Разработка районной сети электроэнергии
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 мощностиtg ц = Q/P. При… Читать ещё >
Разработка районной сети электроэнергии (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Дипломный проект
Разработка районной сети электроэнергии
мощность напряжение подстанция энергосистема 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, например, 1996.
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, расчёт 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 мощностиtg 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 0,67 о. е.
При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке «а»
Qмакс = Рмакс · tg ц = 20 · 0.52= 10,4 МВАр;
Qмин = Qмакс· 0,67 = 10,4 · 0,67 = 6,97 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 =20· 0,3 = 6 МВАр;
Qэмин = Рмин · tg цэ = 13,4 · 0,3 = 4,02 МВАр.
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции «а» с учетом резерва, в послеаварийном режиме — увеличение на 15%:
Qкумакс=1,15 · Qмакс-Qэмакс= 1,15 · 10,4 — 6 = 5,96 МВАр.
Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле
Qкумин= Qмин - Qэмин = 6.97 — 4,02 = 2,95 МВАр
Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.
мощность напряжение подстанция энергосистема Таблица 1
Показатель | Приёмная подстанция | |||||
а | б | в | д | е | ||
Рмакс | ||||||
cos цi | 0,89 | 0,87 | 0,79 | 0,86 | 0,85 | |
tg цi | 0,52 | 0,56 | 0,78 | 0,59 | 0,62 | |
Рмин | 13,4 | 12,1 | 18,1 | 12,1 | 17,42 | |
Qмакс | 10,4 | 10,1 | 21,1 | 10,62 | 16,12 | |
Qмин | 6,97 | 6,77 | 14,14 | 7,12 | 10,8 | |
Qзмакс | 5,4 | 8,1 | 5,4 | 7,8 | ||
Qзмин | 4,02 | 3,63 | 5,43 | 3,63 | 5,23 | |
Qкумакс | 5,96 | 6,22 | 16,17 | 6,81 | 10,74 | |
Qкумин | 2,95 | 3,14 | 8,71 | 6,99 | 5,57 | |
Si | 20+10,4i | 18+10,1i | 27+21,1i | 18+10,62i | 26+16,12i | |
По величинеQкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.
Для «а»
Конденсаторная батарея КСА-0,66−20, мощность МВАр, стоимостью 57 тыс. руб. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 5,3 МВАр.
Для «б»
Конденсаторная батарея КСА-0,66−20, мощность МВАр, общей стоимостью 57 тыс. руб. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин) мощностью 5,3МВАр.
Для «в»
Конденсаторная батарея КСА-0,66−20, мощность МВАр, общей стоимостью 96 тыс. руб. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 10,6 МВАр.
Для «д»
Конденсаторная батарея КСА-0,66−20, мощность МВАр, общая мощность 5,3МВАр, стоимостью 57 тыс. руб. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 5,3 МВАр.
Для «е»
Конденсаторная батарея КСА-0,66−20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 5,3 МВАр.
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
Показатель | Пункт, приёмная подстанция | |||||
а | б | в | д | е | ||
20+4,44i | 18+3,88i | 27+4,94i | 18+3,81i | 26+5,38i | ||
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, 9 км/см;
2.1 Расчёт длин трасс и линий электропередач
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=9 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
Показатель | Номер варианта соединения | ||||||
nв, шт | |||||||
км | 270.27 | 269.33 | 260.83 | 245.73 | 236.26 | 216.41 | |
км | 474,4 | 484.79 | 467.79 | 459.33 | 418.65 | ||
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 № 5
мм2 >150 мм2
мм2 <240 мм2
Для схемы № 6
мм2 >150 мм2
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 № 5
мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
Для схемы № 6
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
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 № 5
кВ
кВ
кВ
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
кВ <22 кВ
кВ <22 кВ
Для схемы № 6
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ <22 кВ
Сравнивая полученные результаты сдопустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех двух вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.
На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 2 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.
2.2 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 1.2
Подстанция «а»
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16 000/110, мощностью 16 000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция «б»
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 «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 «д»
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16 000/110, мощностью 16 000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 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.
2.3 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/3, 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= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=8+2+1+1+2=14 шт
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=7+2+1+1+2=13 шт
Подстанции «в»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+2+1+2+2=18 шт
Подстанции «д»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=7+2+1+1+2=13 шт
Подстанции «е»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+2+1+2+2=17 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.
3.1 Расчёт для схемы №5
3 = Рн · К? + И? + У,
где Рн=0,25 — 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
гдеКл — 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= 53.87 · 8.6=463.3 тыс. руб.
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Г-1 · lГ-1)+(Кол 1-в · l1-в)+(Кол Г-3 · lГ-3)+ (Кол 3-д · l3-д) + (Кол 3−2 · l3−2) + +(Кол 2-а · l2-а) + (Кол 2-е · l2-е) = (16.4 · 13.23)++(14,3 · 35,91)+(16,4· 24,6)+ (13,9· 39,69) + (15,5· 17,01) + (13,9· 21,74) + (14,3· 31,2)=2697,62 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=463.3 +2697,62 =3160,92 тыс. руб.
где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8.6 тыс руб./км(для АС-120, одноцепнаяс железобетонными опорами, 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=14,3 тыс руб./км(для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=16.4 тыс руб./км(для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=15.5тыс руб./км(для АС-150, 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 · 10=690 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 открытыхраспределительных устройств всех подстанций
Кору = ?Коруi · ni =34 · 2+ 3· 24 =140 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 линиямиКору=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·(43+5+10+10+7)=187.5 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 =96· 2+57· 3=363 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 =690+140+187.5+363+128+650 =2158.5тыс. руб.
К?= Кл + Кп=3160,92+2158.5=5319,42тыс. 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;
МВт· ч;
где часов — число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах
кВт· 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, кВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, кВА.
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
тыс. руб.
И?=ИЛ+ИП = 104.1+1891.5=1995.6тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения
У=уо· Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =25 000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 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=0,0022 1/год,
tав=10.24 час/год
h — ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо· Рнб·Тнб·h=0, 63· 18 000·5200·2,5·10-6=147.4 тыс.руб.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К? + И? + У=0,25 · 5319,4+1995.6+147,4=3473тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения
3.2 Расчёт для схемы №6
3 = Рн · К? + И? + У,
где Рн=0,25 — 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
гдеКл — капиталовложения в линии сети; Кп — капиталовложения в подстанции.
Кл =? Кол i · li= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные
Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол а-б · lа-б = 8.6 · 46,31=398,3 тыс. руб.
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Г-д · lГ-д)+(Кол Г-в · lГ-в)+(Кол Г-а · lГ-а) +(Кол а-е · lа-е)=(13.9 · 47,25)++(14,3 · 37,8) +(17,7· 47,25)+(14,3·37.8)=2574,1 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=398.3+2574.1=2972.4тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района
Кт=?Ктi · ni =69 · 10=690 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 открытыхраспределительных устройств всех подстанций
Кору = ?Коруi · ni =19+34+3 · 24=125 тыс. руб.
где Коруi — расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni — количество ОРУ этой схемы.
В данной схеме:
— две тупиковые подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;
— однатранзитная подстанция с двухцепной линией и отходящей двухцепной линиейКору=29 тыс. руб
— одна транзитная подстанция с двухцепной линией и несколькими отходящимилиниямиКору=34 тыс. руб
— одна тупиковая подстанции с двухцепной линией Кору =24 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·(43+5+7+10+10)=187.5тыс. 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 =96· 2+57· 3=363 тыс. руб.
где Ккуоi — расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni — количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей
Кв=Квво· mвв?=32 · 6=192 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 =690+125+187.5+363+192+650
=2208тыс. руб.
К?= Кл + Кп=2208+2972.4=5180.4тыс. 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;
где часов — число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах
кВт· 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, кВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, кВА.
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
МВт· ч;
тыс. руб.
И?=ИЛ+ИП = 98.5+1896.3=197,97тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения
У=уо· Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =25 000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 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=0,0022 1/год,
tав=10,24 час/год
h — ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо· Рнб·Тнб·h=0, 63· 25 000·5200·2,5·10-6=147.4 тыс.руб.
Так как ущерб У получился меньше Кл, то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К? + И? + У=0,25 · 5180.4+1994,8+147,4=3437.2тыс. руб.
Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения № 6, исходя излучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.
4. Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети