U2)×r0× l×t×n,                                (3.2)

де n – кількість комірок на стороні НН запроектованої підстанції;

l – середня довжина ліній 10 кВ.

Припускаємо, що ЛЕП-10кВ передає потужність в середньому 3 МВА на відстань 8 км, провід АС-50 (r0=0.603 Ом/км), тому комірок на всіх підстанціях буде 28 шт.

Результати розрахунку втрат електроенергії в мережах і трансформаторах заносимо в таблицю 3.1, та таблицю 3.2.

Таблиця 3.1 – Втрати потужності і енергії в ЛЕП

Таблиця 3.2 – Втрати потужності та енергії в розподільчій мережі

Таблиця 3.3 – Втрати потужності та енергії в трансформаторах

Страницы: 1, 2, 3