- •Заключение. Список литературы. Введение
- •1. Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок.
- •1.1 Анализ расположения источников питания и нагрузок на плане местности. Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок.
- •1.3 Определение ориентировочно оптимального номинального напряжения вл по эмпирической формуле:
- •1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих пс:
- •Параметры трансформаторов. Таблица 1.1
- •Потери в трансформаторах :
- •Потери в трансформаторах :
- •Потери в трансформаторах :
- •Вариант “б”.
- •1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом приведенных затрат.
- •2. Расчет установившихся режимов работы электрической сети.
- •3. Механический расчёт проводов и тросов воздушной линии электропередачи
- •3.1 Определение расчётных климатических условий
- •3.2 Определение удельных механических нагрузок проводов вл
- •3.3 Расчёт критических пролётов и выявление исходного режима для расчёта проводов вл
- •3.4 Определение наибольшей стрелы провеса проводов
- •3.5 Проверка основных габаритов выбранной типовой опоры
- •Раздел 4. Определение технико-экономических показателей электрической сети
- •4.1. Расчет капиталовложений на сооружение лэп
- •4.2. Расчет капиталовложений на сооружение подстанций.
- •4.3 Расчет издержек на возмещение потерь активной энергии.
- •4.4 Расчет кпд и себестоимости передачи и распределения электроэнергии.
- •Список литературы.
4.3 Расчет издержек на возмещение потерь активной энергии.
Ежегодные издержки на амортизацию электрической сети:
.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание электрической сети:
,
где - ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, % капитальных затрат, выбираемые по табл. 6.2. [1],
- составляющие стоимости оборудования по ВЛ и ПС, выбираемые по табл. 7.4. [1],
,
где - амортизационные отчисления, выбираемые по табл. 6.1. [1].
.
Суммарные потери активной энергии в электрической сети:
,
где - потери энергии в течении года в ВЛ,
- потери энергии в трансформаторах на подстанции в течении года,
- средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети в течении года,
,
Определим потери энергии в ВЛ:
,
Потери энергии в трансформаторах подстанций:
,
Постоянные потери энергии в трансформаторах i-подстанции
где ni – количество параллельно работающих в режиме максимальных нагрузок трансформаторов на подстанции,
- потери активной мощности в режиме холостого хода в трансформаторе, МВт,
- время работы трансформаторов в течении года, ч,
ПС-1:
ПС-2:
ПС-3:
ПС-4:
Переменные потери энергии в трансформаторах i–й подстанции
- переменные потери мощности в трансформаторе, МВт,
- время максимальных потерь, ч,
Определим потери энергии в трансформаторах:
.
Определим издержки на возмещение потерь энергии в сети:
.
Определим ежегодные эксплутационные расходы:
.
4.4 Расчет кпд и себестоимости передачи и распределения электроэнергии.
Максимальный КПД сети:
,
.
Средневзвешенный КПД сети:
,
, -
- суммарная энергия, потребляемая потребителем за год.
.
Расчёт себестоимости передачи и распределения электроэнергии
Определение себестоимости передачи 1 кВтч электроэнергии:
,
где И – ежегодные эксплутационные издержки; ЭΣ – суммарная энергия, потребляемая потребителем за год.
Потери энергии в сети за год составляют:
,
Результаты расчёта технико-экономических показателей сведены в таблицу 4.3.
Таблица 4.3.
-
К
И
Э%
св
max
тыс. руб.
тыс. руб./год
коп./кВтч
%
%
%
3,9
1,8
98,2
97,7
Заключение
В результате выполнения курсового проекта в соответствии с заданием был разработан оптимальный вариант электрической сети района нагрузок.
Для сравнения из нескольких вариантов конфигурации сети на основании наименьшей стоимости, наибольшей надежности и удобства эксплуатации были выбраны два.
В ходе дальнейшей разработки вариантов и расчета их экономической эффективности методом дисконтированных затрат был выбран вариант радиальной схемы сети.
Проектируемая сеть относится к числу районных сетей напряжением 220 -110 кВ. Сеть питает четыре ПС, в составе потребителей которых имеются потребители I, II, III категорий по надежности электроснабжения.
Линии электропередач напряжением 110 кВ и 220 кВ выполнены на железобетонных опорах, в обоих случаях использованы сталеалюминевые провода.
Сечения проводов линий были приняты с учетом экономической плотности тока и ограничения потерь на корону и проверены по допустимому току в послеаварийном режиме работы. В проектируемой сети использованы провода марок: АС – 70/11; АС – 120/19; АС – 185/29; АС – 400/51.
Питание потребителей осуществляется через два трансформатора на каждой подстанции. Трансформаторы выбраны с учетом перегрузочной способности:
- на ПС-1 - АТДЦТН - 250000/220/110/10;
- на ПС-2, ПС-3 - ТРДН - 25000/110/10;
- на ПС-4 – ТДН- 16000/110/10;
На следующем этапе проектирования были рассчитаны установившиеся режимы:
максимальный, минимальный и 4 послеаварийных режимов.
В результате технико-экономического расчета получили следующие показатели сети:
1. Суммарные капиталовложения в сеть: КСЕТИ = 1055543 тыс.руб.
2. Суммарные издержки на эксплуатацию сети: ИОБЩ = 36433,546 тыс.руб./год;
3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети:
4. Максимальный коэффициент полезного действия сети =97,7%.
5. Средневзвешенный коэффициент полезного действия: =98,2%.
Проведенный технико-экономический расчет показал, что электрическая сеть района нагрузок отвечает требованиям экономичности, так как суммарные потери мощности и электроэнергии не превышают 5%.