Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения

Для определения величины нестандартного рационального напряжения используем формулу Стилла [2, с. 183]:

 

, (2.1)

 

где Р_ц – расчетная мощность одной цепи, МВт.

Определенные по формулам значения нестандартного напряжения, сравниваем со стандартными значениями, и выбираем одно из них за основное стандартное значение.

Произведём выбор вариантов для определения рационального напряжения по известной мощности предприятия Р = 4,384 + 0,112 = 4,496 кВт и расстояния L = 10 км по приведенным формулам:

 

кВ,

 

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод, что в качестве стандартного напряжения следует принять напряжение 35 кВ. Далее выбираем стандартное напряжение: одно выше на ступень шкалы (U₂ = 110 кВ).

Далее рассматриваем следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения предприятия:

а) вариант1 – электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП предприятия на напряжении 35 кВ;

б) вариант 2 – электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП предприятия на напряжении 110 кВ;

В систему внешнего электроснабжения включаются питающие линии, выключатели в начале линий со стороны подстанции энергосистем и трансформаторы ГПП с высоковольтными аппаратами, составляющими открытое устройство (ОРУ) подстанции. По каждому из принятых вариантов определяем технико-экономические показатели в соответствии с выбранным электрооборудованием.

 

 

2.3 Вариант 1. U = 35 кВ

Передача электроэнергии от подстанции энергосистемы до предприятия осуществляется на напряжении 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 6 или 10 кВ.

Схема питания и исходные данные для расчета варианта приведены на рисунке 2.1.

2.3.1 Выбор выключателей. Выключатели Q1, Q2, установленные на подстанции энергосистемы, в данной курсовой работе выбираем упрощенно по следующим условиям:

U_{В ном} ≥ U_{уст.ном}, I _{В ном} ≥ I_р.max, I_{ном.отк} ≥ I_р.отк.

~

Q1

Q2

K1

ОРУ

ОРУ

Т1

Т2

2×4000

110 кВ

35 кВ

6(10) кВ

Sc = 500 MВ·А

xс = 0,6

ℓ = 10 км

S”р = 4728,3 кВ·А

Q3

Q4

Q5

 

Рисунок 2.1 – Расчетная схема

 

Максимальный рабочий ток (расчетный ток послеаварийного режима) определяем из условия, что в послеаврийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку предприятия, т.е.

 

А. (2.4)

 

Чтобы определить ток или мощность отключения выключателя необходимо определить расчетные параметры: начальное действующее значение периодической составляющей тока и мощность КЗ. Согласно расчетной схеме составляем схему замещения для режима трехфазного КЗ, в которую все элементы входят своими индуктивными сопротивлениями, и указываем точку короткого замыкания. Затем определяем параметры схемы замещения в относительных базисных единицах. Для этого принимаются базисные условия:

- за базисную мощность рекомендуется принять мощность системы, которая задана в исходных данных;

- за базисное напряжение принимается среднее напряжение ступени короткого замыкания.

Тогда базисный ток для точки короткого замыкания I_б, А, определяется по формуле

. (2.5)

Задана мощность системы, равная 500 МВ·А, эту мощность принимаем за базисную, а для точки К1 базисное напряжение равно 37 кВ тогда определяем по формуле (2.5) базисный ток для точки К1

 

кА.

 

Схема замещения для расчета токов КЗ приведена на рисунке 2.2

 

Sc ~

Рисунок 2.2

 

Определяем индуктивные сопротивления схемы замещения в относительных базисных единицах по формулам:

- сопротивление системы х*_с при заданном значении х_с =0,6

;

 

- сопротивление обмоток трансформатора системы х*_т, (при мощности в соответствии с заданием S_т.ном = 4000 кВ·А) и определенных по справочным данным для заданного трансформатора U_к =7,5%:

 

,

 

Суммарное индуктивное сопротивление короткозамкнутой сети до точки К1 равно

 

х*_К1 = х*_с + х*_т + х*_т^с = 0,6 + 4,687 + 0 = 5,287.

 

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ

I_п0, кА определяется по формуле и равно

 

кА. (2.6)

По полученным результатам расчетов по источнику [7] выбираем в соответствии с условиями (2.4) выключатель типа С-35М-630-10У1 с номинальными параметрами:

 

U_{В ном} = 35 кВ = U_{уст.ном} = 35 кВ,

 

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =78 А,

 

I_{ном.отк} = 10 кА > I_р.отк = 2,95 кА.

 

2.3.2 Определение сечения питающей линии. Питающую линию выполняем двухцепной с одновременной подвеской обеих цепей проводом марки АС.

Первоначально выбирается сечение провода по техническим условиям:

а) по условию допустимого нагрева расчетным током нормального режима работы, который равен

 

А. (2.7)

 

По условию допустимого нагрева в нормальном режиме работы линии т.е.

I_доп ≥ I_р (2.8)

 

по источнику [5] выбираем сечение провода s = 35 мм² с длительно допустимым током I_доп = 170 А. При этом условие (2.8) выполняется, так как I_доп = 170 А> I_р = 39 А.

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы (по одной цепи передается полная мощность предприятия) по условию

 

1,3·I_доп ≥ I_р.max, (2.9)

 

1,3·170 = 221А > I_р.max = 78А,

 

т.е. условие (2.9) выполняется.

Наличие коэффициента 1,3 в условии проверки сечения линии (2.9) обусловлено тем, что допустимая перегрузка воздушных линий возможна на 30% согласно проведенным исследованиям на кафедре ЭПП МЭИ и согласуется с возможной допустимой перегрузкой кабельных линий и трансформаторов;

б) по условию коронирования проводов принимаем минимальное допустимое сечение s_к = 70 мм²;

в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 35 кВ по [5] равно s_к = 70 мм²;

г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий s_т.у не проверяется;

д) по допустимой потере напряжения проверяется наибольшее из выбранных сечений, т.е. s = 70 мм² по условию

 

(2.10)

 

где ℓ_доп – допустимая длина линии, на которой теряется 5% напряжения, км;

ℓ_∆U1% - длина линии, на которой теряется 1% напряжения, определяемая по [5], км;

∆U – полная допустимая потеря напряжения, равная 5%.

Для выбранного сечения по [5] имеем ℓ_∆U1% = 1,65 км и I_доп = 170 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна

 

ℓ_доп = 1,65·5·170/39 = 35,96 км> 10 км,

 

т.е. условие (2.9) выполняется. Таким образом, по всем техническим условиям проходит сечение s = 70 мм².

В соответствии с рекомендациями ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения s_эк, мм² должен производиться по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки по формуле

 

, (2.11)

 

где I_р – расчетный ток, А;

j_эк – нормированное значение экономической плотности тока, определяемая по ПУЭ, А/мм².

Для рассматриваемого варианта по ПУЭ имеем j_эк = 1,1 А/мм² при известном значении Т_ма = 3770 ч для неизолированного алюминиевого провода марки АС. По формуле (2.10) определяется экономически целесообразное сечение в соответствии с ПУЭ

 

мм²,

 

или стандартное ближайшее большее сечение, равное 70 мм².

Так как данная методика не учитывает стоимость электрической энергии, то выбор экономически целесообразного сечения рекомендуется производить по формуле

 

З = 0,125·К + С_∑, (2.12)

 

где З – годовые расчетные затраты на сооружение линии данного сечения, тыс.тенге в год;

0,125 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений в систему электроснабжения;

К – капитальные затраты на сооружение линии электропередачи выбранного сечения, тыс. тенге; С_∑ − суммарные годовые эксплуатационные расходы линии, тыс.тенге/год.

Определение экономически целесообразного сечения производим на основе технико-экономических расчетов в следующем порядке:

а) принимаются несколько стандартных сечений, равных и больших найденного по техническим условиям, в данном примере принимаются сечения: 35, 50, 70, 95, 120 мм²;

б) находятся для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (∆Э_л, тыс. кВт·ч), расход цветного металла (G_ал, т) и годовые расчетные затраты (З, тыс. тенге в год). Исходные данные для выбранных сечений и расчетные величины рекомендуется свести в таблицу 2.1.

Определяется коэффициент загрузки линии по формуле

 

. (2.13)

 

Определяем действительные потери активной мощности в линии данного сечения при расчетной токовой нагрузке по формуле

 

∆Р_л = ∆Р_ном·К_з²·ℓ·n, (2.14)

 

где ∆Р_ном – потери активной мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт/км [5];

ℓ − длина линии, км;

n – число цепей в линии.

Для сечения 95 мм² имеем: ∆Р_ном = 134 кВт/км по [5], длина линии (по заданию) ℓ =10 км и число цепей n = 2. Подставляя известные величины в формулу (2.14), получаем значение действительных потерь мощности в линии

 

∆Р_л = 134·0,3075·10·2 = 824 кВт.

 

Таблица 2.1- Определение технико-экономических показателей питающих линий при различных сечениях провода для выбора экономически целесообразного сечения. U = 35 кВ, I_р = 39 А.

 

Сечение s, мм2	Исходные данные для расчета на одну цепь
Iдоп, А	Кз	Кз2	∆Рном, кВт/км	g, т/км	сл, тыс. тенге/км	φл, %	ℓ, км	с0,	τ,ч
		0,554	0,3075		1,158		2,0
		0,467	0,2763		1,384
		0,452	0,1341		1,723
		0,349	0,118		2,355
		0,326	0,073		2,861

 

Продолжение таблицы 2.1

 

Сечение s, мм2	Расчетные данные на две цепи
∆Рл, кВт	∆Эл,	Сп.s.л	Са.s.л	С∑s	Кs, тыс. тенге	0,125·Кs	Зs	Gл, т
тыс. тенге/год	тыс. тенге/год
								6903,5	21,13
							2962,5		24,52
									38,17
								5668,5	45,28
									57,82

 

Действительные ежегодные потери электроэнергии ∆Э_л, тыс.кВт·ч/год в линии определяются по формуле

∆Э_л = ∆Р_л· τ_м, (2.15)

 

где τ_м – число часов использования максимальных потерь, ч.

Число часов использования максимальных потерь τ_м зависит от числа часов использования максимума активной нагрузки Т_м.а и коэффициента мощности нагрузки. Его приближенное значение при cosφ = 0,8 можно определить по формуле

 

. (2.16)

 

Подставляя значение Т_м.а в формулу (2.16), получаем значение τ_м

 

ч

 

Полагая стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определяются ежегодные эксплуатационные расходы из выражения

 

С_∑s= С_п.s.л + С_а.s.л, (2.17)

 

где С_п.s.л – стоимость потерь электроэнергии в линии каждого сечения, тыс. тенге;

С_а.s.л – стоимость амортизационных отчислений на линии, тыс. тенге/год.

Стоимость потерь электроэнергии в линии данного сечения определяем по формуле

 

С_п.s.л = ∆Э_л·с₀, (2.18)

 

где с₀ – стоимость электроэнергии, задаваемая в исходных данных на проектирование, тенге/кВт·ч.

При заданном значении с₀ = 2 тенге/кВт·ч стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линии в соответствии с формулой (2.18) равна

 

С_п.s.л = 1820·2 = 3940 тыс.тенге/год.

 

Стоимость амортизационных отчислений определяется по формуле

 

С_а.s.л = φ_л·К_s, (2.19)

 

где φ_л – ежегодные амортизационные отчисления для линии, % (для воздушных линий напряжением 35 кВ φ_л = 2,0%);

К_s – капитальные затраты на линию данного сечения, тыс.тенге.

Капитальные затраты для двухцепной линии с одновременной подвеской двух цепей на опорах (n = 2) данного сечения определяем по формуле

 

 

К_s = с_л·ℓ. (2.21)

 

где с_л – стоимость одного километра воздушной одноцепной линии марки АС-95 на типовых железобетонных опорах, тыс.тенге/км.

 

К_s = 2340·10 = 23400 тыс.тенге.

 

В соответствии с формулой (2.19) амортизационные отчисления в линию равны

С_а.s.л = 0,02·2340 = 441 тыс. тенге/год.

 

Ежегодные эксплуатационные расходы в соответствии с формулой (2.17) составляют

 

С_∑s = 3324 + 441 = 4193 тыс.тенге/год.

 

Годовые расчетные затраты З_s по формуле (2.9) равны

 

З_s = 0,125·К_s + С_∑s = 0,125·23400 + 4076 = 6725 тыс.тенге/год.

 

Расход цветного металла (алюминия) определяем по формуле

 

G_л = g·ℓ·n, (2.22)

 

где g – вес одного километра провода, т/км (для рассчитываемого сечения 95 мм² g = 1,158 т/км).

 

Подставляя известные величины в формулу (2.22), имеем

 

G_л = 1,16·10·2 =22,16 т.

 

Определение величин ∆Э_л,_, G_л, З_s по остальным рассматриваемым сечениям производится аналогично и приводится в таблице 2.1.

Анализируя величины годовых расчетных затрат для рассматриваемых сечений по результатам таблицы 2.1, можно сделать вывод, что сечение 240 мм² имеет минимальные годовые расчетные затраты. Поскольку критерием экономичности выбираемого сечения является минимум приведенных годовых расчетных затрат, то следует принять экономически целесообразное сечение линии в данном варианте равное s_эк = 240 мм². Однако разница между затратами для сечений 240 и 185 мм² составляет менее 5 %, поэтому, учитывая более лучшие технические показатели (коэффициент загрузки и расход цветного металла) у варианта с сечением линии 185 мм², окончательно принимаем это сечение, т.е. 185 мм².

 

2.3.3 Технико-экономические показатели питающих линий. ТЭП питающих линий включают в себя, кроме затрат на сооружение воздушной ЛЭП и затраты на выключатели Q₁ и Q₂, установленные на подстанции энергосистемы в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Капитальные затраты на выключатели К_в равны стоимости двух ячеек с выключателями С-35, устанавливаемых ОРУ-35 с двумя системами шин на металлоконструкциях, т.е.

 

К_в = 2·с_в =2·1832 = 3475 тыс.тенге. (2.23)

 

Стоимость одной ячейки равна произведению стоимости ее по источнику [5] (8,71 тыс.руб.) на переводной коэффициент, приведенный в задании (К = 200), т.е.

 

с_в = 8,61·200 = 1547 тыс.тенге.

 

Стоимость сооружения двух питающих линий, выполненных проводом марки АС сечением 185 мм² на типовых железобетонных опорах, принимается из таблицы 2.1, которая равна К_s = 26500 тыс.тенге.

Суммарные капитальные затраты питающей линии первого варианта равны

 

К_л1 = К_в + К_s = 3484 + 26400 = 29884 тыс.тенге. (2.24)

 

Ежегодные эксплуатационные расходы С_∑л1, тыс.тенге складываются из стоимости, расходуемой на потери в линии электроэнергии, стоимости амортизационных отчислений на линии и ячейки с выключателями

 

С_∑л1 = С_п.s.л + С_а.s.л + С_а.в = С_∑s + С_а.в. (2.25)

 

Амортизационные отчисления на выключатели определяются по формуле

 

С_а.в = φ_в· К_в = 0,044· 3624 = 141,7 тыс.тенге/год. (2.26)

 

В формуле (2.26) норма амортизационных отчислений для электрооборудования φ_в принята равной 4,4%.

По формуле (2.25) определяются ежегодные эксплуатационные расходы питающих линий

 

С_∑л1 = 2356 + 141,7 =2219,3 тыс.тенге.

 

Годовые расчетные затраты на питающие линии равны

 

З_л1 = 0,125· К_л1 + С_∑л1 = 0,125·2644 + 2219,3 = 5297,9 тыс.тенге. (2.27)

 

Потери электроэнергии в питающих линиях из таблицы 2.1 для выбранного сечения равны

 

∆Э_л = 915 тыс. кВт·ч/год

 

и расход цветного металла равен

G_л = 46,26 т.

 

2.3.4 Технико-экономические показатели ГПП -35 кВ. Стоимость каждого из трансформаторов, установленных на ГПП, мощностью ТДН-4000/35 при наружной установке с_т в тыс. тенге, определяем умножением справочной стоимости с_т.спр в тыс. рублях, принятой по источнику [2], на переводной коэффициент (К = 200)

 

с_т = с_т.спр· К = 6,75·200 = 1350 тыс. тенге.

 

Стоимость двух вводов с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 на железобетонных конструкциях, определяем аналогично, т.е

 

с_ору = с_{ору.спр}· К = 2,92· 200 = 592 тыс.тенге.

 

Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-35 определяем соответственно:

 

К_т = 2· 1350 = 2700 тыс.тенге,

 

К_ору = 2· 584 = 1268 тыс.тенге.

 

Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП напряжением 35 кВ составляют

 

К_ГПП1 = К_т + К_ору = 2700 + 1168 = 3868 тыс.тенге. (2.28)

 

Ежегодные эксплуатационные расходы С_∑ГПП1, тыс.тенге/год складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах (С_п.т), и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы (С_а.т) и вводы с аппаратами ОРУ-35 (С_а.ОРУ)

 

С_∑ГПП1 = С_п.т + С_а.т + С_а.ОРУ. (2.29)

 

Приведенные потери активной мощности в трансформаторе во время холостого хода ∆Р^′_хх, кВт определяются по формуле

 

, (2.30)

 

где ∆Р_хх – номинальные потери активной мощности во время холостого хода трансформатора, определяемые по справочным данным для выбранного трансформатора [2], кВт;

∆Q_хх − номинальные потери реактивной мощности во время холостого хода трансформатора, квар;

к_и.п – коэффициент изменения потерь, задаваемый энергосистемой, кВт/квар;

I_хх – ток холостого хода трансформатора, определяемый по справочным данным [2], в процентах;

S_т.ном – номинальная мощность выбранного трансформатора, кВ·А.

Приведенные потери активной мощности в меди трансформатора (потери короткого замыкания) ∆Р′_кз, кВт определяем по формуле

 

(2.31)

 

где ∆Р_кз – номинальные потери активной мощности при коротком замыкании в трансформаторе, определяемые по справочным данным [5], кВт;

∆Q_кз – номинальные потери реактивной мощности при коротком замыкании, квар;

U_кз – напряжение короткого замыкания, определяемое по справочным данным [5], в процентах.

Для выбранного трансформатора из источника [5] имеем: ∆Р_хх = 6,7 кВт,

I_хх = 1,0 %, ∆Р_кз = 33,5 кВт, U_кз = 7,5 %.

Коэффициент изменения потерь в соответствии с рекомендациями источника [2, с. 359] принимаем равным к_и.п = 0,07 кВт/квар.

Подставляя известные величины в формулы (2.29) и (2.30), определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно:

 

кВт,

 

кВт.

 

Ежегодные потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП определяем по формуле

 

∆Э_т = (∆Р^′_хх·Т_г + К²_з·∆Р′_кз· τ) ·n (2.32)

 

где Т_г – годовой фонд времени ч;

К_з – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы (К_з = 0,65);

n – количество трансформаторов (n = 2).

Подставляя известные величины в формулу (2.32), вычисляем значение ежегодных потерь электроэнергии в двух трансформаторах

 

∆Э_т = (8,95·8660 + 0,65²·51,25· 2189) · 2 = 284,2 тыс. кВт·ч.

 

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах равна

 

С_п.т = ∆Э_т· с₀ = 284,2·2 =568,4 тыс.тенге/год. (2.33)

 

Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-35 составляет

 

С_а.т + С_а.ОРУ = φ_об· К_ГПП1 = 0,044·3868 = 182,19 тыс.тенге/год. (2.34)

 

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на ГПП в соответствии с формулой (2.29) равны

 

С_∑ГПП1 = 568,4 + 182,19 = 751,59 тыс.тенге/год.

 

Годовые расчетные затраты на сооружение ГПП-35 кВ составляют

 

З_ГПП1 = 0,125· К_ГПП1 + С_∑ГПП1 = (2.35)

= 0,125·3868 + 705,59 = 1189,09 тыс.тенге/год.

 

Потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП в соответствии с расчетами равны ∆Э_т = 267,7 тыс. кВт·ч.

 

2.4 Второй вариант. U = 110 кВ

Схема питания и исходные данные приведены на рисунке 2.3.

~

Q1

Q2

K1

ОРУ

ОРУ

Т1

Т2

2×4000

110 кВ

6(10) кВ

Sc = 500 MВ·А

xs = 0,6

ℓ = 10 км

Sр = 4728,3 кВ·А

Q3

Q4

Q5

 

Рисунок 2.3 – Схема питания

 

Расчетные формулы и таблица, применяемые в данном варианте, аналогичны приведенным в первом варианте. Расчет производим в том же порядке.

 

2.4.1 Выбор выключателей Q1 и Q2. Расчетные условия следующие:

 

а) U_у.ном = 110 кВ;

 

б) А;

 

в) А;

 

г) кА.

 

Схема замещения для определения токов КЗ в точке К1 приведена на рисунке 2.4.

~

К1

Sc = 500 МВ·А

 

Рисунок 2.4 - Схема замещения

 

Результирующее индуктивное сопротивление до точки К1согласно схемы замещения равно индуктивному сопротивлению системы в относительных базисных единицах х_с = 0,6. Тогда начальное значение периодической составляющей тока КЗ в указанной точке в соответствии с формулой (2.6) равно

кА.

 

По условиям (2.4) из источника [7] выбираем выключатель типа МКП-110М-630-20У1. Он устанавливается в ОРУ-110 кВ на подстанции энергосистемы.

Выбранный выключатель удовлетворяет условиям выбора (2.4), так как

 

U_{В ном} = 110 кВ = U_{уст.ном} = 110 кВ;

 

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =23,8 А;

 

I_{ном.отк} = 20 кА > I_р.отк = 4,2 кА.

 

2.4.2 Определение сечения питающей линии производим по той же методике, что была использована в первом варианте. Двухцепную питающую линию предполагается выполнить проводом марки АС на железобетонных опорах с одновременной подвеской на них обеих цепей.

Выбираем сечение провода по техническим условиям:

а) по нагреву рабочим током нормального режима и в послеаврийном режиме выбираем сечение провода s = 70 мм² с допустимым током I_доп = 265 А, так как выполняются условия (2.8) и (2.9)

 

I_доп = 170 А > I_р = 12,6 А и 1,3·170 = 221А > I_р.max = 25,5 А;

 

б) по условию коронирования проводов принимаем минимальное допустимое сечение s_к = 70 мм²;

в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 110 кВ по [5] равно s_к = 70 мм²;

г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий s_т.у не проверяется;

д) по допустимой потере напряжения проверяем сечение 70 мм², для которого по [5] имеем ℓ_∆U1% = 5,17 км и I_доп = 265 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна

 

ℓ_доп = 5,17·5·285/17,4 = 555,2 км >> 10 км,

 

т.е. условие (2.10) выполняется. Таким образом, по всем техническим условиям проходит сечение s = 70 мм².

В соответствии с рекомендациями ПУЭ экономически целесообразное сечение в данном варианте s_эк, мм² равно

мм²,

принимаем стандартное большее ближайшее сечение, т.е. s_эк = 70 мм².

Далее принимаем несколько сечений, начиная с выбранного по техническим условиям, для каждого из которых определим технико-экономические показатели по формулам (2.13 – 2.22).

Выбор экономически целесообразного сечения приведен в таблице 2.2.

 

 

Таблица 2.2 – Определение ТЭП для выбора экономически целесообразного сечения второго варианта. U = 110 кВ, I_р = 12,4 А

Сечение s, мм2	Исходные данные для расчета на одну цепь
Iдоп, А	Кз	Кз2	∆Рном, кВт/км	g, т/км	сл, тыс. тенге/км	φл, %	ℓ, км	с0,	τ,ч
		0,2147	0,0462		0,841		2,0
		0,1798	0,0319		1,139
		0,1546	0,0284		1,386

 

Продолжение таблицы 2.2

Сечение s, мм2	Расчетные данные на две цепи
∆Рл, кВт	∆Эл,	Сп.s.л	Са.s.л	С∑s	Кs, тыс. тенге	0,125·Кs	Зs	Gл, т
тыс. тенге/год	тыс. тенге/год
									16,12
		162.2					3497,5	4312,5	25,17
		135.6	280.2					4516,5	30,41

 

Из таблицы видно, что меньшие годовые расчетные затраты имеет сечение провода 95 мм², поэтому это сечение принимается для воздушной ЛЭП-110 кВ.

 

2.4.3 Питающие линии. Технико-экономические показатели питающих линий определяем по формулам (2.23 – 2.27), приведенным в подразделе 2.3.

Стоимость одной ячейки с выключателем МКП-110 равна произведению стоимости ее по источнику [5] (19,35 тыс.руб.) на переводной коэффициент, приведенный в задании (К = 200), т.е.

 

с_в = 19,35·200 = 4010 тыс.тенге.

 

Капитальные затраты на выключатели К_в равны стоимости двух ячеек с выключателями МКП-110, устанавливаемых в ОРУ-110 кВ с двумя системами шин на железобетонных конструкциях, т.е.

 

К_в = 2·с_в = 2·3870 = 7670 тыс.тенге.

 

Стоимость сооружения двух питающих линий, выполненных проводом марки АС сечением 95 мм² на типовых железобетонных опорах, принимается из таблицы 2.2, которая равна К_s = 27900 тыс.тенге, а суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на выбранное сечение С_∑s = 923 тыс.тенге.

Суммарные капитальные затраты питающей линии второго варианта равны

К_л2 = К_в + К_s = 7240 + 28000 = 38740 тыс.тенге.

 

Амортизационные отчисления на выключатели в соответствии с формулой (2.26) равны

 

С_а.в = φ_в· К_в = 0,033· 7240 =322,6 тыс.тенге/год.

 

По формуле (2.25) определяются суммарные ежегодные эксплуатационные расходы питающих линий

 

С_∑л2 = 923 + 322,6 =1193,6 тыс.тенге.

 

Годовые расчетные затраты на питающие линии равны

 

З_л2 = 0,125· К_л1 + С_∑л1 = 0,125·35640 + 1263,6 = 5920 тыс.тенге.

 

Потери электроэнергии в питающих линиях из таблицы 2.2 для выбранного сечения равны ∆Э_л = 183 тыс. кВт·ч/год и расход цветного металла равен G_л = 23,16 т.

 

2.4.4 Технико-экономические показатели ГПП - 110 кВ. Стоимость каждого из трансформаторов, установленных на ГПП, мощностью ТДН-2500/110 при наружной установке с_т в тыс. тенге определяется умножением справочной стоимости с_т.спр в тыс. рублях, принятой по источнику [5], на переводной коэффициент (К = 200)

 

с_т = с_т.спр· К = 21·200 = 4200 тыс. тенге.

 

Стоимость двух вводов с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-110 кВ с одной системой шин на железобетонных конструкциях, определяется аналогично, т.е

 

с_ору = с_{ору.спр}· К = 4,76· 200 = 982 тыс.тенге.

 

Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-110 кВ равны соответственно:

 

К_т = 2· 4200 = 8350 тыс.тенге,

 

К_ору = 2· 952 = 1904 тыс.тенге.

 

Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП-110 кВ в соответствии с формулой (2.28) составляют

 

К_ГПП2 = К_т + К_ору = 8400 + 1904 = 10304 тыс.тенге.

 

Для выбранного трансформатора из источника [5] имеем: ∆Р_хх = 16 кВт,

I_хх = 6 %, ∆Р_кз = 23 кВт, U_кз = 10 %.

Значение коэффициента изменения потерь принимается также равным,

к_и.п = 0,07 кВт/квар.

Подставляя известные величины в формулы (2.30) и (2.31), определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно:

 

кВт,

 

кВт.

 

Подставляя известные величины в формулу (2.32), вычисляем значение ежегодных потерь электроэнергии в двух трансформаторах

 

∆Э_т = (26,5·8760 + 0,65²·40,5· 2199) · 2 = 322,1 тыс. кВт·ч.

 

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяем по формуле (2.33) и равна

 

С_п.т = ∆Э_т· с₀ = 466,1·2 = 932,27 тыс.тенге/год.

 

Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-110 составляет

 

С_а.т + С_а.ОРУ = φ_об· К_ГПП2 = 0,044·10204 = 423,37 тыс.тенге/год.

 

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на ГПП в соответствии с формулой (2.29) равны

 

С_∑ГПП2 = 932,27 + 353,37 = 1285,6 тыс.тенге/год.

 

Годовые расчетные затраты на сооружение ГПП-110 кВ определяются по формуле (2.35) и составляют

 

З_ГПП2 = 0,125· К_ГПП2 + С_∑ГПП2 =

= 0,125·10304 + 1385,6 = 2673,6 тыс.тенге/год.

 

Потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП в соответствии с расчетами равны ∆Э_т = 466,1 тыс. кВт·ч.