Линия электропередачи напряжением 500 кВ

Вывод: дана краткая характеристика исходных данных районной электрической сети. В ходе работы была определена потребная району мощность, величина которой равна 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности. С учётом географического положения пунктов были составлены рациональные варианты схемы развития сети. Для выбранных схем были предварительно определены напряжения для линий по ф

ормуле Г.А.Илларионова, далее выбрали (проверили): сечения проводов, трансформаторы у потребителей. Затем произвели технико-экономическое сравнение вариантов схем, оценив для каждого капиталовложения и издержки, по результатам которого выбрали наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта схемы была составлена схема замещения, и произведён расчет её параметров. Далее осуществили расчёт и анализ режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима. В этих трёх режимах значения напряжений у потребителей оказались отличными от требуемых ПУЭ (для режима наибольших нагрузок и послеаварийных режимов оно составляет 10,5кВ, для режима наименьших нагрузок-10кВ), что было отрегулировано с помощью РПН.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

4.1 Линия электропередачи 500 кВ

Порядок выполнения расчётов:

1. Определяются капитальные вложения. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам.

2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт сети.

3. Вычисляются ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии.

4. Определяется себестоимость передачи 1кВт·ч электроэнергии.

В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:

Двух СК КСВБ-50/11,

9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500

Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.

З = Ен· Кå + Иå

Кå = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ

1) Кл1 = 2·к0(300))· ℓ1 = 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.

2) Кл2 = к0(300))· ℓ2 = 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.

3) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

Корувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.

Ктр = 4∙493 = 1972 тыс. руб.

Кпч = 4100 тыс. руб.

КГЭС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.

4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ

КОРУ ВН = 260∙6 =1560 тыс. руб.

КОРУ СН = 110∙8 =880 тыс. руб.

КТР = 2∙1260 = 2520 тыс. руб.

К пч = 4100 тыс. руб.

ККУ = КР + КСК

ККУ = 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.

КП/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.

Тогда Кå = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.

Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ

Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС + Иå а.о.р.п/ст

Иå а.о.р.вл = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.

Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.

Иå а.о.р.п/ст = 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.

Иå а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

а) в линии 1:

ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1

ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 10592 /5002 ·0,034·510/2 = 29 МВт

Wгод = 5,843∙106 МВт·ч

Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.

τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час

ΔW л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч

ΔWкор л1 = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч

ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)

Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙123300+ 1,75∙10-2∙70 = 2467 тыс. руб.

б) в линии 2:

ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1

ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 519,22 /5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт

Wгод = 5,843∙106 МВт·ч

Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.

τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час

ΔW л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч

ΔWкор л1 = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч

ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)

Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙91865+ 1,75∙10-2∙53,2 =

1838 тыс. руб.

Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

Ипотери ээ тр = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760

Ипотери ээ тр = 2∙10-2∙∙0,121(2346./1251)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙4∙0,42 ·8760 =

365,32 тыс. руб.

б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:

Ипотери ээ тр п/ст = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760

Ипотери ээ тр п/ст = 2∙10-2∙1/6∙0,49∙(536·./1002)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙6∙0,15 ·8760 =139,9 тыс. руб.

Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.

И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ

И∑ = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З = Ен· Кå + Иå

З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = Иå /Wгод

С = 8543,92 /5,843∙106 = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч

4.2 Районная электрическая сеть

Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.

Таблица 4.1

Капиталовложения в линии

 Скачать реферат