Разработка проекта районной электрической сети

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 (Р_макс , Q_макс)и наименьшей (Р_мин , Q_мин) нагрузки энергосистемы:

Q_макс = Р_макс · tg ц_i ;

Q_мин = Р_мин · tg ц_i ,_.

где · tg ц_i определяется по cos ц_i, величина которого указана в задании; Р_мин и Q_мин принимаются в доле от Р_макс и Q_макс согласно заданной нагрузке, в 0,8 о.е.

При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке «а» :

Q_макс = Р_макс · tg ц = 32 · 0,72= 23,17 МВАр;

Q_мин = Q_макс · 0,8 = 23,17 · 0,6 = 18,53 МВАр.

Энергосистемой задаются входные величины реактивной мощности Q_змакс и Q_змин , которые будут переданы из сети энергосистемы в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки в сеть проектируемого приемного пункта.

Тогда tg ц_э принимаем равным 0,3.

Величины Q_змакс и Q_змин определяем по максимальной Р_макс и минимальной Р_мин активным нагрузкам и заданному значению tg ц_э.

Q_эмакс = Р_макс · tg ц_э =32 · 0,3 = 9,6 МВАр;

Q_эмин = Р_мин · tg ц_э = 25,6 · 0,3 = 7,68 МВАр.

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции «а» с учетом резерва, в послеаварийном режиме — увеличение на 10%:

Q_кумакс=1,1 · Q_макс-Q_эмакс = 15,88 МВАр.

Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле:

Q_кумин= Q_мин - Q_эмин = 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

По величине Q_кумакс 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

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 l_Ti — 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 n^в=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

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; j_эк =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;

U_н =110 кВ— номинальное напряжение сети;

j_эк =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 l_j — длина линии, км; P_j, Q_j — активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности, протекающие по линии; r_oj, x_oj — 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: S_ф = 3 МВА, при номинальном напряжение U_ном = 10 кВ.

Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции:

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв,

где п_вф — число фидерных выключателей; п_вфi = S_i/2, S_i — полная мощность подстанции, МВА; п_вр — число резервных выключателей, равное числу секций; п_вс — число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; п_вку — число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; п_вв — число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов.

Подстанции" а" :

шт;

п_вр = п_секций= 4 шт;

п_вс = п_секций /2=2 шт;

п_вку = п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм=4 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=14+4+2+2+4=26 шт.

Подстанции «в» :

шт;

п_вс = п_секций /2=2 шт;

п_вку= п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм=4 шт;

п_вр = п_секций= 4 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=11+4+2+2+4=23 шт.

Подстанции «г» :

шт;

п_вр = п_секций= 2 шт;

п_вс = п_секций /2=1 шт;

п_вку = п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм= 2 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=9+2+1+2+2=16 шт.

Подстанции «д» :

шт;

п_вр = п_секций= 4 шт;

п_вс = п_секций /2=2 шт;

п_вку = п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм=4 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=15+4+2+2+4=27 шт.

Подстанции «е» :

шт;

п_вр = п_секций= 4 шт;

п_вс = п_секций /2=2 шт;

п_вку = п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм=4 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=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 = Р_н · К_? + И_? + У,

где Р_н=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_?= К_л + К_п

где К_л — капиталовложения в линии сети; К_п — капиталовложения в подстанции.

К_л =? К_{ол i} · l_i= К_{л_одноцепные+} К_{л_двухцепные};

К_{л_одноцепные}=? К_{ол i} · l_i= К_ол 2-е · l_2-е+ К_ол 3-в · l_3-в = 37,8 · 9+22,68 · 9=544,32 тыс. руб;

К_{л_двухцепные} =? К_{ол i} · l_i= (К_ол Б-1 · l_Б-1)+(К_ол 1−2 · l₁₋₂ )+(К_ол 1-а · l_1-а)+ (К_ол 2-г · l_2-г) + (К_ол Б-3 · l_Б-3)+ (К_ол 3-д · l_3-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.

К_л= К_{л_одноцепные} + К_{л_двухцепные}=544,3+2910=3454,3 тыс. руб.

где К_олi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; К_{ол i}=9 тыс. руб./км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i}=14,3 тыс. руб./км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i}=15,5 тыс руб./км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i}=13,9 тыс. руб./км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i}=19,1 тыс. руб./км (для АС-300, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i}=17.3 тыс. руб./км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); l_i — длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км.

Капиталовложения в подстанции:

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

К_т=?К_тi · n_i =69 · 2+98 · 8=922 тыс. руб.,

где К_тi — расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников; n_i — количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

К_ору = ?К_оруi · n_i =24 · 3+ 19· 2=110 тыс. руб.,

где К_оруi — расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; n_i — количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

— схема тупиковой подстанции с одноцепной линией К_ору =19 тыс. руб.;

— схема тупиковой подстанции с двухцепной линией К_ору =24 тыс. руб.

— схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями К_ору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

К_зру=К_вно· (n_ф?+n_вс?+n_вв?+n_р?+n_ку?)=2,5·(58+18+9+10+18)=283 тыс. руб,

где К_вно =2,5 тыс. руб.- расчетная стоимость ячейки с выключателем; n_ф?, n_вс?, n_вв?, n_р?, n_ку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

К_ку=?К_куоi · n_i =157· 4+96· 1=724 тыс. руб.

где К_куоi — расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; n_i — количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

К_в=К_вво· m_вв?=32 · 4=128 тыс. руб.,

где К_вво=32 тыс. руб. — расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; m_вв? =4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции:

К_пост=К_постi · n=130 · 5 =650 тыс. руб.

где К_пост=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.

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост =2817тыс. руб.

К_?= К_л + К_п=3454+2817=6271 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И_?=И_Л+И_П,

где И_Л — годовые эксплуатационные издержки линии сети:

руб.

Здесь а_ал=0,8; а_ол=0,3; а_рл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии; И_П — годовые эксплуатационные издержки подстанций:

руб.,

где а_ап=3; а_оп=3; а_рп3,3 - 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; ДР_хх — потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ДР_кз — потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S'_i — мощность, протекающая через трансформатор, МВА; S_номТ — номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт· ч;

МВт· ч;

МВт· ч;

МВт· ч;

МВт· ч;

.

тыс. руб.

И_?=И_Л+И_П = 107,3+286=393,3 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=у_о· Р_нб·Т_нб·h, руб,

где Р_нб =24 000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Т_нб= Т_макс =6700 ч.- число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; у_о =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 m_ab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; t_ab =19- продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

m_ав=0,002 1/год,

t_ав=10 час/год.

h — ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения:

.

У=у_о· Р_нб·Т_нб·h=0,63·24000·6700·2,28·10^-6=0,231 тыс.руб.

Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:

3 = Р_н · 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 = Р_н · К_? + И_? + У,

где Р_н=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_?= К_л + К_п,

где К_л — капиталовложения в линии сети; К_п — капиталовложения в подстанции.

К_л =? К_{ол i} · l_i= К_{л_одноцепные +} К_{л_двухцепные}

К_{л_одноцепные}=? К_{ол i} · l_i= К_ол 2-е · l_2-е+ К_ол 3-в · l_3-в = 50,4 · 9+22,68 · 9=658 тыс. руб;

К_{л_двухцепные} =? К_{ол i} · l_i= (К_ол Б-1 · l_Б-1)+( К_ол 1-а · l_1-а)+ (К_ол а-г · l_а-г) + (К_ол Б-3 · l_Б-3)+(К_ол 3-д · l_3-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 К_олi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; К_{ол i}=9 тыс. руб./км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i}=14,3 тыс. руб./км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i}=15,5 тыс. руб./км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i}=13,9 тыс. руб./км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i}=19,1 тыс. руб./км (для АС-300, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i}=17.3 тыс. руб./км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду).

К_л= К_{л_одноцепные} · К_{л_двухцепные}=658+2728,8=3387 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

К_т=?К_тi · n_i =69 · 2+98 · 8=922 тыс. руб.,

где К_тi — расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников; n_i — количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

К_ору = ?К_оруi · n_i =24 · 2+ 19· 2+34=120 тыс. руб.

где К_оруi — расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; n_i — количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

— схема тупиковой подстанции с одноцепной линией К_ору =19 тыс. руб.;

— схема тупиковой подстанции с двухцепной линией К_ору =24 тыс. руб.

— схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями К_ору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

К_зру=К_вно· (n_ф?+n_вс?+n_вв?+n_р?+n_ку?)=2,5·98=245 тыс. руб,

где К_вно =2,5 тыс. руб.- расчетная стоимость ячейки с выключателем; n_ф?, n_вс?, n_вв?, n_р?, n_ку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

К_ку=?К_куоi · n_i =157· 4+96· 1=724 тыс. руб.

где К_куоi — расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; n_i — количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

К_в=К_вво· m_вв?=32·4=128 тыс. руб.

где К_вво=70 тыс. руб. — расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; m_вв? = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции:

К_пост=К_постi · n=130 · 5 =650 тыс. руб.

где К_пост=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.

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост =922+110+245+724+96+650=2789 тыс. руб.

К_?= К_л + К_п=3387+2789=6176 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И_?=И_Л+И_П,

где И_Л — годовые эксплуатационные издержки линии сети:

руб.

Здесь а_ал=0,8; а_ол=0,3; а_рл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии; И_П — годовые эксплуатационные издержки подстанций:

руб.,

где а_ап=3; а_оп=3; а_рп3,3 - 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;

ДР_хх — потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

ДР_кз — потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт;