Для определения величины нестандартного рационального напряжения используем формулу Стилла [2, с. 183]:
, (2.1)
где Рц – 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:
UВ ном ≥ Uуст.ном, I В ном ≥ Iр.max, Iном.отк ≥ Iр.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 Iб, 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 хс =0,6
;
- сопротивление обмоток трансформатора системы х*т, (при мощности в соответствии с заданием Sт.ном = 4000 кВ·А) и определенных по справочным данным для заданного трансформатора Uк =7,5%:
,
Суммарное индуктивное сопротивление короткозамкнутой сети до точки К1 равно
х*К1 = х*с + х*т + х*тс = 0,6 + 4,687 + 0 = 5,287.
Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ
Iп0, 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:
UВ ном = 35 кВ = Uуст.ном = 35 кВ,
I В ном = 630 А > Iр.max =78 А,
Iном.отк = 10 кА > Iр.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.
Iдоп ≥ Iр (2.8)
по источнику [5] выбираем сечение провода s = 35 мм2 с длительно допустимым током Iдоп = 170 А. При этом условие (2.8) выполняется, так как Iдоп = 170 А> Iр = 39 А.
Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы (по одной цепи передается полная мощность предприятия) по условию
|
|
1,3·Iдоп ≥ Iр.max, (2.9)
1,3·170 = 221А > Iр.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 sк = 70 мм2;
в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 35 кВ по [5] равно sк = 70 мм2;
г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий sт.у не проверяется;
д) по допустимой потере напряжения проверяется наибольшее из выбранных сечений, т.е. s = 70 мм2 по условию
(2.10)
где ℓдоп – 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 Iдоп = 170 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна
ℓдоп = 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 sэк, мм2 должен производиться по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки по формуле
, (2.11)
где Iр – расчетный ток, А;
jэк – нормированное значение экономической плотности тока, определяемая по ПУЭ, А/мм2.
Для рассматриваемого варианта по ПУЭ имеем jэк = 1,1 А/мм2 при известном значении Тма = 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 (∆Эл, тыс. кВт·ч), расход цветного металла (Gал, 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
∆Рл = ∆Рном·Кз2·ℓ·n, (2.14)
где ∆Рном – 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: ∆Рном = 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
∆Рл = 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, Iр = 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 ∆Эл, тыс.кВт·ч/год в линии определяются по формуле
∆Эл = ∆Рл· τм, (2.15)
где τм – число часов использования максимальных потерь, ч.
Число часов использования максимальных потерь τм зависит от числа часов использования максимума активной нагрузки Тм.а и коэффициента мощности нагрузки. Его приближенное значение при cosφ = 0,8 можно определить по формуле
. (2.16)
Подставляя значение Тм.а в формулу (2.16), получаем значение τм
ч
Полагая стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определяются ежегодные эксплуатационные расходы из выражения
С∑s= Сп.s.л + Са.s.л, (2.17)
где Сп.s.л – стоимость потерь электроэнергии в линии каждого сечения, тыс. тенге;
Са.s.л – стоимость амортизационных отчислений на линии, тыс. тенге/год.
Стоимость потерь электроэнергии в линии данного сечения определяем по формуле
Сп.s.л = ∆Эл·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
Сп.s.л = 1820·2 = 3940 тыс.тенге/год.
Стоимость амортизационных отчислений определяется по формуле
Са.s.л = φл·Кs, (2.19)
где φл – ежегодные амортизационные отчисления для линии, % (для воздушных линий напряжением 35 кВ φл = 2,0%);
Кs – 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
Кs = сл·ℓ. (2.21)
где сл – стоимость одного километра воздушной одноцепной линии марки АС-95 на типовых железобетонных опорах, тыс.тенге/км.
Кs = 2340·10 = 23400 тыс.тенге.
В соответствии с формулой (2.19) амортизационные отчисления в линию равны
Са.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 Зs по формуле (2.9) равны
Зs = 0,125·Кs + С∑s = 0,125·23400 + 4076 = 6725 тыс.тенге/год.
Расход цветного металла (алюминия) определяем по формуле
Gл = 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
Gл = 1,16·10·2 =22,16 т.
Определение величин ∆Эл,, Gл, Зs 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 sэк = 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 Кв равны стоимости двух ячеек с выключателями С-35, устанавливаемых ОРУ-35 с двумя системами шин на металлоконструкциях, т.е.
Кв = 2·св =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.
св = 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 Кs = 26500 тыс.тенге.
Суммарные капитальные затраты питающей линии первого варианта равны
Кл1 = Кв + Кs = 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 = Сп.s.л + Са.s.л + Са.в = С∑s + Са.в. (2.25)
Амортизационные отчисления на выключатели определяются по формуле
Са.в = φв· Кв = 0,044· 3624 = 141,7 тыс.тенге/год. (2.26)
В формуле (2.26) норма амортизационных отчислений для электрооборудования φв 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
Зл1 = 0,125· Кл1 + 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
∆Эл = 915 тыс. кВт·ч/год
и расход цветного металла равен
Gл = 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 ст в тыс. тенге, определяем умножением справочной стоимости ст.спр в тыс. рублях, принятой по источнику [2], на переводной коэффициент (К = 200)
ст = ст.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
сору = сору.спр· К = 2,92· 200 = 592 тыс.тенге.
Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-35 определяем соответственно:
Кт = 2· 1350 = 2700 тыс.тенге,
Кору = 2· 584 = 1268 тыс.тенге.
Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП напряжением 35 кВ составляют
КГПП1 = Кт + Кору = 2700 + 1168 = 3868 тыс.тенге. (2.28)
Ежегодные эксплуатационные расходы С∑ГПП1, тыс.тенге/год складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах (Сп.т), и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы (Са.т) и вводы с аппаратами ОРУ-35 (Са.ОРУ)
С∑ГПП1 = Сп.т + Са.т + Са.ОРУ. (2.29)
Приведенные потери активной мощности в трансформаторе во время холостого хода ∆Р′хх, кВт определяются по формуле
, (2.30)
где ∆Рхх – номинальные потери активной мощности во время холостого хода трансформатора, определяемые по справочным данным для выбранного трансформатора [2], кВт;
∆Qхх − номинальные потери реактивной мощности во время холостого хода трансформатора, квар;
ки.п – коэффициент изменения потерь, задаваемый энергосистемой, кВт/квар;
Iхх – ток холостого хода трансформатора, определяемый по справочным данным [2], в процентах;
Sт.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 ∆Ркз – номинальные потери активной мощности при коротком замыкании в трансформаторе, определяемые по справочным данным [5], кВт;
∆Qкз – номинальные потери реактивной мощности при коротком замыкании, квар;
Uкз – напряжение короткого замыкания, определяемое по справочным данным [5], в процентах.
Для выбранного трансформатора из источника [5] имеем: ∆Рхх = 6,7 кВт,
Iхх = 1,0 %, ∆Ркз = 33,5 кВт, Uкз = 7,5 %.
Коэффициент изменения потерь в соответствии с рекомендациями источника [2, с. 359] принимаем равным ки.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
∆Эт = (∆Р′хх·Тг + К2з·∆Р′кз· τ) ·n (2.32)
где Тг – годовой фонд времени ч;
Кз – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы (Кз = 0,65);
n – количество трансформаторов (n = 2).
Подставляя известные величины в формулу (2.32), вычисляем значение ежегодных потерь электроэнергии в двух трансформаторах
∆Эт = (8,95·8660 + 0,652·51,25· 2189) · 2 = 284,2 тыс. кВт·ч.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах равна
Сп.т = ∆Эт· с0 = 284,2·2 =568,4 тыс.тенге/год. (2.33)
Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-35 составляет
Са.т + Са.ОРУ = φоб· КГПП1 = 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
ЗГПП1 = 0,125· КГПП1 + 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 ∆Эт = 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) Uу.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 хс = 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
UВ ном = 110 кВ = Uуст.ном = 110 кВ;
I В ном = 630 А > Iр.max =23,8 А;
Iном.отк = 20 кА > Iр.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 Iдоп = 265 А, так как выполняются условия (2.8) и (2.9)
Iдоп = 170 А > Iр = 12,6 А и 1,3·170 = 221А > Iр.max = 25,5 А;
б) по условию коронирования проводов принимаем минимальное допустимое сечение sк = 70 мм2;
в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 110 кВ по [5] равно sк = 70 мм2;
г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий sт.у не проверяется;
д) по допустимой потере напряжения проверяем сечение 70 мм2, для которого по [5] имеем ℓ∆U1% = 5,17 км и Iдоп = 265 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна
ℓдоп = 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 sэк, мм2 равно
мм2,
принимаем стандартное большее ближайшее сечение, т.е. sэк = 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, Iр = 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.
св = 19,35·200 = 4010 тыс.тенге.
Капитальные затраты на выключатели Кв равны стоимости двух ячеек с выключателями МКП-110, устанавливаемых в ОРУ-110 кВ с двумя системами шин на железобетонных конструкциях, т.е.
Кв = 2·св = 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 Кs = 27900 тыс.тенге, а суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на выбранное сечение С∑s = 923 тыс.тенге.
Суммарные капитальные затраты питающей линии второго варианта равны
Кл2 = Кв + Кs = 7240 + 28000 = 38740 тыс.тенге.
Амортизационные отчисления на выключатели в соответствии с формулой (2.26) равны
Са.в = φв· Кв = 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
Зл2 = 0,125· Кл1 + С∑л1 = 0,125·35640 + 1263,6 = 5920 тыс.тенге.
Потери электроэнергии в питающих линиях из таблицы 2.2 для выбранного сечения равны ∆Эл = 183 тыс. кВт·ч/год и расход цветного металла равен Gл = 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 ст в тыс. тенге определяется умножением справочной стоимости ст.спр в тыс. рублях, принятой по источнику [5], на переводной коэффициент (К = 200)
ст = ст.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
сору = сору.спр· К = 4,76· 200 = 982 тыс.тенге.
Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-110 кВ равны соответственно:
Кт = 2· 4200 = 8350 тыс.тенге,
Кору = 2· 952 = 1904 тыс.тенге.
Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП-110 кВ в соответствии с формулой (2.28) составляют
КГПП2 = Кт + Кору = 8400 + 1904 = 10304 тыс.тенге.
Для выбранного трансформатора из источника [5] имеем: ∆Рхх = 16 кВт,
Iхх = 6 %, ∆Ркз = 23 кВт, Uкз = 10 %.
Значение коэффициента изменения потерь принимается также равным,
ки.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
∆Эт = (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
Сп.т = ∆Эт· с0 = 466,1·2 = 932,27 тыс.тенге/год.
Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-110 составляет
Са.т + Са.ОРУ = φоб· КГПП2 = 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
ЗГПП2 = 0,125· КГПП2 + С∑ГПП2 =
= 0,125·10304 + 1385,6 = 2673,6 тыс.тенге/год.
Потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП в соответствии с расчетами равны ∆Эт = 466,1 тыс. кВт·ч.