Перспективы развития энергетики в Республике Татарстан
Содержание
1. ВВЕДЕНИЕ 3
1.1. Перспективы развития энергетики в Республике Татарстан 3
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 9
2.1. Показатели проектирования 9
3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 11
3.1. Расчет электрических нагрузок 11
3.2. Выбор силовых трансформаторов 15
3.3. Выбор и построение схемы электроснабжения 18
3.4. Расчет токов короткого замыкания 25
3.5. Выбор электрооборудования 31
3.5.1. Выбор низковольтной защитной аппаратуры 31
3.5.2. Выбор проводов и кабелей 35
3.5.3. Расчет заземления 36
3.6. Монтаж низковольтной аппаратуры и кабелей 40
3.7. Вывод 43
4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА 45
4.1. Охрана труда в электрических установках 45
4.2. Защитное заземление 49
4.3. Противопожарная защита 53
5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 54
6. Список литературы 57
7. Приложения 59
Введение
Перспективы развития энергетики в Республике Татарстан
Потребление энергии является обязательным условием существования человечества. В связи со стабилизацией общей экономической ситуации в Республике Татарстан и наметившимся ростом промышленного производства в последние годы наблюдается увеличение потребления электрической и тепловой энергии. В связи с эти тема данной курсовой работы приобретают особую актуальность.
В настоящее время производственное энергетическое объединение «Татэнерго» один из ведущих в России электроэнергетических комплексов. По отпуску тепла объединение является крупнейшим в России и Европе, а по производству электроэнергии – лишь 30 стран превосходят его. В составе объединения 9 действующих и одна строящаяся электростанция, 8 электросетевых предприятий, предприятие тепловых сетей, энергосбыт, а также предприятия и организации, осуществляющие транспортные перевозки, ремонтное обслуживание и наладку энергооборудования, научно-техническое, инженерное и проектно-конструкторское обеспечение, обучение персонала и ряд других функций.
Установленная электрическая мощность электростанций объединения составляет 7003 МВт, тепловая мощность 13884 Гкал/ч. Протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи с напряжением 6-500 кВ приближается к 33 тысячам километров, в том числе линий 35-500 кВ– более 9,4 тысячи километров.
Объединение обеспечивает электрической и тепловой энергией Республику Татарстан – крупный индустриальный и сельскохозяйственный
регион площадью 68000 квадратных километров и может выдавать дополнительно сверх потребностей республики 1000-1500 МВт электрической мощности.
Основным производителем тепловой и электрической энергии в Республике Татарстан является ОАО «Татэнерго». На данном предприятии вырабатывается практически вся электроэнергия и значительная доля тепловой энергии. ОАО «Татэнерго» является одной из крупнейших энергосистем Российской Федерации. В составе ОАО «Татэнерго» функционируют 9 тепловых электростанций (7 ТЭЦ и 2 ГРЭС), одна гидроэлектростанция и 3 районных котельных г. Казани. Установленная электрическая мощность составляет (по состоянию на 01 января 2010 года) 6986 МВт.
Основные проблемы энергетической отрасли Республики Татарстан следующие:
1. Значительный физический и моральный износ основных производственных фондов, достигший к 2010 г. величины в 65,8%. Рост износа основных фондов в период с 1990 г. составил 8,9 %. Данная ситуация объясняется недостаточной инвестиционной привлекательностью энергетики, необходимостью значительных капитальных вложений, высокими сроками окупаемости мероприятий по модернизации предприятий энергосистемы. Здесь же следует обратить внимание на уровень потерь в сетях: 9,5% в сетях ОАО «Татэнерго», 11,31% – в сетях переданных ГУП РПО «Таткоммунэнерго» ГУП «Татэлектросеть» и 18,7% – в сетях, передаваемых ГУП РПО «Татсельжилкомхоз».
2. Ориентация энергосистемы на один вид топлива (природный газ). Объем потребления топлива предприятиями энергосистемы составило в 2010 г. 12,5 млн. т.у.т., из них доля газа составила 94%. Ситуация осложняется зависимостью потребителей от поставок газа из-за пределов республики, политикой ОАО «Газпром», направленной на неуклонное снижение поставок газа по регулируемым ценам, а также высокими темпами роста цен на газ в
перспективе (по различным оценкам до 118-138 долларов к 2020 году).
3. Значительное экологическое воздействие, оказываемое предприятиями энергетической отрасли на окружающую среду.
Стратегическими целями развития энергетики Республики Татарстан являются:
- надежное снабжение экономики и населения Республики Татарстан электрической и тепловой энергией;
- обеспечение полноценного функционирования энергосистемы во взаимодействии с единой энергосистемой Российской Федерации в рыночных условиях;
- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития энергетической отрасли на базе новых современных технологий.
В связи со стабилизацией общей экономической ситуации в Республике Татарстан и наметившимся ростом промышленного производства в последние годы наблюдается увеличение потребления электрической и тепловой энергии. В дальнейшем прогнозируется рост потребления электрической энергии: в 2012 по сравнению с 2010 – на 20-22%. Кроме того, в связи с реформированием энергосистемы Российской Федерации и началом полноценного функционирования оптового рынка электрической энергии, перед энергосистемой республики ставится задача выхода на общероссийский рынок с предложениями по продаже электрической энергии.
Производство тепловой энергии также имеет тенденцию к увеличению. Планируемый рост составляет в 2010 г. – 3-4 % по сравнению с 2003 г.
Модернизация энергосистемы Республики Татарстан должна основываться на следующих принципах:
1. Обеспечение конкурентоспособности продукции, производимой энергосистемой. Это является особенно актуальным в условиях реформирования энергосистемы Российской Федерации и началом
полноценного функционирования рынка электрической энергии;
2. Реформирование энергосистемы на основе требований федерального законодательства;
3. Внедрение мероприятий, позволяющих осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (изменение нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, заключение и реализация договоров на поставку электроэнергии за пределы Республики Татарстан);
4. Ввод объектов, обеспечивающих комбинированное производство электрической и тепловой энергии, снижение удельных расходов топлива, а также уменьшающих негативное воздействие на окружающую среду (газотурбинные установки) с вытеснением действующих газовых котельных в зону пиковых тепловых нагрузок.
5. Внедрение мероприятий, которые при минимальных затратах способны дать большой экономический эффект: модернизация действующего оборудования и ввод объектов незавершенного строительства.
Техническое перевооружение генерирующих мощностей энергосистемы должно базироваться на широкомасштабном внедрении установок, обеспечивающих комбинированное производство энергии.
Суммарная мощность вновь введенных электрических мощностей в Республике Татарстан в 2010-2015 гг. составит величину порядка 670-690МВт. Из них 400МВт предусматривается построить за счет собственных средств предприятий энергосистемы, а остальные 270-290 МВт за счет средств основных потребителей энергоресурсов и инвесторов.
Для повышения энергетической безопасности Республики Татарстан, снижения зависимости от внешних поставщиков первичных энергоресурсов, оптимистический сценарий развития энергосистемы целесообразно возобновление строительства Татарской АЭС и ввод в эксплуатацию 2 энергоблоков мощностью 1000 МВт. Кроме того, для повышения эффективности функционирования энергосистемы необходимо предусмотреть подъем уровня водохранилища Нижнекамской ГЭС до проектной отметки 68 м., не позднее 2010 г.
Организационные мероприятия по повышению эффективности функционирования энергосистемы должны включать в себя следующее:
- взаимодействие с федеральными органами власти в области законодательного разграничения полномочий и ответственности в сфере регулирования энергетического сектора между федеральными и республиканскими органами исполнительной власти и органами местного самоуправления для достижения баланса интересов органов государственной власти, предприятий энергетической отрасли и потребителей энергоресурсов;
- объединение тепловых сетей ОАО «Татэнерго» и муниципальных тепловых сетей в рамках одного предприятия, что определит ответственность предприятий за надежное теплоснабжение конечных потребителей (в населенных пунктах Республики Татарстан, где присутствуют генерирующие мощности ОАО «Татэнерго», работающие на комбинированной выработке);
- создание информационно-аналитической базы данных и организация мониторинга всех действующих систем энергоснабжения для определения реальных затрат энергоресурсов и, в последующем, для оптимизации их потребления;
- разработка действующих и перспективных схем электро- тепло- и газоснабжения всех населенных пунктов Республики Татарстан. При этом, должны быть созданы организационно- правовые и экономические механизмы разработки новых генеральных планов энергоснабжения городов с учетом оптимальной структуры энергоресурсов и других факторов;
- создание условий для повышения инвестиционной привлекательности энергетической отрасли, привлечения частных инвестиций, возможно с использованием государственных гарантий;
Необходимо уделить большое внимание снижению потерь при передаче и распределении электроэнергии. В настоящее время уровень потерь составляет
9,5%, в то время как в развитых странах данная величина не превышает 4-5%. Снижение потерь до мирового уровня должно стать одной из задач финансовой стабильности энергосистемы.
Перестройка структуры экономики в сторону высокотехнологичных и менее энергоемких производств и технологические меры экономии энергии должны позволить снизить энергоемкость валового регионального продукта на 25-27% к 2010 г.[1]
2 Исходные данные
2.1 Показатели проектирования
Электрокотельная входит в состав системы технического водоснабжения «Теплоэнергосервис» (ТЭС), она предназначена для получения горячей воды за счет тепла, выделяемого электрическим током при прохождении его непосредственно через воду, а применяется для отопления и горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, как закрытых, так и открытых отопительных систем, поселка Светлый и рядом стоящие промышленные предприятия.
Согласно ПУЭ Электрокотельная является потребителем первой категории. На электрокотельной имеется два силовых трансформатора мощностью 35 МВт, питание этих трансформаторов осуществляется с ОРУ-220 кВ,по воздушной линии 220 кВ, от разных источников питания, находящихся на Вилюйской ГЭС- 3.
Основным оборудованием электрокотельной является котел электродный, водогрейный типа КЭВ-10000/6-3Ц количеством 8 штук.
Рном= 10000 кВт; Uном = 6 кВ; Jном= 920 А.
Пределы регулирования мощности – 100-50% Рном,
Температура воды на выходе из котла – 150 оС
Номинальный расход воды через водогрейный котел – 107м3/ч
Расчетное давление воды – 1,0МПа (10,0 кгс/см2)
Теплопроизводительность – 8,6 Гкал/ч
Насос сетевой 1 ступени, количество 2 шт., тип: СЭ-800-100-11
Тип электродвигателя: ДА3О4-400ХК-4У3; Q =800 м3; H = 1,0 Мпа Рном = 315 кВт; n = 1500 об/мин;Uном = 6 кВ.
Насос сетевой 2 ступени количество
2 шт.; тип СЭ-800-55-11
Вспомогательное оборудование:
Конденсатный насос кол-во 4 шт.,Рном = 5,5 кВт; n = 2850 об/мин; Uном = 0,4 кВ;
Насос аккамуляторных баков; кол-во 4 шт.,Рном=15 кВт; n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ;
Дренажный насос; кол-во 4 шт.,Рном=7,45 кВт; n = 2900 об/мин;
Uном = 0,4кВ;
Насос охлаждения подшипников; кол-во 4 шт.,Рном=11 кВт;
n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ.
3Технико-технологическийраздел
3.1 Расчет электрических нагрузок
Основным методом расчета электрических нагрузок промышленных предприятий является метод коэффициента максимума, рекомендованный в «Руководящих указаниях по определению электрических нагрузок промышленных предприятий». Метод применим в тех случаях, когда известны номинальные данные всех ЭП предприятия и их размещение на плане цехов и на территории предприятия. Методпозволяет по номинальной мощности ЭП сучетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы электроснабжения.
Наименование узлов питания и групп электроприемников |
Количество электроприем-ников |
Ки. |
cosφ |
tgφ |
Р ном , кВт |
РУ -0,4 кВ |
|||||
ЩСУ-1 |
|||||
Насос аккамуляторных баков |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
15 |
Конденсатный насос |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
5,5 |
Насос охлаждения подшипников |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
11 |
Дренажный насос |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
7,45 |
Кран-балка |
|||||
Двигаталь хода балки |
1 |
0,1 |
0,5 |
1,73 |
18 |
Двигаталь хода тележки |
1 |
0,1 |
0,5 |
1,73 |
5,5 |
Двигаталь подъема / спуска |
1 |
0,1 |
0,5 |
1,73 |
30 |
Рабочее освещение |
1 |
0,85 |
0,95 |
0,7 |
14,55 |
ЩСУ-2 |
|||||
Насос аккамуляторных баков |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
15 |
Конденсатный насос |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
5,5 |
Насос охлаждения подшипников |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
11 |
Дренажный насос |
4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
7,45 |
Аварийное освещение |
1 |
0,85 |
0,95 |
0,7 |
6,6 |
РУ-10 кВ |
|||||
Сетевой насос 1 ступени |
2 |
0,9 |
0,89 |
0,51 |
315 |
Сетевой насос 2 ступени |
2 |
0,9 |
0,89 |
0,51 |
400 |
Электрокотел |
8 |
0,8 |
0,95 |
0,33 |
10000 |
Таблица 1.1Электрооборудование электрокотельной
Расчет нагрузки группы электроприемников, присоединенных к ЩСУ-1:
Определяем средние нагрузки за наиболее загруженную смену:
1.Насос аккумуляторных баков:
РСМ1=РН1 ∙ n ∙ КИ = 15 ∙ 4 ∙ 0,65 = 39 кВт,
где РН – номинальная мощность, приведенная к 100%, кВт;
n –количество электроприемников;
КИ – коэффициент использования.
QСМ1=РCМ1 ∙ tgφ =39∙ 0,75= 29,25кВАр
2.Конденсатный насос
РСМ2=РН2 ∙ n ∙ КИ = 5,5 ∙ 4∙ 0,65 = 14,3 кВт QСМ2=РCМ2 ∙ tgφ =14,3∙ 0,75 = 10,7кВАр
3.Насос охлаждения подшипников
РСМ3=РН3 ∙ n ∙ КИ = 11 ∙ 4 ∙ 0,65 = 28,6 кВт
QСМ3=РCМ3 ∙ tgφ =28,6∙ 0,75 = 21,45кВАр
4.Дренажный насос
РСМ4=РН4 ∙ n ∙ КИ = 7,45 ∙ 4×0,65 = 19,37 кВт
QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =19,37×0,75 = 14,52кВАр
5.Кран - балка
Двигатель хода кран - балки (ПВ = 40%)
РСМа=РНа ∙ ∙ КИ ×n= 18 ∙ ∙ 0,1×1 = 1,134 кВт
Двигатель хода тележки (ПВ = 40%)
РСМб=РНб ∙ ∙ КИ×n= 5,5 ∙ ∙ 0,1×1 =0,347 кВт
Двигатель подъема /спуска (ПВ = 60%)
РСМв=РНв ∙ ∙ КИ×n= 30 ∙ ∙ 0,1×1= 2,34 кВт
Суммарная мощность кран - балки
РСМ5= РСМа+ РСМб+ РСМв=1,134+0,347+2,34=3,821 кВт
QСМ5=РCМ5 ∙ tgφ =3,821 ∙ 1,73 = 6,6 кВАр
6.Рабочее освещение
РСМ6=РН6 ∙ n ∙ КИ = 14,55 ∙ 1 × 0,85 = 12,4 кВт
QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =12,4× 0,7 =8,68 кВАр
Определяем суммарные нагрузки
ΣРн=РН1+ РН2 + РН3 + РН4 + РН5 + РН6 = 15+5,5+11+7,45+(18+5,5+30)+14,
ΣРСМ=РСМ1+РСМ2+РСМ3+РСМ4 + РСМ5 + РСМ6 = 39+14,3+28,6+19,37+3,82+12,4= 117,49 кВт
ΣQСМ=QСМ1+QСМ2+QСМ3+QСМ4+QСМ5+
Коэффициент использования находится следующим образом:
Отношение мощностей в группе:
Определение эффективного числа электроприемников:
При m<3 принимается действительное число электроприемников, m>3 и Ки>0,2 эффективное число электроприемников определяется по ниже следующей формуле:
n'=
Км – табличная величина, принимаемая в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемниковnэ.
В данном случае Ки=0,62 и nэ=7,13; Км=1,58
Расчетная максимальная нагрузка
Рм =Км ∙ Рсм=1,58×66,86=105,6 кВт
При nЭ>10 максимальная реактивная нагрузка принимается равной среднесменное нагрузке, а при nЭ<10 на 10% выше среднесменной.
Qм=1,1 ∙ Qсм = 1,1 ∙ 53,26 = 58,59кВАр
кВА
Определение полной мощности ЩСУ-1:
Определение максимального расчетного тока ЩСУ-1:
А
Нагрузка 6 кВ:
Асинхронные двигатели.
Сетевой насос 1 ступени:
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=315×2×0,9=567 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj=567×0,51=289,2 кВАр.
Сетевой насос 2 ступени:
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=400×2×0,9=720 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj=720×0,51=367,2 кВАр.
Электрокотел:
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=10000×8×0,8= 64000 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj= 64000×0,33= 21120кВАр.
Расчет нагрузок на ЩСУ-2 аналогичен. Результаты расчета заносим в таблицу нагрузок. (Приложение 1)
3.2 Выбор силовых трансформаторов
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальной работы при отключении одного из них. Для выбора мощности цеховой ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность за максимально загруженную смену.
Рсм = 72,51 кВт; Qсм = 74,18 кВАр
В связи с преобладанием потребителей I категории принимаем коэффициент загрузки равным 0,65. К установке принимаем трансформаторы с номинальной мощностью SНТ=100кВА.
Определим минимально необходимое число цеховых трансформаторов:
NMIN = PCM/(КЗ ∙ SНТ) + DN = 72,15/(0,65∙100) + 0,76 =1,87≈ 2
Оптимальное число трансформаторов:
NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2,
где m = 0
Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через 2 трансформатора:
QMT = =107,9 кВАр
Мощность компенсирующих установок :
QКУ = QCM - QMT = 74,18 – 107,9 = - 33,72 кВАр
Установки компенсирующих устройств не требуется.
Проверка трансформатора на загрузку:
В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 0,6
В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 1,2
Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режиме соответствует норме.
Выбираем трансформаторы типа: ТМ-100/6/0,4.
Таблица 3.1 Технические параметры трансформаторов
Тип трансформатора |
S, кВА |
Номинальное напряжение,кВ |
Потери, кВт |
Iхх,% |
Uкз,% | ||
ВН |
НН |
Рхх, |
Ркз | ||||
ТМ |
100 |
6 |
0,4 |
0,33 |
1,97 |
2,6 |
4,5 |
Таблица3.2 Технические параметры КТП
Вид КТП |
SномкВА |
Uн, кВ |
Тип силовоготрансфор- матора |
Тип коммутационных аппаратов на 6 кВ |
Тип коммутационных аппаратов на 0,4 кВ | |
На вводе с секционированием |
На линиях | |||||
КТП-100 |
100 |
6/0,4 |
ТМ |
ПКТ - 6 |
Р - 30 |
А - 3700 |
Для выбора мощности подстанции необходимо знать среднюю передаваемую мощность.
Рсм =48994,31 кВт;Qсм = 16366,11кВАр.
Полная среднесменная мощность:
Потери в трансформаторе приближенно определяются по формулам:
ΔРТ = 0,025 ∙ SСМ = 0,025 ∙ 51655,51 = 1291,39кВт;
ΔQТ = 0,105 ∙ SСМ = 0,105 ∙51655,51= 5423,83 кВАр.
Полная среднесменная мощность с учетом потерь:
Расчетная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции:
Выбираем два варианта с трансформаторами разной мощности:
1.Трансформаторы типа ТДТН-40000/220/6,6:
Проверка трансформатора на загрузку:
В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 0,7
В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 1,4
Коэффициент загрузки, как в нормальном, так и в аварийном режиме не превышает норму.
2. Трансформаторы типа ТДТН- 25000/220/6,6:
Проверка трансформатора на загрузку:
В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 0,7
В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 1,4
Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режимепревышает допустимые значения.
К установке принимаем трансформаторы типа: ТДТН –40000/220/6,6:
Таблица 3.3 Технические параметры трансформаторов
Тип трансформатора |
S, кВА |
Номинальное напряжение,кВ |
Потери, кВт |
Iхх,% |
Uкз,% | ||
ВН |
НН |
Рхх |
Ркз | ||||
ТДТН |
40000 |
230 |
6,6 |
54 |
220 |
0,55 |
22 |
3.3Выбор и построение схемы электроснабжения
Определим ориентировочное напряжение, по формуле
Uном = 4,34× = 4,34× = 123,02 кВ.
где L = 20 км –длина линии;
Р = 48,96357 МВт –передаваемая по линии активная мощность.
Используя полученный результат принимаем к сравнению 2 варианта: в одном варианте первичное напряжениепитающее электрокотельную 110 кВ, в другом 220 кВ.
Критерием выбора оптимального варианта является соответствие варианта техническим требованиями наименьшее значение полныхприведенных затрат:
З = Иi + ЕНКi +У,
где i = 1, 2 – сравниваемые варианты;
ЕН =0,12– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
К – капиталовложения в электроустановку, т. руб;
У – ущерб (принимается равным нулю, так как варианты имеют одинаковую надежность), т. руб;
И – годовые эксплуатационные расходы, т. руб;
И = ИА + ИП,
гдеa – норма амортизационных отчислений
ИПОТ = Сэ ∙ DWГОД – издержки, вызванные потерями электроэнергии, т.руб/год;
DWГОД – годовые потери электроэнергии, кВт∙ч;
Сэ – средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб/кВт∙час.
Сэ = руб/кВт∙час
где: α1 –основная ставка по тарифу;
β – дополнительная ставка по тарифу;
РЗАЯВ– заявленная активная нагрузка;
WГОД– годовая потребляемая энергия, кВт∙ч;
Вариант 1:U=110кВ
Расчетная нагрузка: SР=51616.79кВ А
Выбираем ВЛ на U=110 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение ВЛвыбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2[ 1 ]
Сечениепроводов линии:
Выбираем по [11] ВЛ с сечениемАСО-300 , IДЛИТ= 690А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
Для воздушнойлинии: DWГОД Л = DРМАХ Л * t
где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;
DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10-3 = 3 ∙ 0,108 ∙ 20 ∙ 270,92 ∙ 2 ∙ 10-3 =
= 951,09кВт ,
гдеRO =0,108 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20 км –длина воздушной линии;
n – число линий;
IP = - максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –время максимальных потерь [11].
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
DWГОД КЛ= DРМАХ * t = 951,09 ∙ 8000 = 7608720кВт ∙ ч
Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
DWГОД ТР=
где n –количество трансформаторов;
SPAC– полная расчетная мощность, кВ А;
SНОМ ТР – номинальная мощность трансформатора, кВ А;
ΔРХХ и ΔРК–потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно, кВт [11].
DWГОД ТР= кВт∙ч
Издержки, вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,24 ∙ 10-3 ∙ (7608720+2397528)=2401,5 т.руб/год
Расчет капиталовложений:К = КЛ + КВА
где Кл – капитальные вложения на сооружение воздушной линий.
КЛ =13,25тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки воздушной линии.
КЛ = КЛ ∙ L ∙ n =13,25 ∙ 20 ∙ 2 = 530 т.руб
КВА – капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования:
Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72т.руб.;
Стоимость трансформатора 40000/110/6: 164,4т.руб. ;
Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76тыс.руб.
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 тыс. руб.
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4тыс.руб.
Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на воздушные линии:
САЛ=Кл ∙ Ψл= 530 ∙ 0,028 = 14,84тыс.руб.
где Кл=530тыс. руб. – капитальные затраты на линии,
ΨЛ=0,028 – норма амортизационных отчислений.
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА ∙ ΨО=312,4 ∙ 0,088=27,49тыс. руб.
где КВА =312,4тыс.руб. – затраты на оборудование;
ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование.
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33тыс. руб.
Определяем суммарные приведенные затраты:
З = ИП + ИА +Ен ∙ К =2401,5+42,33+0,12×842,4=2544,
Результаты расчетов сводим в ниже следующуютаблицу 7.
Вариант 2:U=220кВ
Расчетная нагрузкаSР=51616,79кВ А
Выбираем ВЛ на U=220кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение кабеля выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1А/мм2[ 1 ]
Сечение кабеля
Выбираем ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л ∙t
где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;
DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,13 ∙ 20 ∙ 135,52 ∙2 ∙ 10 -3 = 286,42кВт,
где RO =0,13 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20км –длина воздушной линии;
n – число линий;
IP =135,5 А – максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –в соответствии.
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
DWГОД Л= DРМАХ ∙ t = 286,42 ∙ 8000 = 2291360кВт ∙ ч
Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
DWГОД ТР=
DWГОД ТР= кВт∙ч
Издержки, вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,093 ∙ 10 -3 ∙(2397528+2291360) = 1125,3 тыс. руб./год
Расчет капиталовложений:К = Кл + КВА
КЛ=16,4 тыс.руб./км – удельная стоимость прокладки ВЛ.
Кл= КЛ ∙ L ∙ n =16,4 ∙ 20 ∙ 2 = 656тыс.руб.
Стоимость сооружения ОРУ-220Кв: 108 тыс.руб.;
Стоимость трансформатора 40000/220/6: 378 тыс.руб.;
Стоимость ячейки ОРУ-220Кв: 152 тыс.руб.
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638тыс.руб.
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294тыс.руб.
Определяем годовые амортизационные отчисления.
В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на кабельные линии:
СКЛ=Кл ∙ Ψвл= 656 ∙ 0,028 = 18,4тыс. руб.
где Кл=656тыс. руб. – капитальные затраты на линии
ΨЛ=0,028– норма амортизационных отчислений
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА ∙ ΨО= 638 ∙ 0,088=56,14 тыс. руб.
где КВА = 638тыс. руб. – затраты на оборудование;
ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование.
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54тыс. руб.
Определяем суммарные приведенные затраты:
