Учебная работа. Проект районной электрической сети

Учебная работа. Проект районной электрической сети

Дипломная работа

Проект районной электронной сети

Введение

Проект электронных сетей предугадывает выполнение связей меж приемными пт и источниками электроэнергии. Лучший проект соответствует минимальным затратам при строительстве и монтаже электронных сооружений и устройств, большим удобствам и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией соответствующего свойства при применимых эксплуатационных издержках.

Целью данного проекта является проектирование районной электронной сети отвечающим современным требованиям и технологиям, также получение способностей проведения проектных работ.

Задачей данного проекта является определение типа, числа и мощность силовых трансформаторов, сечений проводов, выбор рациональной схемы, расчёт приведенных издержек, выбор и расчёт компенсирующих устройств. Отрабатывать способы проектирования, разглядывать различные подходы к обоснованию главных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались довольно обусловлено.

В конечном итоге планируем получить районную электронную сеть, выполняющая надёжно и отлично поставленные перед ней задачки.

1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств
гидроэлектростанция напряжение сеть
Передача энергии по электронной сети осуществляется электромагнитными волнами фактически одномоментно, чем и разъясняется одновременность производства и употребления электроэнергии. Потому в установившемся режиме работы электросистемы в любой момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Как следует, должен иметь пространство баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматриваем для периода больших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в данных пт употребления электроэнергии и утрат 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 воздействие на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на утраты напряжения, мощности и энергии в сети.

Все пользователи электроэнергии, вместе с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности cos ц является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, потому что при значениях cos ц, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще довольно велика. Наиболее показательным является коэффициент реактивной мощности tg ц = Q/P. При решении вопросцев, связанных со понижением утрат в электронных сетях, пользуемся конкретно значениями реактивной мощности.

Пользователями реактивной мощности являются приемники электроэнергии, которые по принципу собственного деяния употребляют переменное магнитное поле — асинхронные движки, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и остальные, также такие устройства как: электропередачи — трансформаторы, полосы электропередач, реакторы.

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

Передача реактивной мощности от генераторов электростанции к пользователям связана с доп потерями активной мощности в устройствах электронной сети на участке генератор-потребитель. Понижение доп утрат активной мощности достигается методом разгрузки электронной сети при помощи компенсирующих устройств, установленных у пользователя. Избираем компенсирующие устройства и элементы питающих и распределительных сетей с учетом понижения токовых нагрузок от деяния компенсации.

В реальном проекте при выбирании мощности компенсирующих устройств используем облегченный подход.

При выбирании компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных подстанций, начальными являются последующие данные:

Рассчитываем активные и реактивные перегрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы большей (Рмакс, Qмакс) и меньшей (Рмин, Qмин) перегрузки 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 данной перегрузке, 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 большей и меньшей активной перегрузки в сеть проектируемого приемного пт.

tg цэ принимаем равным 0,3

Величины Qзмакс и Qзмин определяем по наибольшей Рмакс и малой Рмин активным перегрузкам и данному значению tg цэ.

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

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

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

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

Мощность нерегулируемой части (повсевременно включенной) возмещающей 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 избираем 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 пт «б» с учетом установленных компенсирующих устройств:

МВА,

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

Аналогично считаем для других подстанций и вносим приобретенные полные мощности в таблицу 2.

Таблица 2 — Расчет приемных пт 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. Кооперативный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных характеристик линий и трансформаторов проектируемой сети
Схема соединений линий сети находится в тесноватой технико-экономической взаимозависимости от номинального напряжения сети. Нередко изменение главный схемы сети тянет за собой необходимость конфигурации номинального напряжения сети. Вероятна и оборотная зависимость номинального напряжения от схемы соединения полосы сети. Как следует, выбор схемы сети и ее номинального напряжения лучше создавать вместе. Но в практике проектирования и реконструкции сети, или привязки новейшей сети к имеющимся сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в работающих электронных сетях.
Кооперативный выбор схемы соединений линий сети и ее номинального напряжения начинаем с сотворения ряда на техническом уровне осуществимых вариантов сети с следующим их технико-экономическим сравнением по способу приведенных издержек.
Создаём варианты, которые подчиняются последующим определенным логическим требованиям:
— передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций обязана осуществляться по может быть кратчайшему пути;
— на приемных подстанциях используются облегченные схемы ОРУ без выключателей;
— электроснабжение подстанций, в каких есть пользователи 1 группы, обязано осуществляться не наименее чем по двум линиям;
— выключатели инсталлируются лишь сначала полосы у источника питания;
— длина трассы полосы возрастает на 10% из — за неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий. Для всякого участка трассы определяем её длину по плану с учётом масштаба:
,
где — длина трассы полосы на плане в см, М — масштаб линий, обозначенный в задании, 7,5 км/см;
Расчёт длин трасс и линий электропередач
Для схемы соединения №1
Суммарная длина трасс:
,
где lTi — длина трассы хоть какой полосы (одно и двухцепной), км;
Суммарная длина полосы с учётом числа цепей в полосы:

где — длина трассы одноцепной полосы, км; — длина трассы двухцепной полосы, км.
Общее число выключателей при условии установки 1-го выключателя сначала полосы nв=6 шт.

В предстоящем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной либо магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в каких потоки мощности ориентированы назад к источнику. нужно подразумевать, что ответвления от полосы делается глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной полосы может быть присоединение не наиболее 3-х приемных пт во избежание перегрузки головных участков магистрали.

Рассчитываем аналогичным образом для 6 других схем соединений и приобретенные данные заносим в таблицу 3.

Таблица 3 — Расчет главных характеристик 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 предстоящего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения: 3-ий и четвёртый.

Для всякого из оставшихся вариантов определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета утрат 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, при этом более загруженную линию при напряжении 35 кВ, а менее загруженную — при 220 кВ. Если сечение полосы на напряжении 35 кВ получится существенно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для полосы напряжением 220 кВ существенно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в предстоящем не рассматриваем.

Расчёты ведём по формулам

;

,

где S‘j — полная мощность протекающая по одной полосы в данном направлении либо по одной цепи двухцепной полосы, кВА; jэк =1 А/мм2 — финансовая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.

Для схемы №3

мм2 >150мм2;

мм2 <240 мм2.

Для схемы №4

мм2 >150мм2;

мм2 <240 мм2.

Исходя из приобретенных результатов и поставленных критерий можно прийти к выводу, что полосы на напряжение 35 кВ и 220 кВ в наших схемах соединения не подступают. Потому считаем на номинальное напряжение 110 кВ.

Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим стопроцентно. Рекомендованные сечения линий 110 кВ — это АС-70…АС-300. Если расчетное сечение < 70мм2, то его увеличиваем до АС-70. Если же расчетное сечение > 300мм2 — принимаем другое схемное решение, увеличиваем число цепей полосы либо отказываемся от предложенного варианта.

Сечение проводов полосы:

где S‘j — полная мощность, протекающая по одноцепной полосы либо по одной цепи двухцепной полосы, МВА; Uн =110 кВ — номинальное напряжение сети; jэк =1 А/мм2 — финансовая плотность тока, А/мм2. Находится из таблиц ПУЭ.

Рассчитываем сечения проводов для всех оставшихся вариантов и заносим результаты в таблицы. Сечение округляем до обычного и избираем марки проводов по [1]. Технические свойства 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).

Предстоящее технико-экономическое сопоставление вариантов производим в два шага.

На первом шаге сравниваем варианты по потерям напряжения. Наилучшими числятся варианты, у каких окажутся наименьшие утраты напряжения от источника питания до более удаленного приемного пт. Утраты напряжения в j — той полосы определяем по формуле:

,

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

При нескольких поочередно соединенных линиях определяем суммарные утраты напряжения на участке «источник питания — более удаленный приемный пункт». Вариант считается подходящим для предстоящего рассмотрения, если самые большие утраты напряжения будут не наиболее 15% (16,5 кВ) в обычном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.

Для схемы №3

кВ;

;

;

;

;

.

Для схемы №4

кВ;

;

;

;

;

;

кВ;

кВ <22 кВ.

Сравнивая приобретенные результаты с допустимыми потерями напряжения при обычной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех трёх вариантах утраты в полосы по напряжению являются применимыми.

На втором шаге производим технико-экономическое сопоставление оставшихся 3 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сравнения любой вариант сети должен быть кропотливо разработан с выбором схем подстанций, с расчетом утрат напряжения, мощности и электроэнергии, с определением характеристик полосы, трансформаторов и т.п.

Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций

Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 группы, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность всякого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при выключении 1-го из их. Полученную мощность округляем до наиблежайшей номинальной мощности трансформатора, обозначенной 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.

Избираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Любой из их мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.

Подстанция «г»:

МВА.

Избираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32000/110. Любой из их мощностью по 32000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб.

Подстанция «б»:

МВА.

Избираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 10000/110, мощностью 10000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 140 тыс. руб.

Подстанция «е»:

МВА.

Избираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Любой из их мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.

Подстанция «д»:

МВА.

Избираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Любой из их мощностью по 25000 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, при этом в случае установки 2-ух 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 перегрузки 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 запасных 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 Издержки электронной сети
Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, также их свойства и цены ячеек с этими аппаратами приведены в [2] либо [3].

В приведенных издержек всякого варианта в общем случае учитываем: цены отдельных частей районной электронной сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость другого электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, серьезный ремонты и сервис всего электрооборудования; стоимость утрат электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; также вред от недоотпуска электроэнергии пользователям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в каких имеются нерезервированные полосы, трансформаторы.

Расчёт для схемы №3

3 = Рн · К? + И? + У,

где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности финансовложений; К? — суммарные финансовложения в сеть, руб.; И? — суммарные годичные эксплуатационные издержки, руб.; У — вред от перерыва электроснабжения, руб.;

Финансовложения в электронную сеть определяются:

К?= Кл + Кп,

где Кл — финансовложения в полосы сети; Кп — финансовложения в подстанции.

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

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

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

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

где Колi — расчетная стоимость 1-го километра одноцепной либо двуцепной полосы. Принимается из таблиц укрупненных характеристик цены 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 либо двуцепной полосы, в км;

Финансовложения в подстанции:

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

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

где Ктi — расчетная стоимость 1-го трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni — количество трансформаторов данной нам 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 данной нам схемы.

Тут различают последующие схемы ОРУ:

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

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

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

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

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

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

где Квно =2,5 тыс. руб. — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, запасных, 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 данной нам 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.

Неизменные издержки на подстанции:

Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.,

где Кпост=130 тыс. руб. — расчетные неизменные Издержки на одну подстанцию, которые учитывают финансовложения не учтенные в прошлых разделах. Это Издержки на строения, дороги, огораживания и прочее; n = 5 — число подстанций в проектируемой сети

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2620 тыс. руб.

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

Суммарные годичные эксплуатационные Издержки:

И?=ИЛ+ИП

где ИЛ — годичные эксплуатационные издержки полосы сети:

руб.

тут аал=0,8; аол=0,3; арл=2 — процент отчислений от финансовложений на амортизацию, сервис и ремонт полосы;

ИП — годичные эксплуатационные Издержки подстанций:

, руб.,

где аап=3; аоп=3; арп3,3 — процент отчислений от финансовложений на амортизацию, сервис и ремонт подстанций. в = 0,01 — стоимость 1-го кВт-ч потерянной электроэнергии, руб./кВт·ч;

Утраты электроэнергии в полосы:

, МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

,

где часов — число часов наибольших утрат;

тыс. руб.

Утраты электроэнергии в трансформаторах:

, МВт·ч,

где t=8760 часов — время работы трансформатора в течение года; ДРхх — утраты холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз — утраты недлинного замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S‘i — мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

тыс. руб.

И?=ИЛ+ИП = 77,5+260,5=338 тыс. руб.

Вред от перерыва электроснабжения:

У=уо·Рнб·Тнб·h, руб.,

где Рнб =27000 — большая перегрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. — число часов использования большей перегрузки отключенных потребителей; уо =0,63 — удельный вред, имеющий пространство из-за отключения потребителей, руб./кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на любые 100 км полосы:

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

Потому:

mав=0,002 1/год,

tав=10 час/год,

h — ожидаемая возможность перерыва электроснабжения.

.

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

Подставим приобретенные результаты в формулу расчёта издержек:

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

Проводим аналогичный расчёт для остальных схем соединения

Расчёт для схемы №4

3 = Рн · К? + И? + У,

где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности финансовложений; К? — суммарные финансовложения в сеть, руб.; И? — суммарные годичные эксплуатационные издержки, руб.; У — вред от перерыва электроснабжения, руб.;

Финансовложения в электронную сеть определяются:

К?= Кл + Кп,

где Кл — финансовложения в полосы сети; Кп — финансовложения в подстанции.

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

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

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

где Колi — расчетная стоимость 1-го километра одноцепной либо двуцепной полосы. Принимается из таблиц укрупненных характеристик цены 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.

Финансовложения в подстанции:

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

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

где Ктi — расчетная стоимость 1-го трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников; ni — количество трансформаторов данной нам 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 данной нам схемы.

Тут различают последующие схемы ОРУ:

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

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

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

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

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

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

где Квно =2,5 тыс. руб. — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, запасных, 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 данной нам мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

Кв=Квво·mвв?=32·4=128 тыс. руб.,

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

Неизменные издержки на подстанции:

Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.,

где Кпост=130 тыс. руб. — расчетные неизменные Издержки на одну подстанцию, которые учитывают финансовложения не учтенные в прошлых разделах. Это Издержки на строения, дороги, огораживания и прочее; n = 5 — число подстанций в проектируемой сети

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2610 тыс. руб.

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

Суммарные годичные эксплуатационные Издержки:

И?=ИЛ+ИП,

где ИЛ — годичные эксплуатационные издержки полосы сети:

руб.

тут аал=0,8; аол=0,3; арл=2 — процент отчислений от финансовложений на амортизацию, сервис и ремонт полосы;

ИП — годичные эксплуатационные Издержки подстанций:

, руб.,

где аап=3; аоп=3; арп3,3 — процент отчислений от финансовложений на амортизацию, сервис и ремонт подстанций; в = 0,01 — стоимость 1-го кВт-ч потерянной электроэнергии, руб./кВт·ч;

Утраты электроэнергии в полосы:

, МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

,

где часов — число часов наибольших утрат;

тыс. руб.

Утраты электроэнергии в трансформаторах:

, МВт·ч,

где t=8760 часов — время работы трансформатора в течение года; ДРхх — утраты холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз — утраты недлинного замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S‘i — мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ — номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

тыс. руб.

И?=ИЛ+ИП = 80,7+260=340,7 тыс. руб.

Вред от перерыва электроснабжения:

У=уо·Рнб·Тнб·h, руб.,

где Рнб =27000 — большая перегрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. — число часов использования большей перегрузки отключенных потребителей; уо =0,63 — удельный вред, имеющий пространство из-за отключения потребителей, руб./кВт·ч;

]]>