Выбор конструкции фазы и материала опор

 

Воздушные линии сооружаются преимущественно на унифици­рованных опорах, при этом нет необходимости для каждой проекти­руемой линии разрабатывать конструкции опор. Поэтому при проектировании должны решаться следующие вопросы: рациональ­ный выбор и применение унифицированных опор, прочностной расчет проводов и тросов в нормальных и аварийных режимах, расстановка опор по профилю трассы линии.

На воздушных линиях могут встретиться пролеты различной длины, что обусловлено рельефом местности, наличием различных преград и пересекаемых инженерных сооружений и пр. Поэтому по известным исходным данным применительно ко всем необходи­мым расчетным режимам работы линии заранее выполняют расчет провода заданной марки для всего диапазона длин пролетов, кото­рые могут получиться на данной линии, называемый систематиче­ским расчетом. Он дает информацию о механическом напряжении в проводе и стрелах провеса при решении различных задач, воз­никающих в процессе проектирования механической части линии.

Для воздушных линий электропередачи применяют деревянные, железобетонные и металлические (стальные) опоры.

Выбор материала опор следует производить на основании сравнения технико-экономических расчетов. В настоящее время в большинстве случаев при проектировании линии применяют уни­фицированные опоры. Согласно нормам технологического проекти­рования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше, рекомендуются следующие области использования различ­ных материалов.

Железобетонные опоры с предварительно напряженной арма­турой намечаются для установки в условиях равнинной местности на всех одноцепных линиях 35,110,150 кВ, где нецелесообразны деревянные опоры, на всех одноцепных линиях электропередачи 220 кВ; на всех двухцепных линиях 35, 110 кВ; на одноцепных линиях 330 кВ с горизонтальным расположением проводов; на линиях электропередачи 500 кВ, сооружаемых в равнинной местно­сти, где металлические опоры экономически нецелесообразны. Металлические опоры следует применять на двухцепных линиях 35,110, 150 кВ и на одноцепных линиях 220, 330 кВ в районах, где нецелесообразно или невозможно применение деревянных и же­лезобетонных опор (в безлесных районах, в горной или сильно пересеченной местности, при удаленности места строительства от базы на расстояние более 1500 км), на одноцепных линиях 330 кВ со смешанным расположением проводов, на двухцепных линиях 220, 330 кВ, на линиях 500 кВ в тех случаях, когда не допускается применение железобетонных опор, на линиях 750 кВ.

В проектируемых сетях будем принимать железобетонные опоры как на одноцепных, так и на двухцепных линиях.

После решения вопроса о материале опор приступают к выбору основного типа промежуточных опор, а также типов анкерных и угловых опор.

 

Как уже указывалось, при проектировании следует применять унифицированные опоры. На основе унификации для каждой опоры установлены условия применения: напряжение линии, число цепей, районы гололедности, максимальная скорость ветра, диапазоны марок проводов, марки тросов. По этим сведениям в справочниках выбирают соответствующий тип опоры.

При выборе типа опор необходимо наметить желаемое располо­жение проводов на опоре.

Для данного проекта выбираем конструкцию фазы – один неизолированный провод. Район по гололёдности принимаем I.

8 Технико-экономическое сравнение вариантов

 

На следующем этапе расчета необходимо выбрать из ранее выбранных двух вариантов наиболее выгодный с экономической точки зрения. Сопоставляемые варианты электрической сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети, марками и сечениями проводов, типом подстанций в одноимен­ных узлах. У них могут быть различия в надежно­сти электроснабжения, величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их осуществления потребуются разной величины капи­тальные затраты.

Из этого перечня факторов вытекает, что для сопоставления вариантов сети необходимо использовать какой-то перечень критериев, т.е. реализовать многокритериальный подход. Но, к сожалению, многим из указанных факторов трудно дать количественную оценку. Поэтому на практике используют одно­критериальный способ сопоставления вариантов. В практике проектирования сопоставляют варианты по одному целевому критерию - приведенным затратам.

Предпочтение отдают тому варианту, приведенные затраты у которого наименьшие.

Все коэффициенты для расчётов берутся из [2].

Капитальные затраты:

К = К_ПС + К_Л. (8.1)

Стоимость линий:

К_Л = А_Л + В_Л·U²_НОМ + С_Л·F, (8.2)

где для одноцепной линии коэффициенты аппроксимации:

А_Л = 6.44 тыс.руб/км, В_Л = 0.0000713 тыс.руб/(км·кВ²), С_Л = 0.016 тыс.руб/(км·мм²);

для двухцепной линии коэффициенты аппроксимации:

А_Л = 8.7 тыс.руб/км, В_Л = 0.000214 тыс.руб/ (км·кВ²), С_Л = 0.021 тыс.руб/(км·мм²);

F – площадь сечения, мм².

В качестве примера приведем расчет линии 3-7 для схемы №1. Так как линия является одноцепной, то примем соответствующие коэффициенты аппроксимации А_Л = 6.44 тыс.руб/км, В_Л = 0.0000713 тыс.руб/(км·кВ²), С_Л = 0,016 тыс.руб/(км·мм²); F =240 мм². Рассчитаем удельную стоимость линии:

К_Луд1-5=6,44+0,0000713*220²+0,016*240=13,73 тыс. руб./км

Полную стоимость получим путем умножения удельную стоимость линии на ее длину:

К_Л3-7= К_Луд3-7·25,08=13,73·25,08=344,35 тыс. руб.

Стоимости линии для схем №1 и №2 приведены в таблицах 8.1 и 8.2 соответственно.

 

 

Таблица 8.1 – Стоимость линий для схемы №1

Номер ветвей схемы	Длина линии, Км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость, тыс.руб.
3-7	25,08	АС 240/32	13,73	344,35
7-4	10,56	АС 300/66	14,69	155,13
4-6	31,68	АС 240/32	13,73	434,97
6-1	11,88	АС 300/66	14,69	174,52
1-8	26,4	АС 240/32	13,73	362,47
8-4	38,28	АС 240/32	13,73	525,58
8-5	31,68	АС 240/32	13,73	434,97
5-2	26,4	АС 240/32	13,73	362,47
2-3	21,12	АС 240/32	13,73	289,98
Итого:				3084,44

 

Таблица 8.2 – Стоимость линий для схемы №2

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость, тыс.руб.
3-7	25,08	АС 240/32	13,73	344,35
7-4	10,56	АС 240/32	13,73	155,13
4-6	31,68	АС 240/32	13,73	434,97
6-8	36,96	АС 400/51	16,29	602,08
8-1	26,4	АС 500/64	17,89	472,30
8-5	31,68	2*АС 400/51	27,46	869,93
5-2	26,4	АС 300/66	14,69	387,82
2-4	30,36	АС 240/32	13,73	416,84
2-3	21,12	АС 240/32	13,73	289,98
Итого:				3973,4

 

Стоимость подстанции:

К_пс = Σ(К_тi·n_тi + К_ячj·n_ячj + К_куk·n_куk) + К_пост, (8.3)

где К_тi, К_ячj, К_куk – стоимость однотипных трансформаторов, ячеек распределительных устройств и компенсирующих устройств соответственно; n_тi, n_ячj, n_куk – соответственно число однотипных элементов из общего числа.

Стоимость одного трансформатора:

К_Т = А_Т + В_Т·U²_НОМ + С_Т·S_{Т НОМ}, (8.4)

где коэффициенты аппроксимации:

А_Т=20 тыс. руб, В_Т=0,00143 тыс. руб/кВ², С_Т=0,886 тыс. руб/МВА;

S_{Т НОМ} – номинальная мощность трасформатора.

Стоимость компенсирующих устройств, определяемая по их мощности Q_КУ:

К_КУ = А_КУ·Q_КУ, (8.5)

где А_КУ - коэффициент аппроксимации, тыс. руб/Мвар, берется А_КУ=4.2 тыс. руб/Мвар.

Стоимость ячейки с выключателем:

К_ЯЧ = А_ЯЧ + В_ЯЧ·U²_НОМ, (8.6)

где коэффициенты аппроксимации А_ЯЧ=15 тыс. руб, В_ЯЧ=0.0021 тыс. руб/кВ².

Постоянная часть затрат:

К_П = А_П + В_П·U²_НОМ, (8.7)

где коэффициенты аппроксимации А_П=50 тыс. руб, В_П=0.013 тыс. руб/кВ².

В качестве примера рассчитаем полную стоимость подстанции 2 для схемы №1.

Стоимость двух трансформаторов ТРДЦН-63000/220:

К_Т=(20+0,00143·220²+0,886·25)·2=222,72 тыс. руб

Стоимость ячеек с выключателями:

К_ЯЧ=7· (15+0.0021·220²)+13·(15+0.0021·11²)=314,94 тыс. руб.

Постоянная часть затрат:

К_П=50+0.013·220²=679,2 тыс. руб.

Стоимость подстанции:

К_ПС=К_Т+К_ЯЧ+К_П=222,72+314,94+679,2=1216,86 тыс. руб.

Результаты расчетов остальных подстанций для схем №1 и №2 приведены в таблицах 8.3 и 8.4.

 

Таблица 8.3 – Стоимость трансформаторов подстанций для схемы №1

Номер узла	Количество трансформаторов	Напряжение высшей обмотки, кВ	Номинальная мощность, МВА	Стоимость трансформаторов тыс. руб.
				222,72
				222,72
				222,72
				249,30
				249,30
				355,62
Итого:				1522,38

 

Таблица 8.4 – Стоимость трансформаторов подстанций для схемы №2

Номер узла	Количество трансформаторов	Напряжение высшей обмотки, кВ	Номинальная мощность, МВА	Стоимость трансформаторов тыс. руб.
				222,72
				222,72
				222,72
				249,30
				249,30
				355,62
Итого:				1522,38

Таблица 8.5 – Стоимость ячеек подстанций для схемы №1

Номер узла	Напряжение высшей обмотки, кВ	Кол. Яч.	Стоимость ячеек в год, тыс. руб.
	ВН			1932,6
НН			211,9
	ВН			1932,6
НН			32,6
	ВН			4509,4
СН			861,5
НН			130,4
	ВН			1932,6
НН
	ВН			1932,6
НН			358,6
	ВН			1932,6
НН			619,4
Итого:				16712,8

 

Таблица 8.6 – Стоимость ячеек подстанций для схемы №2

Номер узла	Напряжение высшей обмотки, кВ	Кол. Яч.	Стоимость ячеек в год, тыс. руб.
	ВН			4509,4
НН			211,9
	ВН			1932,6
НН			32,6
	ВН			4509,6
СН			861,5
НН			130,4
	ВН			4509,6
НН
	ВН			1932,6
НН			358,6
	ВН			1932,6
НН			619,4
Итого:				21886,4

 

Постоянная часть затрат на подстанции для схем №1 и №2

Схема №	Номинальное напряжение, кВ	Постоянная часть затрат на подстанцию,тыс.руб.
		4075,2
		4075,2

 

Таблица 8.7 – Полная стоимость схем №1 и №2

Номер варианта	Полная стоимость, тыс. руб.
Вариант 1	22310,38
Вариант 2	27483,98

 

Для пересчета в белорусские рубли учтем повышающий коэффициент k₂₀₀₈=6560.

 

Таблица 8.8 – Капитальные затраты для схем №1 и №2

Номер варианта	Полная стоимость, тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2

 

Приведенные затраты:

З = И_а + И_э+ И_∆W = p_а×К + р_э×К + DW_x×b_x + DW_н×b_н, (8.8)

где p_а = 0.024 (воздушные линии на железобетонных опорах) + 0.064 (электрооборудование и распределительные устройства) = 0.088 – норма отчислений на амортизацию;

p_э=0.004 (воздушные линии на железобетонных опорах) + 0.02 (электрооборудование и распределительные устройства) = 0.024 – норма отчислений на эксплуатационные расходы;

К –капитальные затраты;

DW_x - потери энергии холостого хода, кВт·ч;

β_x=100руб./кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии холостого хода, DW_н - нагрузочные потери электроэнергии, кВт·ч;

β _н = 100 руб./кВт·ч – стоимость нагрузочных потерь электроэнергии.

Ежегодные расходы на амортизацию:

И_а = р_а·К. (8.9)

Эксплуатационные расходы:

И _э= р_э·К. (8.10)

Стоимость потерянной электроэнергии:

И_∆W = ΔW_x·β_x + ΔW_н·β_н, (8.11)

где ΔW_н, ΔW_x – соответственно годовые нагрузочные потери энергии и холостого хода.

И_∆W = (ΔР_х+DР_К)· Т ·β_x + ΔР_нб· τ ·β_н, (8.12)

где ΔР_нб – нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок (берем из программы RastrWin);

ΔР_х – потери мощности холостого хода (по справочным данным трансформатора);

DР_К – потери мощности на корону, для провода 240/32 DР_К=2,5 кВт/км, для провода 400/51 DР_К=1,5 кВт/км;

– время наибольших потерь;

Т – время работы в году рассматриваемого элемента сети (из предыдущих расчётов Т_СР= ч).

ч.

Таблица 8.9 – Нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок для схем №1 и №2

Номер варианта	Нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок, МВт
Вариант 1	3,15
Вариант 2	3,15

 

Таблица 8.10 – Потери мощности холостого хода для схем №1 и №2

Номер варианта	Потери мощности холостого хода, МВт
Вариант 1	1,65
Вариант 2	1,65

 

Приведенные затраты:

 

схема №1:

,5

 

схема №2:

,7

 

Поскольку приведенные затраты по первому варианту схемы сети оказались меньше приведенных затрат по второму варианту схемы (З₁ < З₂), то для дальнейшего расчёта выбираем первый вариант схемы как наиболее целесообразный.