Проектирование электрических сетей (стр. 4 из 19)
ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103кВтч.
Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).
Зэ' и Зэ'' определяем по рис.8.1 [3]:
Зэ' = 134 коп/кВт·ч;
Зэ" = 110 коп/кВт·ч.
Зпот=134·55 657,56 ·103+ 110·10 599,6 ·103= 86 240,69 тыс.руб.
Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)
И = 1270,08+ 86 240,69 = 87 510,77 тыс. руб.
По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:
З = 0,12 · 45 360 +87 510,77 = 92 953,97 тыс. руб.
1.2.2 Технико-экономические показатели второго варианта развития сети
1.2.2.1 Схема электрических соединений
Опоры выбираем железобетонные.
Второй вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8 и подстанции П15. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем две одноцепные линии марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 36,3 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 - Расчетные данные новых линий электропередачи
| ЛЭП | Длина l, км | Число цепей | Uном, кВ | Марка провода | r0, Ом/км | x0, Ом/км | b0 10-6, См/км |
| П8-П25 | 28,8 | 1 | 110 | АС-240 | 0,12 | 0,405 | 2,81 |
| П25-П15 | 36,3 | 1 | 110 | АС-240 | 0,12 | 0,405 | 2,81 |
Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) - (1.20).
ЛЭП П8-П25: ЛЭП П25-П15:
rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 36,3 = 4,4 Oм;
хл= 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 ·36,3 = 14,7 Ом;
bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 36,3 = 102 мкСм.
Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателем система шин.
Схема второго варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.4.
Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.
Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличается от схемы первого варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица с информацией об узлах будет такая же, как и в первом варианте.
Рис.1.3. Фрагмент карты-схемы второго варианта развития электрической сети
Рис.1.4. Фрагмент схемы второго варианта развития электрической сети
В данных по ветвям параметры связи П8-П25 изменятся (одноцепная линия вместо двухцепной) и появится связь П25-П15. Остальные ветви останутся без изменений.
По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет нормального максимального режима второго варианта развития сети. Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б2.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр = 59 А;
для ЛЭП П25-П15 Iр = 26 А.
Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.
Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.
Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.
Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.
Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.
Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б2.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр= 405 А;
для ЛЭП П25-П15 Iр= 322 А.
Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп = 610А.
Как видно, Iдоп > Iр, т.е. данные провода проходят по условию нагрева.
Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.
Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электрической сети.
электрический подстанция сеть
1.2.2.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат
Определяем капитальные вложения по второму варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.
Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.
Кл = 951,3 · ( 28,8 +36,3) = 61 929,63 тыс. руб.
Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).
Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.
Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:
К = 61 929,63 тыс. руб.
Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):
И' = (2,4 + 0,4) · 61 929,63/100 = 1734,03 тыс. руб.
Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.
Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:
ΣΔРмакс = 13,7+1,56 = 15,26 МВт.
Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб=5200ч.
τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.
Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):
ΔЭ' = 3633 · 15,26 · 103 = 55 439,58 103кВт·ч.
Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):
ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103кВтч.
Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).
Зэ' и Зэ" определяем по рис.8.1 [3]:
Зэ' = 134 коп/кВт·ч;
Зэ' = 110 коп/кВт·ч.
Зпот = 134·55 439,58·103+110·10 599,6·103 = 85 948,6 тыс.руб.
Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)
И = 1734,03 + 85 948,6 = 87 682,63 тыс.руб.
По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по второму варианту:
З = 0,12·61 929,63 + 87 682,63 = 95 114,19 тыс. руб.
1.2.3 Технико-экономические показатели третьего варианта развития сети
1.2.3.1 Схема электрических соединений
Опоры выбираем железобетонные.
Третий вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8 и подстанции П16. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем 2 одноцепные линии марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 32,5 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Расчетные данные новых линий электропередачи
| ЛЭП | Длинаl, км | Число цепей | Uном, кВ | Марка провода | r0, Ом/км | x0, Ом/км | b0 10-6, См/км |
| П8-П25 | 28,8 | 1 | 110 | АС-240 | 0,12 | 0,405 | 2,81 |
| П25-П16 | 32,5 | 1 | 110 | АС-240 | 0,12 | 0,405 | 2,81 |
Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) - (1.20):
ЛЭП П8-П25: ЛЭП П25-П16:
rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 32,5 = 3,9 Oм;
хл= 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 ·32,5 = 13,2 Ом;
bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 32,5 = 91,3 мкСм.
Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями цепях трансформаторов.
В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателем система шин.
Схема третьего варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.6.