Проект районной электрической сети
В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования… Читать ещё >
Проект районной электрической сети (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Дипломная работа Проект районной электрической сети
Проект электрических сетей предусматривает выполнение связей между приемными пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует наименьшим затратам при строительстве и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.
Целью данного проекта является проектирование районной электрической сети отвечающим современным требованиям и технологиям, а также получение навыков проведения проектных работ.
Задачей данного проекта является определение типа, числа и мощность силовых трансформаторов, сечений проводов, выбор рациональной схемы, расчёт приведенных затрат, выбор и расчёт компенсирующих устройств. Отрабатывать методы проектирования, рассматривать разные подходы к обоснованию основных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались достаточно обосновано.
В конечном результате планируем получить районную электрическую сеть, выполняющая надёжно и эффективно поставленные перед ней задачи.
1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств
гидроэлектростанция напряжение сеть
Передача энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически мгновенно, чем и объясняется одновременность производства и потребления электроэнергии. Поэтому в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматриваем для периода наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и трансформаторах сети. Установленная мощность генераторов питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.
Компенсация реактивной мощности оказывает влияние на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.
Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности cos ц является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значениях cos ц, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощности tg ц = Q/P. При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.
Потребителями реактивной мощности являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле — асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи — трансформаторы, линии электропередач, реакторы.
Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.
Передача реактивной мощности от генераторов электростанции к потребителям сопряжена с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки электрической сети с помощью компенсирующих устройств, установленных у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.
В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств используем упрощенный подход.
При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие данные:
Рассчитываем активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (Рмакс, Qмакс) и наименьшей (Рмин, Qмин) нагрузки энергосистемы:
Qмакс = Рмакс · tg цi;
Qмин = Рмин · tg цi,
где tg цi определяется по cos цi, величина которого указана в задании; Рмин и Qмин принимаются в доле от Рмакс и Qмакс согласно заданной нагрузке, в 0,7 о. е.
При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке «б»:
Qмакс = Рмакс · tg ц = 12 · 0,54= 6,5 МВАр;
Qмин = Qмакс · 0,7 = 6,5 · 0,7 = 4,53 МВАр.
Энергосистемой задаются входные величины реактивной мощности Qзмакс и Qзмин, которые будут переданы из сети энергосистемы в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки в сеть проектируемого приемного пункта.
tg цэ принимаем равным 0,3
Величины Qзмакс и Qзмин определяем по максимальной Рмакс и минимальной Рмин активным нагрузкам и заданному значению tg цэ.
Qэмакс = Рмакс · tg цэ =12 · 0,3 = 3,6 МВАр;
Qэмин = Рмин · tg цэ = 8,4 · 0,3 = 2,52 МВАр.
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции «а» с учетом резерва, в послеаварийном режиме — увеличение на 10%:
Qкумакс=1,1 · Qмакс-Qэмакс = 3,52 МВАр.
Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле:
Qкумин= Qмин — Qэмин = 2,01 МВАр
Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.
Таблица 1 — Результаты расчетов для каждой приемной подстанции
Показатель | Приёмная подстанция | |||||
б | в | г | д | е | ||
Рмакс | ||||||
cos цi | 0,88 | 0,8 | 0,86 | 0,79 | 0,81 | |
tg цi | 0,54 | 0,75 | 0,59 | 0,77 | 0,72 | |
Рмин | 8,4 | 24,5 | 18,9 | |||
Qмакс | 6,5 | 20,77 | 20,95 | 21,72 | ||
Qмин | 4,53 | 10,5 | 14,54 | 14,66 | 15,2 | |
Qзмакс | 3,6 | 10,5 | 8,1 | |||
Qзмин | 2,52 | 4,2 | 7,35 | 5,67 | 6,3 | |
Qкумакс | 3,52 | 10,5 | 12,34 | 14,95 | 14,89 | |
Qкумин | 2,01 | 6,3 | 7,18 | 8,99 | 8,9 | |
Si | 12+6,5i | 20+15i | 35+20,77i | 27+20,95i | 30+21,72 i | |
По величине Qкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.
Для «б»:
Конденсаторная батарея КСА — 0,66−20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.
Для «в»:
Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.
Для «г»:
Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.
Для «д»:
Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.
Для «е»:
Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.
Тогда распечатанная полная мощность приемного пункта «б» с учетом установленных компенсирующих устройств:
МВА,
где — величина реактивной мощности компенсирующего устройства реально установленного на приемной подстанции.
Аналогично считаем для остальных подстанций и вносим полученные полные мощности в таблицу 2.
Таблица 2 — Расчет приемных пунктов с учетом КУ
Показатель | Пункт, приёмная подстанция | |||||
б | в | г | д | е | ||
12+3i | 20+8,2i | 35+13,97i | 27+6,1i | 30+6,83i | ||
2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети
Схема соединений линий сети находится в тесной технико-экономической взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение основной схемы сети влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.
Совместный выбор схемы соединений линий сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.
Создаём варианты, которые подчиняются следующим определенным логическим требованиям:
— передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;
— на приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ без выключателей;
— электроснабжение подстанций, в которых есть потребители 1 категории, должно осуществляться не менее чем по двум линиям;
— выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;
— длина трассы линии увеличивается на 10% из — за неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий. Для каждого участка трассы определяем её длину по плану с учётом масштаба:
где — длина трассы линии на плане в см, М — масштаб линий, указанный в задании, 7,5 км/см;
Расчёт длин трасс и линий электропередач
Для схемы соединения № 1
Суммарная длина трасс:
где lTi — длина трассы любой линии (одно и двухцепной), км;
Суммарная длина линии с учётом числа цепей в линии:
где — длина трассы одноцепной линии, км; - длина трассы двухцепной линии, км.
Общее число выключателей при условии установки одного выключателя в начале линии nв=6 шт.
В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых потоки мощности направлены обратно к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание перегрузки головных участков магистрали.
Рассчитываем аналогичным образом для шести остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 3.
Таблица 3 — Расчет основных показателей для расчетных схем
Показатель | Номер варианта соединения | ||||||
nв, шт. | |||||||
км | 218,7 | 213,3 | 188,3 | 193,7 | 207,1 | 201,7 | |
км | 333,8 | 328,4 | 303,4 | 327,6 | 360,1 | 354,5 | |
По минимуму расхода оборудования и длины линий для дальнейшего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения: третий и четвёртый.
Для каждого из оставшихся вариантов определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.
Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы — сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную — при 220 кВ. Если сечение линии на напряжении 35 кВ получится значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.
Расчёты ведём по формулам
;
где S'j — полная мощность протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА; jэк =1 А/мм2 — экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.
Для схемы № 3
мм2 >150мм2;
мм2 <240 мм2.
Для схемы № 4
мм2 >150мм2;
мм2 <240 мм2.
Исходя из полученных результатов и поставленных условий можно сделать вывод, что линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в наших схемах соединения не подходят. Поэтому считаем на номинальное напряжение 110 кВ.
Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью. Рекомендованные сечения линий 110 кВ — это АС-70…АС-300. Если расчетное сечение < 70 мм2, то его увеличиваем до АС-70. Если же расчетное сечение > 300 мм2 — принимаем другое схемное решение, увеличиваем число цепей линии или отказываемся от предложенного варианта.
Сечение проводов линии:
где S'j — полная мощность, протекающая по одноцепной линии или по одной цепи двухцепной линии, МВА; Uн =110 кВ — номинальное напряжение сети; jэк =1 А/мм2 — экономическая плотность тока, А/мм2. Находится из таблиц ПУЭ.
Рассчитываем сечения проводов для всех оставшихся вариантов и заносим результаты в таблицы. Сечение округляем до стандартного и выбираем марки проводов по. Технические характеристики приводятся в.
Для схемы № 3
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).
мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);
мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).
Для схемы № 4
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).
мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);
мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);
мм2, марка провода АС-95, (r0=0,33; x0=0,429);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).
Дальнейшее технико-экономическое сравнение вариантов производим в два этапа.
На первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются варианты, у которых окажутся меньшие потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j — той линии определяем по формуле:
где lj — длина линии, км; Pj, Qj — активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности, протекающие по линии; roj, xoj — погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии (взятое из [1]).
При нескольких последовательно соединенных линиях определяем суммарные потери напряжения на участке «источник питания — наиболее удаленный приемный пункт». Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.
Для схемы № 3
кВ;
;
;
;
;
.
Для схемы № 4
кВ;
;
;
;
;
;
кВ;
кВ <22 кВ.
Сравнивая полученные результаты с допустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех трёх вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.
На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 3 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т. п.
Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций
Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.
где S'i — полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 2.
Подстанция «в»:
МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16 000/110. Каждый из них мощностью по 16 000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция «г»:
МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32 000/110. Каждый из них мощностью по 32 000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб.
Подстанция «б»:
МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 10 000/110, мощностью 10 000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 140 тыс. руб.
Подстанция «е»:
МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25 000/110. Каждый из них мощностью по 25 000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.
Подстанция «д»:
МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25 000/110. Каждый из них мощностью по 25 000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.
Выбор другого оборудования подстанций
На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения — четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.
Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней нагрузки фидеров:
Sф = 3 МВА, при номинальном напряжение Uном = 10 кВ.
Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв,
где пвф — число фидерных выключателей; пвфi = Si/2, Si — полная мощность подстанции, МВА; пвр — число резервных выключателей, равное числу секций; пвс — число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; пвку — число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; пвв — число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов Подстанции «б»:
шт.;
пвр = псекций= 2 шт.;
пвс = псекций /2=1 шт.;
пвку = пвку =1 шт.;
пвв = побм= 2 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=5+1+2+1+2=11 шт.
Подстанции «в»:
шт.;
пвр = псекций= 2 шт.;
пвс = псекций /2=1 шт.;
пвку = пвку =1 шт.;
пвв = побм= 2 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+1+2+1+2=17 шт.
Подстанции «г»:
шт.;
пвр = псекций= 4 шт.;
пвс = псекций /2=2 шт.;
пвку = пвку =2 шт.;
пвв = побм=4 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=19+4+2+2+4=31 шт.
Подстанции «д»:
шт.;
пвр = псекций= 4 шт.;
пвс = псекций /2=2 шт.;
пвку = пвку =2 шт.;
пвв = побм=4 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+4+2+2+4=22 шт.;
Подстанции «е»:
шт.;
пвр = псекций= 4 шт.;
пвс = псекций /2=2 шт.;
пвку = пвку =2 шт.;
пвв = побм=4 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+4+2+2+4=23 шт.
3. Приведенные затраты электрической сети
Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими аппаратами приведены в или.
В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.
Расчёт для схемы №3
3 = Рн · К? + И? + У,
где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? — суммарные капиталовложения в сеть, руб.; И? — суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб.; У — ущерб от перерыва электроснабжения, руб.;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются:
К?= Кл + Кп,
где Кл — капиталовложения в линии сети; Кп — капиталовложения в подстанции.
Кл =? Кол i · li= Кл_одноцепные+ Кл_двухцепные;
Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол е-д · lе-д = 33 · 8,1+40,2· 9=629,1 тыс. руб.;
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол г-в · lг-в)+(Кол 1-г · l1-г)+(Кол 1-А · l1-А)+ (Кол А-е · lАе) =(13,9 · 33)+ (16,4 · 12,5)+(17,3· 20,53)+ (17,3· 49,1) =1868,3 тыс. руб.;
Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=629,1+1868,3=2497,4 тыс. руб.
где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб./км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс. руб./км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб./км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб./км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс. руб./км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс. руб./км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); li — длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км;
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:
Кт=?Ктi · ni =69 · 2+47 · 2+98 · 4+109·2=842 тыс. руб.,
где Ктi — расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni — количество трансформаторов этой мощности.
С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.
Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:
Кору = ?Коруi · ni =24 + 19· 2+34 · 2=130 тыс. руб.,
где Коруi — расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni — количество ОРУ этой схемы.
Здесь различают следующие схемы ОРУ:
— схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;
— схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.;
— схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.
Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):
Кзру=Квно· (nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·(104)=260 тыс. руб.,
где Квно =2,5 тыс. руб. — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96· 1=610 тыс. руб.,
где Ккуоi — расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni — количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
Кв=Квво· mвв?=32 · 4=128 тыс. руб.,
где Квво=32 тыс. руб. — расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? =4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.
Постоянные затраты на подстанции:
Кпост=Кпостi · n=130 · 5 =650 тыс. руб.,
где Кпост=130 тыс. руб. — расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 — число подстанций в проектируемой сети
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2620 тыс. руб.
К?= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4 тыс. руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки:
И?=ИЛ+ИП
где ИЛ — годовые эксплуатационные издержки линии сети:
руб.
Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;
ИП — годовые эксплуатационные издержки подстанций:
руб.,
где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций. в = 0,01 — стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб./кВт· ч;
Потери электроэнергии в линии:
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
где часов — число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
МВт· ч, где t=8760 часов — время работы трансформатора в течение года; ДРхх — потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз — потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S'i — мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, МВА.
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
.
тыс. руб.
И?=ИЛ+ИП = 77,5+260,5=338 тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо· Рнб·Тнб·h, руб.,
где Рнб =27 000 — наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. — число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 — удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб./кВт· ч;
Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:
где mab =0,004 - удельная повреждаемость, 1/год; tab =19 — продолжительность аварийного ремонта, час/год.
Поэтому:
mав=0,002 1/год,
tав=10 час/год,
h — ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
.
У=уо· Рнб·Тнб·h=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0,197 тыс. руб.
Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К? + И? + У=0,2 · 5117,4+338+0,197=1361,7 тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения
Расчёт для схемы №4
3 = Рн · К? + И? + У,
где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? — суммарные капиталовложения в сеть, руб.; И? — суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб.; У — ущерб от перерыва электроснабжения, руб.;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются:
К?= Кл + Кп,
где Кл — капиталовложения в линии сети; Кп — капиталовложения в подстанции.
Кл =? Кол i · li= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные;
Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол 2-д · l2-д = 33 · 8,1+26,8· 9=508,5 тыс. руб.;
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол г-в · lг-в)+(Кол 1-г · l1-г)+(Кол 1-А · l1-А) + (Кол А-2 · lА-2)+ (Кол 2-е · l2-е) =(13,9 · 33) + (16,4 · 12,5)+(17,3· 20,53)+ (17,3· 38,4) + (14, 3· 28,56) =2091,6 тыс. руб.,
где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс. руб./км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс. руб./км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс. руб./км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс. руб./км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс. руб./км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс. руб./км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс. руб./км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду);
Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=508,5+2091,6=2600,1 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:
Кт=?Ктi · ni =69 · 2+47 · 2+98 · 4+109·2=842 тыс. руб.,
где Ктi — расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников; ni — количество трансформаторов этой мощности.
С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.
Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:
Кору = ?Коруi · ni =24 · 2+ 19· 2+34=120 тыс. руб.,
где Коруi — расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni — количество ОРУ этой схемы.
Здесь различают следующие схемы ОРУ:
— схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;
— схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.;
— схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.
Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):
Кзру=Квно· (nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·(104)=260 тыс. руб.,
где Квно =2,5 тыс. руб. — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96· 1=610 тыс. руб.,
где Ккуоi — расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni — количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
Кв=Квво· mвв?=32·4=128 тыс. руб.,
где Квво=70 тыс. руб. — расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.
Постоянные затраты на подстанции:
Кпост=Кпостi · n=130 · 5 =650 тыс. руб.,
где Кпост=130 тыс. руб. — расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 — число подстанций в проектируемой сети
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2610 тыс. руб.
К?= Кл + Кп=2600,1+2610=5210,1 тыс. руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки:
И?=ИЛ+ИП,
где ИЛ — годовые эксплуатационные издержки линии сети:
руб.
Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;
ИП — годовые эксплуатационные издержки подстанций:
руб.,
где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций; в = 0,01 — стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб./кВт· ч;
Потери электроэнергии в линии:
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
где часов — число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
МВт· ч, где t=8760 часов — время работы трансформатора в течение года; ДРхх — потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз — потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S'i — мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, МВА.
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
.
тыс. руб.
И?=ИЛ+ИП = 80,7+260=340,7 тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо· Рнб·Тнб·h, руб.,
где Рнб =27 000 — наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. — число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 — удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб./кВт· ч;