Отчет по практике: Развитие электрических сетей 35 кВ Иссыкского РЭС

По территории области проходит Алматинская железная дорога, эксплуатационная длина которой по области составляет 1117 км. Большая часть территории области не задействована в работе железнодорожного транспорта, что обусловлено отсутствием необходимых производственных мощностей для строительства железных дорог. Крупный транспортный узел находится в г.Алматы, то есть в центре промышленного производства региона. Плотность автомобильных дорог с твердым покрытием общего пользования составляет 41,7 км на 1000 км² . По области проходят автомобильные дороги Алматы - Ташкент, Алматы-Караганда, Алматы-Чилик - Нарынкол, Алматы-Омск (Россия), Алматы-Талдыкорган-Семипалатинск, Аламаты-Сарыозек-Жаркент. Протяженность автомобильных дорог области составляет 10 108,7 км.

2.2 Анализ существующей схемы электрической сети и динамика роста электропотребления Иссыкского РЭС

В настоящее время на территории, обслуживаемой Иссыкским РЭС, все населенные пункты охвачены централизованным электроснабжением.

Карта существующих сетей Иссыкского РЭС приведена на рисунке 2.1.

Передача электроэнергии осуществляется по электрическим сетям напряжением 220, 110, 35, 10, 6 и 0,4 кВ. Собственных источников электроэнергии нет. В ведомстве Иссыкского РЭС находится одна подстанция 220/110/10 кВ, получающая питание по линиям 220 кВ от шин ТЭЦ-3; пять подстанций 110/35/10 кВ и 13 подстанций 35/10 кВ.

В перспективе дальнейшего роста промышленности данного региона, развития малого и среднего бизнеса и другие факторы будут способствовать увеличению уровня электрических нагрузок.

Рисунок 2.1 - Существующая схема электрических сетей Есикского РЭС

С учетом вышесказанного, была определена потребность в электрической энергии на уровень 2011 и 2015 г.г. Прогноз потребления и производства электроэнергии рассматриваемого энергоузла представлен в табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Нагрузки на 2011 год и на перспективу до 2015 г.

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты. Это вариант, в котором потребитель получит нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности и доступной стоимости.

Сопоставление вариантов схемы сети осуществляются путем сравнения расчетов экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием определяется наивыгоднийший вариант с минимальными приведенными затратами. Схема электрической сети может быть определен путем применения номинальных напряжений, числом ступеней трансформации, схемой соединения подстанций и схемами электрических соединений понижающих подстанций. Сравниваемые варианты развития сети должны обеспечивать равноценный полезной отпуск электроэнергии по потребителям при заданном режиме потребления, мощности нагрузки.

Выбор номинального напряжения электрической сети существенно влияет на ее технико-экономические показатели и на технические характеристики.

Так при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается будущее развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и, кроме того, обладает меньшей пропускной способностью. В связи с этим становится очевидным важность правильность выбора номинального напряжения сети при ее проектировании.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от ряда факторов: мощности нагрузок, удаленность от источников питания, их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети, способов регулирования напряжения.

Выбор сечения проводов и кабелей по условиям допустимого нагрева является наиболее важной задачей, имеющей первостепенное значение для надежной работы электрических сетей.

Итак, сравниваются два варианта выполнения электропередачи:

Первый вариант выполнения электропередачи:

а) строительство двух ВЛ 35 кВ «Каражота -Новая» протяженностью 12,5 км;

г) строительство ПС 35/10 кВ «Новая».

Второй вариант выполнения:

а) строительство ВЛ 35 кВ «Каражота - Новая» протяженностью 12,5 км;

б) расширение ОРУ 35 кВ ПС 35/10 кВ «Каражота»;

в) строительство ВЛ 35 кВ «Нурлы-Каражота» протяженностью 18 км;

в) расширение ПС 35 кВ «Нурлы»;

Для расчетов введем следующие допущения:

- примем, что варианты равноценны по надежности,

- капиталовложения в сеть считаются единовременными, а годовые издержки - постоянными. В этом случае оценка вариантов производится по расчетным затратам, которые определяются по выражению:

, (2.1)

где i -номера сравниваемых вариантов,

E_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12,

К_i - капиталовложения в объекты сети,

И_аi - полные годовые отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживания электрической сети,

И_эi - затраты на компенсацию потерь электроэнергии в сети.

Полные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание сети могут быть найдены по выражению:

, (2.2)

где К_i - капиталовложения в i-ый элемент сети,

P_i - нормы амортизационных отчислений на i-ый элемент.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии для каждого варианта определяем по формуле (2.3):

, (2.3)

где - переменные потери мощности, зависящие от нагрузки,

- постоянные потери мощности, независящие от нагрузки,

З' и З'' - удельные затраты на компенсацию соответственно переменных и постоянных потерь, тенге/кВт-час,

ф' и ф'' - время максимальных потерь соответственно для переменных и постоянных потерь мощности (ф' принимаем по кривой зависимости времени максимальных потерь от времени использования максимума мощности, ф''=8760 часов - это время работы оборудования).

По приведенным выражениям определяем расчетные затраты по каждому из сравниваемых вариантов. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, характеризующийся меньшими расчетными затратами.

Для сравнения необходимо рассчитать капитальные вложения на строительство электрических сетей и подстанций, которые определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования.

Определим капитальные вложения в первом варианте сети. Найдем капитальные затраты на две воздушные линии напряжением 35 кВ, включаемых в рассечку ВЛ 35 ПС Шелек-Каражота, на стальных опорах, в районе по гололедности III. Капитальные затраты рассчитываются по формуле

, (2.4)

где K₀ - удельные капитальные затраты на строительство линии, млн. тенге,

L - длина линии, км,

k - поправочный коэффициент, показывающий зависимость затрат от района строительства линии, k=1.02.

Капиталовложения в подстанцию соответствует средним условиям строительства и учитывает все затраты производственного назначения. В стоимость ПС включены затраты на внешние инженерные сети в объемах, предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 110-750 кВ». Также в эту сумму заложена стоимость постоянного отвода земли.

Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:

К_П = (?_Кi · n_i + К_пост) · б_р, (2.5)

где K_i - расчетные стоимости распределительных устройств, трансформаторов, токоограничивающих реакторов, а также дополнительные капиталовложения линейных ячеек, оборудованных высокочастотной связью;

n_i - соответственно число единиц перечисленного оборудования;

К_пост - постоянная часть затрат по подстанции, мало зависящая от мощности подстанции;

а_р - коэффициент, учитывающий район сооружения.

Общие капитальные вложения в строительство энергообъекта рассчитываются по формуле:

К = К_Л + К_П (2.6)

Проводим технико-экономическое сравнение вариантов. Сравнение производим по приведенным затратам. Определим нормы ежегодных отчислений на амортизацию И_а, ремонт и обслуживание Ир.о.:

, (2.7)

, (2.8)

(2.9)

где Р_а - норма ежегодных отчислений на амортизацию,

Р_р+Р_о - нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание.

Нормы ежегодных отчислений показаны в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Нормы ежегодных отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание, в относительных единицах

Находим издержки на компенсацию потерь электроэнергии. По заданному значению Т_max=7000часов, найдем время максимальных потерь ф=5500 часов.

Стоимость переменных и постоянных потерь электроэнергии соответственно составляют З'=0,15 тенге/кВт-час, З''=0,2 тенге/кВт-час.

Определяем переменные и постоянные потери мощности . Потери в ЛЭП рассчитаны в программе “RASTR”. Постоянные мощности находим по формуле

, (2.10)

где ДP_л - переменные потери в линии, МВт,

ДP_тр - переменные потери в трансформаторе, МВт.

, (2.11)

где ДP_кор - потери на корону в ЛЭП, МВт,

ДP_х.х. - потери холостого хода в трансформаторе, МВт.

Находим потери на корону ДP_кор

, (2.12)

где - потери на корону на 1 км линии.

Потери холостого хода в трансформаторе ДP_х.х. для трансформатора находим из каталожных данных ДP_х.х.=0,145МВт. Найдем переменные потери в ЛЭП ДP_л.

Рассмотрим потери в трансформаторе при одинаковом времени загрузки обмоток трансформатора. Тогда переменные потери мощности вычисляем по формуле

(2.13)

2.4 Расчет параметров сети для первого варианта схемы развития

Как уже говорилось выше в первом варианте подстанция «Новая» будет получать питание от линий 35 кВ ПС 47 И Каражота. Все линии 35 кВ в Иссыкском РЭС выполнены маркой провода АС-70/11. Принимаем тоже сечение и марку провода для выполнения ВЛ 35 кВ Каражота-Новая.

Активное сопротивление линии (Ом) определяется как:

(2.14)

где L - длина линии, км,

r₀ - удельное активное сопротивление, Ом/км.

Реактивное сопротивление (Ом) определяется как:

(2.15)

где х₀ - удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Все удельные величины r_0, х_0,, определяются по справочникам в зависимости от марки провода. В таблице 2.1 приведены справочные данные проводов линий электропередачи данного участка сети.

Таблица 2.1 - Параметры линий электропередачи

По формуле (2.1) рассчитаем активное сопротивление линии для участка 1-2, ПС Шелек-ПСКаражота:

, Ом/км;

Для участка 2 - 3, Каражота-Новая:

, Ом/км;

Далее, рассчитаем реактивное сопротовление по формуле (2.2) для участка 1 - 2, Шелек- Каражота:

Ом/км.

Для участка 2 - 3, Каражота-Новая:

Ом/км.

Расчетные и справочные данные сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Параметры схемы замещения участков сети