Технико-экономические показатели проектируемой подстанции 110/10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Технико-экономические показатели проектируемой подстанции 110/10 кВ

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика, определяющая вооружённость труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства.

Единая энергосистема (ЕЭС) России является одним из крупнейших в мире централизованно управляемым энергообъединением, граничащим с энергообъединениями стран Европы и Азии.

Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Она просто может быть преобразована в другие виды энергии - тепловую, механическую, световую и т.д. Электрическая энергия широко применяется в устройствах автоматики, электроники и т.п., без которых немыслимы аппараты и сооружения, технического характера. Поэтому в настоящие время электроэнергия широко используется во всех отраслях народного хозяйства страны. Электрификация страны предусматривает сооружение электростанций, электрических сетей и установок для потребления электроэнергии - электроприёмников.

Электрические сети сооружают для передачи и распределения электроэнергии от электростанций потребителям. Электрические сети состоят из трансформаторов и линий электропередач. Трансформаторы служат для изменения параметров передаваемой электроэнергии - токов и напряжений. Трансформаторы устанавливаются на подстанции (ПС) с коммутационной аппаратурой - выключателями, разъединителями и т.д., с помощью которых производится включение и отключение элементов сети.

Электроэнергия может передаваться на большие расстояния по линиям электропередач (ЛЭП). Характерной особенностью конструкции ЛЭП 35-220 кВ является применение одиночных проводов при относительно большом расстоянии между фазами. Большое значение в электрических сетях имеет поддержание номинальных напряжений. С помощью различных средств регулирования реактивной мощности и напряжения удаётся добиться необходимых уровней напряжения у потребителей. Оптимальный уровень напряжения в сети позволяет существенно снизить потери мощности в элементах сети. Однако завышенные уровни напряжения значительно увеличивают стоимость электроэнергии. Для поддержания уровней напряжения в первую очередь используют регулировочные диапазоны трансформаторов, автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов и компенсаторов на станциях энергосистемы.

Если таких средств недостаточно, то производится установка устройств компенсации реактивной мощности на подстанциях электрических сетей.

Линии электропередачи и оборудование подстанции в период их работы подвергаются влияниям различных воздействий. В результате может возникнуть нарушение электроснабжения потребителей, что может привести к значительному народно-хозяйственному ущербу.

Для предотвращения нарушения электроснабжения потребителей устанавливаются устройства релейной защиты и автоматика (РЗиА), устройства грозозащиты и защиты от коммутационных перенапряжений.

Помимо этого работа людей в электрических системах сопряжена со значительным риском для здоровья. Для этого на предприятиях энергосистем разработан ряд мероприятий по охране труда и здоровья людей. Выработка и преобразование электроэнергии ведет к значительному загрязнению окружающей среды. Поэтому в энергосистемах ведутся работы по уменьшению вреда, наносимому окружающей среде.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ 110/10КВ

Основными технико-экономическими показателями ПС являются капитальные вложения на строительство ПС, эксплуатационные расходы, потери электроэнергии, годовой отпуск электроэнергии. Географическое местоположение данной проектируемой подстанции определяет только один возможный вариант электроснабжения, изображенный на рисунке 1.

Рисунок 1 - Географическое местоположение проектируемой подстанции

подстанция экономический трансформатор мощность

Для решения поставленной задачи необходимо выбрать мощность и число устанавливаемых на подстанции трансформаторов.

Практически бесперебойное электроснабжение потребителей I и II категории обеспечивается при установке на подстанциях двух однотипных трансформаторов. Такое решение, как правило, является наиболее экономически целесообразным. При отключении (плановом или аварийном) одного из двух трансформаторов, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить всех потребителей, получающих питание от данной подстанции, исходя из допустимой перегрузки трансформатора при наибольшей нагрузке 40%. В большинстве случаев такой режим для двухтрансформаторной подстанции достигается при 60-70% загрузке каждого трансформатора во время максимума нагрузки. Тогда, расчетную номинальную мощность трансформатора можно определить по формуле /1/

,

где К₁₂ - коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категории, К₁₂ = 1,0;

К_ав - коэффициент аварийной перегрузки, К_ав = 1,4.

МВА

Выбираем два трансформатора типа ТМН-6300/110-80-ХЛ1. Определим загрузку трансформаторов в нормальном и аварийном режимах

,

где S_ТР - мощность трансформатора, МВА

,

что удовлетворяет условию по выбору трансформатора.

Для расчёта капитальных вложений в сооружение воздушной линии (ВЛ) необходимо выбрать сечения по экономической плотности тока

где I_m - ток нагрузки в нормальном режиме работы, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм².

При Т_max = 5000 часов, j_эк = 1 А/ мм² (для Сибири)

А,

где n_л - количество параллельных линий. Выбираем провод АС 70/11, что является минимальным сечением по условиям короны.

Сечение провода по экономической плотности тока

F_эк = 20,39/1,0 = 20,39 мм

Выбираем провод АС 70/11, что является минимальным сечением по условиям короны.

Капиталовложения в сооружение воздушной линии электропередачи

К_ЛЭП = К_УД LК_ИК_Т ,

где К_УД - удельные капиталовложения для сооружения 1 км ЛЭП на железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей, сооружаемой в I районе по гололёду К_УД = 13,5 тыс. руб./км /1/;

К_Т - территориальный коэффициент, К_Т = 1,3;

К_И - коэффициент пересчёта к ценам 2005 года;

L - длина линии 8,0 км.

К_ЛЭП = 13,5 8,0 55,67 1,3 = 7816,1 тыс.руб.

Определим капиталовложения в подстанцию.

Расчёты произведём в ценах 2005 года с учётом коэффициента пересчёта К_и = 55,67 по отношению к ценам 1984 года.

Схема и оборудование проектируемой ПС представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Оборудование установленное на подстанции.

Капиталовложения в подстанцию определяют по формуле:

К_ПС = (К_ТР•n_ТР + К_ОРУ + К_В•n_В + К_КРУ•n_КРУ + К_ПОСТ)•К_И•К_Т,

где К_ТР - стоимость одного трансформатора, 36,0 тыс.руб.;

n_ТР - количество трансформаторов;

К_ОРУ - стоимость сооружения открытого распределительного устройства, 36,3 тыс. руб.;

К_ПОСТ - постоянная часть затрат, 130,0 тыс. руб.;

К_В - стоимость выключателя подстанции;

К_КРУ - стоимость ячейки КРУ.

К_ПС = (2 36,0 + 36,3 + 226,0 + 2,81 12 + 130,0) 55,67 1,3 = 23449,6 тыс. руб.

Расчет капитальных вложений в проектируемую подстанцию сведем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Расчет капиталовложений в проектируемую подстанцию в рублях

Размещено на Allbest.ru