Проект районной электрической сети

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Дипломная работа

Проект районной электрической сети

Введение

Проект электрических сетей предусматривает выполнение связей между приемными пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует наименьшим затратам при строительстве и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.

Целью данного проекта является проектирование районной электрической сети отвечающим современным требованиям и технологиям, а также получение навыков проведения проектных работ.

Задачей данного проекта является определение типа, числа и мощность силовых трансформаторов, сечений проводов, выбор рациональной схемы, расчёт приведенных затрат, выбор и расчёт компенсирующих устройств. Отрабатывать методы проектирования, рассматривать разные подходы к обоснованию основных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались достаточно обосновано.

В конечном результате планируем получить районную электрическую сеть, выполняющая надёжно и эффективно поставленные перед ней задачи.

1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств

гидроэлектростанция напряжение сеть

Передача энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически мгновенно, чем и объясняется одновременность производства и потребления электроэнергии. Поэтому в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматриваем для периода наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и трансформаторах сети. Установленная мощность генераторов питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.

Компенсация реактивной мощности оказывает влияние на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.

Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности cos ц является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значениях cos ц, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощности tg ц = Q/P. При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.

Потребителями реактивной мощности являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле — асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи — трансформаторы, линии электропередач, реакторы.

Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.

Передача реактивной мощности от генераторов электростанции к потребителям сопряжена с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки электрической сети с помощью компенсирующих устройств, установленных у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.

В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств используем упрощенный подход.

При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие данные:

Рассчитываем активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (Рмакс, Qмакс) и наименьшей (Рмин, Qмин) нагрузки энергосистемы:

Qмакс = Рмакс · tg цi;

Qмин = Рмин · tg цi,

где tg цi определяется по cos цi, величина которого указана в задании; Рмин и Qмин принимаются в доле от Рмакс и Qмакс согласно заданной нагрузке, в 0,7 о. е.

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

Qмакс = Рмакс · tg ц = 12 · 0,54= 6,5 МВАр;

Qмин = Qмакс · 0,7 = 6,5 ·0,7 = 4,53 МВАр.

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

tg цэ принимаем равным 0,3

Величины Qзмакс и Qзмин определяем по максимальной Рмакс и минимальной Рмин активным нагрузкам и заданному значению tg цэ.

Qэмакс = Рмакс · tg цэ =12 · 0,3 = 3,6 МВАр;

Qэмин = Рмин · tg цэ = 8,4 · 0,3 = 2,52 МВАр.

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

Qкумакс=1,1 ·Qмакс-Qэмакс = 3,52 МВАр.

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

Qкумин= Qмин — Qэмин = 2,01 МВАр

Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.

Таблица 1 — Результаты расчетов для каждой приемной подстанции

Показатель

Приёмная подстанция

б

в

г

д

е

Рмакс

12

20

35

27

30

cos цi

0,88

0,8

0,86

0,79

0,81

tg цi

0,54

0,75

0,59

0,77

0,72

Рмин

8,4

14

24,5

18,9

21

Qмакс

6,5

15

20,77

20,95

21,72

Qмин

4,53

10,5

14,54

14,66

15,2

Qзмакс

3,6

6

10,5

8,1

9

Qзмин

2,52

4,2

7,35

5,67

6,3

Qкумакс

3,52

10,5

12,34

14,95

14,89

Qкумин

2,01

6,3

7,18

8,99

8,9

Si

12+6,5i

20+15i

35+20,77i

27+20,95i

30+21,72 i

По величине Qкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.

Для «б»:

Конденсаторная батарея КСА — 0,66−20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.

Для «в»:

Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.

Для «г»:

Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.

Для «д»:

Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.

Для «е»:

Конденсаторная батарея КСА — 0,66−40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157 тыс. руб.

Тогда распечатанная полная мощность приемного пункта «б» с учетом установленных компенсирующих устройств:

МВА,

где — величина реактивной мощности компенсирующего устройства реально установленного на приемной подстанции.

Аналогично считаем для остальных подстанций и вносим полученные полные мощности в таблицу 2.

Таблица 2 — Расчет приемных пунктов с учетом КУ

Показатель

Пункт, приёмная подстанция

б

в

г

д

е

12+3i

20+8,2i

35+13,97i

27+6,1i

30+6,83i

2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети

Схема соединений линий сети находится в тесной технико-экономической взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение основной схемы сети влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.

Совместный выбор схемы соединений линий сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.

Создаём варианты, которые подчиняются следующим определенным логическим требованиям:

— передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;

— на приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ без выключателей;

— электроснабжение подстанций, в которых есть потребители 1 категории, должно осуществляться не менее чем по двум линиям;

— выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;

— длина трассы линии увеличивается на 10% из — за неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий. Для каждого участка трассы определяем её длину по плану с учётом масштаба:

,

где — длина трассы линии на плане в см, М — масштаб линий, указанный в задании, 7,5 км/см;

Расчёт длин трасс и линий электропередач

Для схемы соединения № 1

Суммарная длина трасс:

,

где lTi — длина трассы любой линии (одно и двухцепной), км;

Суммарная длина линии с учётом числа цепей в линии:

где — длина трассы одноцепной линии, км; - длина трассы двухцепной линии, км.

Общее число выключателей при условии установки одного выключателя в начале линии nв=6 шт.

В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых потоки мощности направлены обратно к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание перегрузки головных участков магистрали.

Рассчитываем аналогичным образом для шести остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 3.

Таблица 3 — Расчет основных показателей для расчетных схем

Показатель

Номер варианта соединения

1

2

3

4

5

6

nв, шт.

6

5

4

4

5

4

, км

218,7

213,3

188,3

193,7

207,1

201,7

, км

333,8

328,4

303,4

327,6

360,1

354,5

По минимуму расхода оборудования и длины линий для дальнейшего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения: третий и четвёртый.

Для каждого из оставшихся вариантов определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.

Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы — сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную — при 220 кВ. Если сечение линии на напряжении 35 кВ получится значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.

Расчёты ведём по формулам

;

,

где S'j — полная мощность протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА; jэк =1 А/мм2 — экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.

Для схемы № 3

мм2 > 150мм2;

мм2 < 240 мм2.

Для схемы № 4

мм2 > 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 [1]. Технические характеристики приводятся в [1].

Для схемы № 3

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).

мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).

Для схемы № 4

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).

мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);

мм2, марка провода АС-95, (r0=0,33; x0=0,429);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).

Дальнейшее технико-экономическое сравнение вариантов производим в два этапа.

На первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются варианты, у которых окажутся меньшие потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j — той линии определяем по формуле:

,

где lj — длина линии, км; Pj, Qj — активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности, протекающие по линии; roj, xoj — погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии (взятое из [1]).

При нескольких последовательно соединенных линиях определяем суммарные потери напряжения на участке «источник питания — наиболее удаленный приемный пункт». Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.

Для схемы № 3

кВ;

;

;

;

;

.

Для схемы № 4

кВ;

;

;

;

;

;

кВ;

кВ < 22 кВ.

Сравнивая полученные результаты с допустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех трёх вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.

На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 3 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т. п.

Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций

Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.

,

где S'i — полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 2.

Подстанция «в»:

МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16 000/110. Каждый из них мощностью по 16 000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.

Подстанция «г»:

МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32 000/110. Каждый из них мощностью по 32 000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб.

Подстанция «б»:

МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 10 000/110, мощностью 10 000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 140 тыс. руб.

Подстанция «е»:

МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25 000/110. Каждый из них мощностью по 25 000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.

Подстанция «д»:

МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25 000/110. Каждый из них мощностью по 25 000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.

Выбор другого оборудования подстанций

На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения — четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.

Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней нагрузки фидеров:

Sф = 3 МВА, при номинальном напряжение Uном = 10 кВ.

Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв,

где пвф — число фидерных выключателей; пвфi = Si/2, Si — полная мощность подстанции, МВА; пвр — число резервных выключателей, равное числу секций; пвс — число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; пвку — число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; пвв — число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов

Подстанции «б»:

шт. ;

пвр = псекций= 2 шт. ;

пвс = псекций /2=1 шт. ;

пвку = пвку =1 шт. ;

пвв = побм= 2 шт. ;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=5+1+2+1+2=11 шт.

Подстанции «в»:

шт. ;

пвр = псекций= 2 шт. ;

пвс = псекций /2=1 шт. ;

пвку = пвку =1 шт. ;

пвв = побм= 2 шт. ;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+1+2+1+2=17 шт.

Подстанции «г»:

шт. ;

пвр = псекций= 4 шт. ;

пвс = псекций /2=2 шт. ;

пвку = пвку =2 шт. ;

пвв = побм=4 шт. ;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=19+4+2+2+4=31 шт.

Подстанции «д»:

шт. ;

пвр = псекций= 4 шт. ;

пвс = псекций /2=2 шт. ;

пвку = пвку =2 шт. ;

пвв = побм=4 шт. ;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+4+2+2+4=22 шт. ;

Подстанции «е»:

шт. ;

пвр = псекций= 4 шт. ;

пвс = псекций /2=2 шт. ;

пвку = пвку =2 шт. ;

пвв = побм=4 шт. ;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+4+2+2+4=23 шт.

3. Приведенные затраты электрической сети

Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими аппаратами приведены в [2] или [3].

В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.

Расчёт для схемы 3

3 = Рн · К? + И? + У,

где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? — суммарные капиталовложения в сеть, руб.; И? — суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб.; У — ущерб от перерыва электроснабжения, руб. ;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются:

К?= Кл + Кп,

где Кл — капиталовложения в линии сети; Кп — капиталовложения в подстанции.

Кл =? Кол i · li= Кл_одноцепные+ Кл_двухцепные;

Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол е-д · lе-д = 33 · 8,1+40,2· 9=629,1 тыс. руб. ;

Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол г-в · lг-в)+(Кол 1-г · l1-г)+(Кол 1 · l1)+ (Кол А-е · lАе) =(13,9 · 33)+ (16,4 · 12,5)+(17,3·20,53)+ (17,3·49,1) =1868,3 тыс. руб. ;

Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=629,1+1868,3=2497,4 тыс. руб.

где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс. руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс. руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс. руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); li — длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км;

Капиталовложения в подстанции:

Кп = Кторузрукувпост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842 тыс. руб. ,

где Ктi — расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni — количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

Кору = ?Коруi · ni =24 + 19·2+34 ·2=130 тыс. руб. ,

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

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

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

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

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

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

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

Кзрувно·(nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·(104)=260 тыс. руб. ,

где Квно =2,5 тыс. руб.  — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб. ,

где Ккуоi — расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni — количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

Кввво·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:

Кпостпостi · 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 = Кторузрукувпост =2620 тыс. руб.

К?= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И?ЛП

где ИЛ — годовые эксплуатационные издержки линии сети:

руб.

Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;

ИП — годовые эксплуатационные издержки подстанций:

, руб. ,

где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций. в = 0,01 — стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб. /кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии:

, МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

,

где часов — число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

, МВт·ч,

где t=8760 часов — время работы трансформатора в течение года; ДРхх — потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз — потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S'i — мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

тыс. руб.

И?ЛП = 77,5+260,5=338 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=уо·Рнб·Тнб·h, руб. ,

где Рнб =27 000 — наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. — число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 — удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб. /кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:

где mab =0,004 - удельная повреждаемость, 1/год; tab =19 — продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

mав=0,002 1/год,

tав=10 час/год,

h — ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.

.

У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0,197 тыс. руб.

Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:

3 = Рн · К? + И? + У=0,2 ·5117,4+338+0,197=1361,7 тыс. руб.

Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения

Расчёт для схемы 4

3 = Рн · К? + И? + У,

где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? — суммарные капиталовложения в сеть, руб.; И? — суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб.; У — ущерб от перерыва электроснабжения, руб. ;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются:

К?= Кл + Кп,

где Кл — капиталовложения в линии сети; Кп — капиталовложения в подстанции.

Кл =? Кол i · li= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные;

Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол 2-д · l2-д = 33 · 8,1+26,8· 9=508,5 тыс. руб. ;

Кл_двухцепные =? Кол i · li= ол г-в · lг-в)+(Кол 1-г · l1-г)+(Кол 1-А · l1-А) + (Кол А-2 · lА-2)+ (Кол 2-е · l2-е) =(13,9 · 33) + (16,4 · 12,5)+(17,3·20,53)+ (17,3·38,4) + (14, 3·28,56) =2091,6 тыс. руб. ,

где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс. руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс. руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс. руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс. руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс. руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс. руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс. руб. /км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду);

Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=508,5+2091,6=2600,1 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

Кп = Кторузрукувпост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842 тыс. руб. ,

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

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

Кору = ?Коруi · ni =24 ·2+ 19·2+34=120 тыс. руб. ,

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

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

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

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

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

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

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

Кзрувно·(nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·(104)=260 тыс. руб. ,

где Квно =2,5 тыс. руб.  — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб. ,

где Ккуоi — расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni — количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

Кввво·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:

Кпостпостi · 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 = Кторузрукувпост =2610 тыс. руб.

К?= Кл + Кп=2600,1+2610=5210,1 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И?ЛП,

где ИЛ — годовые эксплуатационные издержки линии сети:

руб.

Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;

ИП — годовые эксплуатационные издержки подстанций:

, руб. ,

где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций; в = 0,01 — стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб. /кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии:

, МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

,

где часов — число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

, МВт·ч,

где t=8760 часов — время работы трансформатора в течение года; ДРхх — потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз — потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S'i — мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

тыс. руб.

И?ЛП = 80,7+260=340,7 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=уо·Рнб·Тнб·h, руб. ,

где Рнб =27 000 — наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. — число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 — удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб. /кВт·ч;

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой