Разработка проекта 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 >
Разработка проекта районной электрической сети (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Дипломная работа тема: «Разработка проекта районной электрической сети»
- Введение
- 1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчет мощности компенсирующих устройств
- 2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети
- 3. Приведенные затраты электрической сети
- 4. Расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети
- 5. Регулирование напряжения
- 6. Технико — экономические показатели сети
- 7. Компоновка АЭС с реакторами типа ВВЭР - 1000
- Заключение
- Список использованных источников
Настоящий 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.
При проектировании электрической сети применяется стандартное оборудование, материалы, унифицированные конструкции опор и фундаментов. Проектирование выполняется в одну стадию, если проектная стоимость электрической сети невелика (технорабочий проект). При большей стоимости, что соответствует нашему случаю, проектирование выполняем в две стадии (технический проект и рабочие чертежи).
При учебном проектировании (в нашем случае) целью является получение навыков проведения проектных работ. Отрабатывались методы проектирования, рассматривались разные подходы к обоснованию основных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались достаточно обосновано. Экономические стоимостные оценки в условиях рынка изменяются в широких пределах, поэтому в данной работе воспользовались экономическими оценками уже известного конкретного года 2007.
Проектные материалы (пояснительная записка, чертежи, сводные сметы, сводки затрат) имеют минимальный необходимый объем без повторений в различных частях и составлены достаточно четко с тем, чтобы пользование ими не вызывало затруднений. Титульные листы проекта и задания выполнены в соответствии со стандартом СТП 2.201−87.
1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчет мощности компенсирующих устройств
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 0,8 о.е.
При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке «а» :
Qмакс = Рмакс · tg ц = 32 · 0,72= 23,17 МВАр;
Qмин = Qмакс · 0,8 = 23,17 · 0,6 = 18,53 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.
Тогда 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 =32 · 0,3 = 9,6 МВАр;
Qэмин = Рмин · tg цэ = 25,6 · 0,3 = 7,68 МВАр.
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции «а» с учетом резерва, в послеаварийном режиме — увеличение на 10%:
Qкумакс=1,1 · Qмакс-Qэмакс = 15,88 МВАр.
Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле:
Qкумин= Qмин - Qэмин = 10,85 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 | |||||
а | в | г | д | е | ||
Рмакс | ||||||
cos цi | 0,81 | 0,8 | 0,76 | 0,72 | 0,88 | |
tg цi | 0,723 | 0,75 | 0,855 | 0,96 | 0,54 | |
Рмин | 25,6 | 25,6 | 19,2 | |||
Qмакс | 23,17 | 18,75 | 17,1 | 30,84 | 12,95 | |
Qмин | 18,53 | 13,68 | 24,67 | 10,36 | ||
Qзмакс | 9,6 | 7,5 | 9,6 | 7,2 | ||
Qзмин | 7,68 | 4,8 | 7,68 | 5,76 | ||
Qкумакс | 15,88 | 13,125 | 12,81 | 24,33 | 7,05 | |
Qкумин | 10,85 | 8,88 | 16,99 | 4,6 | ||
Si | 32+23,17i | 25+18,75i | 20+17,1i | 32+30,8i | 24+12,95 i | |
По величине Qкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.
Для подстанции «а» :
Конденсаторная батарея КСА-0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.
Для подстанции «в» :
Конденсаторная батарея КСА-0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.
Для подстанции «г» :
Конденсаторная батарея КСА-0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.
Для подстанции «д» :
Конденсаторная батарея КСА-0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.
Для подстанции «е» :
Конденсаторная батарея КСА-0,66−20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.
Тогда распечатанная полная мощность приемного пункта «а» 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 | |||||
а | в | г | д | е | ||
32+7,29i | 25+5,62i | 20+4,3i | 32+9,6i | 24+5,9i | ||
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=8 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 | 335,18 | 307,44 | 242,76 | 258,72 | 238,56 | ||
км | 551,8 | 524,2 | 445,3 | 425,04 | 430,9 | 408,2 | |
По минимуму расхода оборудования и длины линий для дальнейшего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения.
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 № 4.
мм2 >150мм2.
мм2 <240 мм2.
Для схемы №6.
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 № 4.
мм2,
марка провода АС_300,(r0=0,108; x0=0,396);
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,33; x0=0,429);
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,13; x0=0,396);
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416);
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-95,(r0=0,33; x0=0,429);
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,422).
Для схемы № 6.
мм2,
марка провода АС300,(r0=0,108; x0=0,396);
мм2 марка провода АС-240,(r0=0,13; x0=0,396);
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416);
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-95,(r0=0,33; x0=0,429);
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,422).
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).
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 № 4.
кВ;
;
;
;
;
;
;
.
кВ.
Послеаварийным режимом, считаем тот при котором у двухцепной линии одна из цепей выходит из строя. Вследствие этого, сопротивление линии и потери напряжения увеличиваются в 2 раза.
кВ <22 кВ.
Для схемы № 6.
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 «а» :
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 «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 ТДН 16 000/110. Каждый из них мощностью по 16 000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 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.
Подстанция «е» :
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.
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" а" :
шт;
пвр = псекций= 4 шт;
пвс = псекций /2=2 шт;
пвку = пвку =2 шт;
пвв = побм=4 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=14+4+2+2+4=26 шт.
Подстанции «в» :
шт;
пвс = псекций /2=2 шт;
пвку= пвку =2 шт;
пвв = побм=4 шт;
пвр = псекций= 4 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+4+2+2+4=23 шт.
Подстанции «г» :
шт;
пвр = псекций= 2 шт;
пвс = псекций /2=1 шт;
пвку = пвку =2 шт;
пвв = побм= 2 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=9+2+1+2+2=16 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=15+4+2+2+4=27 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=9+4+2+2+4=21 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 № 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 2-е · l2-е+ Кол 3-в · l3-в = 37,8 · 9+22,68 · 9=544,32 тыс. руб;
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Б-1 · lБ-1)+(Кол 1−2 · l1−2 )+(Кол 1-а · l1-а)+ (Кол 2-г · l2-г) + (Кол Б-3 · lБ-3)+ (Кол 3-д · l3-д) =(19,1 · 45,36 )+ (17,3 · 10,9 )+(14,3· 14,28)+ +(13,9· 31,92) + (17,3· 42) +(14,3 · 33,6 )=2910 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=544,3+2910=3454,3 тыс. руб.
где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=9 тыс. руб./км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс. руб./км (для АС-95, 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=19,1 тыс. руб./км (для АС-300, 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+98 · 8=922 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 · 3+ 19· 2=110 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·(58+18+9+10+18)=283 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· 4+96· 1=724 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 =2817тыс. руб.
К?= Кл + Кп=3454+2817=6271 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;
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 = 107,3+286=393,3 тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо· Рнб·Тнб·h, руб,
где Рнб =24 000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6700 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=0,63·24000·6700·2,28·10-6=0,231 тыс.руб.
Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К? + И? + У=0,2 · 6271+393,3+0,231=1647,7 тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения.
Расчёт для схемы № 6
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 2-е · l2-е+ Кол 3-в · l3-в = 50,4 · 9+22,68 · 9=658 тыс. руб;
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Б-1 · lБ-1)+( Кол 1-а · l1-а)+ (Кол а-г · lа-г) + (Кол Б-3 · lБ-3)+(Кол 3-д · l3-д) =(19,1 · 40,32 )+(17,3· 8,4)+ (13,9· 43,62) + (17,3· 42) + (14,3 · 33,6 )=2728,8 тыс. руб.,
где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=9 тыс. руб./км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс. руб./км (для АС-95, 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=19,1 тыс. руб./км (для АС-300, 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).
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=658+2728,8=3387 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:
Кт=?Ктi · ni =69 · 2+98 · 8=922 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?)=2,5·98=245 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· 4+96· 1=724 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 =922+110+245+724+96+650=2789 тыс. руб.
К?= Кл + Кп=3387+2789=6176 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:
кВт· 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;