Материал: Разработка проекта районной электрической сети

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;

ΔР_хх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

ΔР_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 = 105+284=389 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=у_о·Р_нб·Т_нб·h, руб

где Р_нб =24000- 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 ·6176 +389 +0,231=1624 тыс. руб.

Так как ущерб У получился меньше К_л , то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.

Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №6 , исходя из лучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.

. Расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети

Расчёт нормального режима наибольших нагрузок

В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.

На первом этапе расчета режима составляем схему замещения сети.

Радиальные одно- или двухцепные линии на схеме замещения представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными трансформаторами.

Линейный элемент отображает активное и индуктивное сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно указать реактивную мощность генерируемую линией:

, МВАр,

где b_о - погонная емкостная проводимость, См/км ·10^-6;

b_о (АС-70) = 2,58 ·10^-6 См/км;

b_о (АС-95) = 2,65 ·10^-6 См/км;

b_о (АС-150) = 2,74 ·10^-6 См/км;

b_о (АС-300) = 2,80 ·10^-6 См/км;

b_о (АС-240) = 2,78 ·10^-6 См/км.

U_ном =113,3 кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; l_i - длина линии.

Рассчитаем для каждого участка

 МВАр;

 МВАр;

 МВАр;

 МВАр;

 МВАр;

 МВАр;

 МВАр.

При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ΔS_TXX возрастает в два раза.

На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).

В результате расчета потокораспределения должны быть определены значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.

Потери мощности в 1 работающем двухобмоточном трансформаторе

 , кВАр,

, кВт,

где ΔР_кз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности S_H, кВт; S^’_i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; U_кз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; I_xx - ток намагничивания трансформатора, %.

Для пункта "а":

 , МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "в":

 , МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "г":

 , МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "д":

 МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "е":

 МВАр;