КЗ.Л. = IМАХ/IДОП
где: IМАХ – ток в линии в рабочем режиме (расчетном), А.
IДОП – длительно допустимый ток на проводах (справочник) А.
КЗ.Л.35 = IМАХ/IДОП = 304,84/450 = 0,6774
КЗ.Л.110 = IМАХ/IДОП = 96,99/210 = 0,4619
Произведем вычисления потерь активной энергии в линии по вариантам.
∆ЭЛ.ГОД1 = n • ∆РЛ • ℓ • К2З.Л. • τ = 2 • 713,55 • 12,5 • 0,67742 • 4100 = 33561290 кВт*ч..
∆ЭЛ.ГОД2 = n • ∆РЛ • ℓ • К2З.Л. • τ = 2 • 234,92 • 12,5 • 0,46192 • 4100 = 5137357,4 кВт*ч..
Определяем приведенные потери активной энергии в трансформаторах ∆ЭТР.ГОД кВт*ч..определяем по формуле:
∆ЭТР.ГОД = n • (∆PХ.Х + кЭ (IХ.Х. • SНОМ)/100) • Т + n • кЗ.М. • (∆PК.З.. + кЭ • (UК.З. • SНОМ)/100) • τ (2,16)
где: n - количество трансформатора
кЭ - экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр
∆PХ.Х. - потери мощности холостого хода, кВт
IХ.Х. - ток холостого хода, %
SНОМ. - полная максимальная мощность предприятия. МВ×А
Т – годовое число часов, час/год: Т = 8760 час/год
кЗ.М - коэффициент загрузки трансформатора
∆PК.З.. - потери мощности короткого замыкания, кВт
UК.З. - напряжение короткого замыкания, %
τ – годовое число часов использования максимума нагрузки, час/год
∆ЭТР.ГОД1 = 2 • (17,0 + 0,1 • (0,7 • 16000)/100) • 8760 + 2 • 0,5775 • (85 + 0,1 • (10,5 • 16000)/100) • 4100 = 494064 + 1198081,5 = 1692145,5 кВт*ч..
∆ЭТР.ГОД2 = 2 • (18,0 + 0,1 • (0,7 • 16000)/100) • 8760 + 2 • 0,5775 • (85 + 0,1 • (10,5 • 16000)/100) • 4100 = 511584 + 1198081,5 = 1709665,5 кВт*ч..
Определим стоимость потерь активной энергии СП тыс. руб. применяя следующую формулу
СП = С0 • (∆ЭЛ.ГОД + ∆ЭТР.ГОД) (2,17)
СП1 = 0,01 • (11124422 + 1692145,5) = 128165,67 тыс. руб
СП2 = 0,01 • (1484661,1 + 1709665,5) = 31943,266 тыс. руб
Определяем амортизационные отчисления: СА , тыс. руб. применяя следующую формулу
СА = РЛ/100 * КЛ + РВ/100 * КВ + РТ/100 * КТ (2,18)
где: РЛ: РВ: РТ: – амортизационные отчисления на линию, выключатели и трансформаторы %
КЛ : КВ : КТ: – стоимость оборудования линии, выключателя и трансформатора, отделителя и короткозамыкателя
СА1 = 3,5/100 * 362,5 + 6,3/100 * 15,54 + 6,3/100 * 980 = 12,69 + 0,979 + 61,74 = 75,409 тыс. руб
СА2 = 3,5/100 * 237,5 + 6,3/100 * (20,56 + 9,46) + 6,3/100 * 960 = 8,31 + 1,89 + 60,48 = 70,68 тыс. руб
Определяем отчисления на обслуживание оборудования: СОБС , тыс. руб. применяя следующую формулу
СОБС = РЛ/100 * КЛ + РВ/100 * КВ + РТ/100 * КТ (2,19)
где: РЛ: РВ: РТ: – отчисления на обслуживание и текущий ремонт на линию, выключатели и трансформаторы %
КЛ : КВ : КТ: – стоимость оборудования линии, выключателя и трансформатора, отделителя и короткозамыкателя.
СОБС1 = 0,5/100 * 362,5 + 1,0/100 * 15,54 + 1,0/100 * 980 = 1,81 + 0,16 + 9,8 = 11,77 тыс. руб
СОБС2 = 0,5/100 * 237,5 + 1,0/100 * (20,56 + 9,46) + 1,0/100 * 960 = 1,19 + 0,3 + 9,6 = 11,09 тыс. руб
Определяем общие эксплуатационные расходы: СЭ тыс. руб. применяя следующую формулу
СЭ = СП + СА + СОБС (2,20)
где: СП– стоимость потерь активной энергии, тыс. руб.
СА– амортизационные отчисления тыс. руб.
СОБС– отчисления на обслуживание оборудования тыс. руб.
СЭ1 = 128165,67 + 75,409 + 11,77 = 128252,84 тыс. руб.
СЭ1 = 31943,266 + 70,68 + 11,09 = 32025,036 тыс. руб.
Определяем общие ежегодные затраты при нормативном коэффициенте эффективности. З тыс. руб. применяя следующую формулу
З = СЭ + РН • К (2,21)
где: РН– нормативный коэффициент эффективности капиталовложения
РН = 0,15
З1 = 128252,84 + 0,15 • 1358,04 = 128456,54 тыс. руб
З2 = 32025,036 + 0,15 • 1227,52 = 32209,164 тыс. руб
Данные расчетов для обоих вариантов для удобства сравнения внесем в таблицу
Таблица 4 Экономические показатели
| Вариант | Капитальные затраты К, тыс. руб. | Эксплуатационные расходы Сэ, тыс. руб. | Потери электроэнергии в год СП, тыс. руб. | Общие затраты З, тыс. .руб. |
| 1. Вариант 1 35/6 | 1358,04 | 128252,84 | 128165,67 | 128456,54 |
| 2. Вариант 2 110/6 | 1227,52 | 32025,036 | 31943,266 | 32209,164 |
Так как при расчетах применяли два варианта то выбираем вариант с наименьшими капитальными и эксплуатационными затратами. При применении второго варианта капитальные затраты меньше, чем при первом варианты и эксплуатационные расходы также при втором варианте меньше, чем при первом варианте и значит можно остановится на втором варианте. Для проверки правильности принятого решения произведем расчет срока окупаемости применяя следующую формулу.
| Т = | (К1– К2) | (2,22) |
| (СЭ2 – СЭ1) |
| (К1– К2) | = | (1358,04 – 1227,52) | = | 130,52 | = – 0,0014 лет |
| (СЭ2 – СЭ1) | (32025,036 – 128252,84) | – 96227,81 |
Так как срок окупаемости меньше чем 7 лет, то выбираем вариант с меньшими эксплуатационными расходами. У варианта 2 эксплуатационные расходы меньше чем у варианта 1, и значит для дальнейшего расчета оставляем вариант с напряжением глубокого ввода на 110 кВ.
2.3 Расчет мощности силовых трансформаторов
Так как согласно задания курсового проекта 53 % потребителей относится к первой категории выбираем ГПП с 2 мя силовыми трансформатора и рассчитываем номинальную мощность SМ.Р. МВ×А трансформаторов по формуле:
| SМ.Р. = | SМАХ | (2,23) |
| 2 ģ кД.П. |
где: SМАХ – полная (максимальная) потребляемая мощность
кД.П.– коэффициент допустимой систематической перегрузки
По номограмме определяем коэффициент допустимой систематической перегрузки кД.П = 1,025
Определяем расчетную мощность трансформатора.
| SМ.Р. = | 18,48 | = 9,01 МВģА |
| 2 ģ 1,025 |
Шкала стандартных мощностей: 4: 6,3: 10: 16: 25: 32: 40: 63: 80: МВģА
Произведём выбор трансформатора из данного ряда. По условию курсового проекта подходят трансформаторы на 10 и 16,0 МВģА
Определяем коэффициент загрузки для двух вариантов.
Для трансформатора 10,0 МВģА
| КЗТ1 = | SМАХ | (2,24) |
| 2 ģ SНОМ1 |
| КЗ.Т1 = | 18,48 | = 0,924 < 0,93 |
| 2 ģ 10,0. |
Данный трансформатор проходит проверку по коэффициенту загрузки, так как он должен быть меньше 0,93.
Для трансформатора 16,0 МВģА
| КЗ.Т1 = | SМАХ | (2,25) |
| 2 ģ SНОМ2 |
| КЗ.Т1 = | 18,48 | = 0,58 < 0,93 |
| 2 ģ 16,0 |
Данный трансформатор проходит проверку по коэффициенту загрузки. Для дальнейшей проверки остается два трансформатора 10,0 и 16,0 МВģА