Приемники и потребители электрической энергии систем электроснаб. 1. Приемники электрической энергии Введение
 Скачать 5.27 Mb.
|
|
. (93) Сечение провода выбирается в соответствии с экономической плотностью тока 𝐹 𝐴1 = 𝐼 𝐴1 𝐽 Э , (94) где 𝑐𝑜𝑠 φ – коэффициент мощности сети; 247 𝐽 Э – экономическая плотность тока для заданных условий работы линий, А/мм 2 Значение 𝐽 Э при продолжительности Т 𝑚𝑎𝑥 = 6500 и при использовании неизолированных алюминиевых проводов принимаем равным 1,0 А/мм 2 Зная сечение провода для каждого участка, выбираем его конкретный тип и сечение. Для этого применяем вышеприведенные формулы для каждого участка каждой схемы сети. Выбранные провода и их основные характеристики вносятся в таблицу. ПРИМЕР Рассчитаем ток нормального рабочего режима и сечение провода для участка А–1: 𝐼 𝐴1 = 𝑃 𝐴1 · 10 3 √3 · 𝑈 𝐻 · cos 𝜑 = 46,35 · 10 3 √3 · 110 · 0,83 = 293,10 А 𝐹 𝐴1 = 𝐼 𝐴1 𝐽 Э = 293,10 1,0 = 293,10 мм 2 , где 𝑐𝑜𝑠 φ – коэффициент мощности сети; 𝐽 Э – экономическая плотность тока для заданных условий работы линий, А/мм 2 Значение 𝐽 Э при продолжительности Т 𝑚𝑎𝑥 = 6500 и при использовании неизолированных алюминиевых проводов принимаем равным 1,0 А/мм 2 На основании полученных данных выбираем провод 2xАС150/24 Рассчитаем ток нормального рабочего режима и сечение провода для участка 1–2: 𝐼 12 = 𝑃 12 · 10 3 √3 · 𝑈 𝐻 · cos 𝜑 = 5,35 · 10 3 √3 · 110 · 0,83 = 33,83 А 𝐹 12 = 𝐼 12 𝐽 Э = 33,83 1,0 = 33,83 мм 2 На основании полученных данных выбираем провод АС35/6,2. Рассчитаем ток нормального рабочего режима и сечение провода для участка 2–В: 248 𝐼 2В = 𝑃 2В · 10 3 √3 · 𝑈 𝐻 · cos 𝜑 = 26,65 · 10 3 √3 · 110 · 0,83 = 168,53 А 𝐹 2В = 𝐼 2В 𝐽 Э = 168,53 1,0 = 168,53 мм 2 На основании полученных данных выбираем провод АС185/24. Проверка выбранных сечений по условиям коронного разряда Проверка выбранных сечений по условиям коронного разряда проводится для воздушных линий электропередачи напряжением от 35 кВ, которые прокладываются в нормальных условиях. Если выбранные сечения меньше допустимых для конкретного класса напряжения, то их следует увеличить. По условиям возникновения коронного разряда существуют известные справочные значения, определяющие безопасные с рассматриваемой точки зрения сечения проводов. Их легко найти в интернете. Так, например, для напряжения 110 кВ минимально допустимое сечение проводов составляет 70/11 мм 2 . Если выбранный провод имеет меньшее сечение, его следует увеличить до безопасного значения. В нашем случае по результатам расчетов для участка 1–2 был выбран провод АС35/6,2, который не подходит для напряжения 110 кВ. Поэтому заменим его на АС 70/11. Таким образом, с поправкой на защиту от возникновения коронного разряда, в нашей схеме используются три типа провода: 2xАС150/24 на участке А–1; АС185/24 на участке 2–В; АС 70/11 на участке 1–2. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке Расчетный ток определяют из условий наиболее тяжелого режима работы сети, для чего моделируют аварию на каждом ее участке. Проверка 249 заключается в сравнении рассчитанного значения тока на каждом участке с максимально допустимым, которое берется из справочника для каждого типа провода. При необходимости выбирается провод с большим сечением. Рассмотрим показанный на рис. 160 случай с отключением участка А– 1: P1 P2 B A 1 2 P1 P2 A 1 2 Рис. 160. Схема электроснабжения с отключением участка А–1 Проходящая через данный участок мощность расходуется исключительно на питание первого потребителя: 𝑃 12 = 𝑃 1 , тогда 𝐼 12 = 𝑃 12 ·10 3 √3·𝑈 𝐻 ·cos 𝜑 . (95) Сравнив полученное значение со справочной величиной для выбранного ранее типа провода, принимаем решение о его соответствии критерию максимальной токовой нагрузки. 𝑃 2В = 𝑃 1 + 𝑃 2 𝐼 2В = 𝑃 2В ·10 3 √3·𝑈 𝐻 ·cos 𝜑 (96) Случай с отключением участка 2–В иллюстрирует рис. 161. 250 P1 P2 B A 1 2 P1 P2 A 1 2 Рис. 161. Схема электроснабжения с отключением участка 2–В Расчётный ток на участке А–1 определим из выражений: 𝑃 А1 = 𝑃 1 + 𝑃 2 ; 𝐼 𝐴1 = 𝑃 𝐴1 ·10 3 √3·𝑈 𝐻 ·cos 𝜑 . (97) Ток на участке 1–2 найдем по аналогичным формулам: 𝑃 12 = 𝑃 2 ; 𝐼 12 = 𝑃 12 ·10 3 √3·𝑈 𝐻 ·cos 𝜑 . (98) ПРИМЕР Найдем расчетный ток на участке 1–2 для проверки провода АС70/11 по допустимой токовой нагрузке: 𝑃 12 = 𝑃 1 = 41 МВт 𝐼 12 = 𝑃 12 · 10 3 √3 · 𝑈 𝐻 · cos 𝜑 = 41 · 10 3 √3 · 110 · 0,83 = 259,27 А . Так как, согласно справочнику, допустимый ток 𝐼 д.доп = 265 𝐴 , следовательно провод АС70/11 на участке 1–2 соответствует требованию по допустимой токовой нагрузке. Найдем расчетный ток на участке 2–В для проверки провода АС185/29 по допустимой токовой нагрузке: 𝑃 2В = 𝑃 1 + 𝑃 2 = 41 + 32 = 73 МВт 251 𝐼 2В = 𝑃 2В · 10 3 √3 · 𝑈 𝐻 · cos 𝜑 = 73 · 10 3 √3 · 110 · 0,83 = 461,63 А. Так как допустимый ток 𝐼 д.доп. = 510 𝐴, следовательно провод АС185/29 на участке 2-В соответствует требованию по допустимой токовой нагрузке. Рассмотрим случай с отключением участка 2–В. Найдем расчетный ток на участке А–1 для проверки провода 2xАС150/24 по допустимой токовой нагрузке: 𝑃 А1 = 𝑃 1 + 𝑃 2 = 41 + 32 = 73 МВт 𝐼 𝐴1 = 𝑃 𝐴1 · 10 3 √3 · 𝑈 𝐻 · cos 𝜑 = 73 · 10 3 √3 · 110 · 0,83 = 461,63 А . Так как допустимый ток 𝐼 д.доп. = 2𝑥445 𝐴, следовательно провод 2xАС150/24 на участке А–1 соответствует требованию по допустимой токовой нагрузке. Найдем расчетный ток на участке 1–2 для проверки провода АС70/11 по допустимой токовой нагрузке: 𝑃 12 = 𝑃 2 = 32 МВт 𝐼 12 = 𝑃 12 · 10 3 √3 · 𝑈 𝐻 · cos 𝜑 = 32 · 10 3 √3 · 110 · 0,83 = 202,36 А . Так как допустимый ток 𝐼 д.доп. = 265 𝐴, следовательно провод АС70/11 на участке 1–2 соответствует требованию по допустимой токовой нагрузке. Задача 4. Расчет удельных механических нагрузок в проводах Расчет удельных механических нагрузок проводят для каждого выбранного типа провода с учетом заданных районов по ветру и гололедности. Вначале составляется сводная таблица с характеристиками выбранных проводов. Применительно к нашим примерам она может иметь следующий вид (табл. 12). Таблица 12 252 Характеристики рассматриваемых проводов Номинальное сечение, мм 2 Сечение, мм 2 Диаметр провода, мм Масса провода, кг/км Погонное активное сопр., Ом/км алюминия стального сердечника АС70/11 68 11,3 11,4 276 0,46 АС150/24 149 24,2 17,1 599 0,210 АС185/29 181 29 18,8 728 0,17 Затем для каждого провода проводятся расчеты удельных нагрузок 𝛾 1 − 𝛾 7 , учитывающих собственный вес проводов, гололед и ветер. 1. Расчет удельной нагрузки от собственной массы провода в Н/(м мм 2 ) производится по формуле 𝛾 1 = 𝑔·𝑀 0 ·10 −3 𝐹 , (99) где 𝑀 0 – масса 1 км провода в кг; 𝐹– полное поперечное сечение провода в мм 2 ; 𝑔 = 9,81 м/с 2 – ускорение свободного падения. 2. Удельная нагрузка от массы гололедных отложений рассчитывается по формуле 𝛾 2 = 𝑔·𝑔 0 ·𝜋·𝑏 Г ·(𝑑+𝑏 Г )·10 −6 𝐹 . (100) Расчетные значения толщины стенки гололеда определяются по формуле 𝑏 Г = 𝑏 Г.Н. · 𝑘 𝑏 𝑑 · 𝑘 𝑏 ℎ ,(101) где 𝑏 Г.Н. – нормативная толщина стенки гололеда; 𝑘 𝑏 𝑑 – коэффициент, учитывающий отличие действительного диаметра провода от 10 мм; 𝑘 𝑏 ℎ = 1, т. к. в задании не указана высота центра тяжести. 𝑘 𝑏 𝑑 = 0,83 √0,1·𝑑 п 4 + 0,17 (102) 253 3. Удельная нагрузка от собственной массы и массы гололеда будет равна сумме двух ранее полученных величин: 𝛾 3 = 𝛾 1 + 𝛾 2 . (103) 4. Удельная нагрузка от давления ветра на провод без гололеда рассчитывается по формуле 𝛾 4 = 𝛼·𝑘 𝑙 ·𝐶 𝑥 ·𝑘 𝑞 ℎ ·(𝑞 𝜈 ·𝑑)·10 −3 𝐹 . (104) Расчетные значения скоростного напора ветра определяются по формуле 𝑞 𝜈 = 𝑞 𝜈.𝐻 · 𝑘 𝑞 ℎ , (105) где 𝑞 𝜈.𝐻 – нормативный скоростной напор ветра; 𝑘 𝑞 ℎ – поправочный коэффициент на высоту подвески проводов. Это справочные величины. Аэродинамический коэффициент 𝐶 𝑥 = 1,2 для проводов и тросов диаметром менее 20 мм, а также для проводов и тросов любого диаметра, покрытых гололедом. Коэффициент неравномерности распределения скоростного напора по пролету воздушной линии α определяется по формуле Α = 0,9 √0,01·𝑞 𝜈.𝐻 −1,7 4 + 0,1. (106) 5. Удельная нагрузка от давления ветра на провод с гололедом рассчитывается по формуле 𝛾 5 = 𝛼·𝑘 𝑙 ·𝐶 𝑥 ·𝑘 𝑞 ℎ ·( 𝑞𝜈 4 )·(𝑑 П +2·𝑏 Г )·10 −3 𝐹 . (107) 6. Удельная результирующая нагрузка от массы провода и давления ветра без гололеда рассчитывается по формуле 𝛾 6 = √𝛾 1 2 + 𝛾 4 2 .(108) 254 7. Окончательную величину – удельную результирующую нагрузку от массы провода, давления ветра и массы гололеда – рассчитаем по формуле 𝛾 7 = √𝛾 3 2 + 𝛾 5 2 .(109) ПРИМЕР Расчет удельных механических нагрузок для сталеалюминиевых проводов АС70/11, АС150/24, АС185/29 воздушной линии 110 кВ, проходящей во втором районе по ветру и во втором районе по гололедности Определим механические нагрузки на провод АС70/11. Рассчитаем удельную нагрузку от собственной массы провода: 𝛾 1 = 𝑔·𝑀 0 ·10 −3 𝐹 = 9,81·276·10 −3 79,3 = 34,14 · 10 −3 H м·мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от массы гололедных отложений по формуле 𝛾 2 = 𝑔·𝑔 0 ·𝜋·𝑏 Г ·(𝑑+𝑏 Г )·10 −6 𝐹 Расчетные значения толщины стенки гололеда определяются по формуле 𝑏 Г = 𝑏 Г.Н. · 𝑘 𝑏 𝑑 · 𝑘 𝑏 ℎ , где 𝑘 𝑏 ℎ = 1, т. к. в задании не указана высота центра тяжести. 𝑘 𝑏 𝑑 = 0,83 √0,1 · 𝑑 п 4 + 0,17 = 0,83 √0,1 · 11,4 4 + 0,17 = 0,97 𝑏 Г = 20 · 0,97 · 1 = 19,47 мм 𝛾 2 = 9,81 · 900 · 3,14 · 19,47 · (11,4 + 19,47) · 10 −6 79,3 𝛾 2 = 210,14 · 10 −3 H м · мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от собственной массы и массы гололеда: 255 𝛾 3 = 𝛾 1 + 𝛾 2 = 34,14 · 10 −3 + 210,14 · 10 −3 = 244,28 · 10 −3 H м·мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от давления ветра на провод без гололеда по формуле 𝛾 4 = 𝛼·𝑘 𝑙 ·𝐶 𝑥 ·𝑘 𝑞 ℎ ·(𝑞 𝜈 ·𝑑)·10 −3 𝐹 Расчетные значения скоростного напора ветра определяются по формуле 𝑞 𝜈 = 𝑞 𝜈.𝐻 · 𝑘 𝑞 ℎ = 650 · 1 = 650 Па. Коэффициент неравномерности распределения скоростного напора по пролету воздушной линии α определяется по формуле α = 0,9 √0,01 · 𝑞 𝜈.𝐻 − 1,7 4 + 0,1 = 0,9 √0,01 · 650 − 1,7 4 + 0,1 = 0,71 𝛾 4 = 0,71 · 1 · 1,2 · 1 · (650 · 11,4) · 10 −3 79,3 = 79,39 · 10 −3 H м · мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от давления ветра на провод с гололедом по формуле 𝛾 5 = 𝛼 · 𝑘 𝑙 · 𝐶 𝑥 · 𝑘 𝑞 ℎ · ( 𝑞 𝜈 4 ) · (𝑑 П + 2 · 𝑏 Г ) · 10 −3 𝐹 𝛾 5 = 0,71 · 1 · 1,2 · 1 · ( 650 4 ) · (11,4 + 2 · 19,47) · 10 −3 79,3 𝛾 5 = 87,63 · 10 −3 H м · мм 2 Рассчитаем удельную результирующую нагрузку от массы провода и давления ветра без гололеда: 𝛾 6 = √𝛾 1 2 + 𝛾 4 2 = √(34,14 · 10 −3 ) 2 + (79,39 · 10 −3 ) 2 = 86,42 · 10 −3 H м·мм 2 . Рассчитаем удельную результирующую нагрузку от массы провода, давления ветра и массы гололеда: 𝛾 7 = √𝛾 3 2 + 𝛾 5 2 = √(244,28 · 10 −3 ) 2 + (87,63 · 10 −3 ) 2 = 259,53 · 10 −3 H м·мм 2 . 256 Определим механические нагрузки на провод АС150/24. Расчет механических нагрузок на провод АС150/24 проведем аналогично вышерассмотренному примеру. Рассчитаем удельную нагрузку от собственной массы провода: 𝛾 1 = 𝑔 · 𝑀 0 · 10 −3 𝐹 = 9,81 · 599 · 10 −3 173,20 = 33,93 · 10 −3 H м · мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от массы гололедных отложений по формуле 𝛾 2 = 𝑔 · 𝑔 0 · 𝜋 · 𝑏 Г · (𝑑 + 𝑏 Г ) · 10 −6 𝐹 𝛾 2 = 9,81 · 900 · 3,14 · 17,92 · (17,1 + 17,92) · 10 −6 173,20 𝛾 2 = 100,47 · 10 −3 H м·мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от собственной массы и массы гололеда: 𝛾 3 = 𝛾 1 + 𝛾 2 = 33,93 · 10 −3 + 100,47 · 10 −3 = 134,40 · 10 −3 H м · мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от давления ветра на провод без гололеда по формуле 𝛾 4 = 𝛼 · 𝑘 𝑙 · 𝐶 𝑥 · 𝑘 𝑞 ℎ · (𝑞 𝜈 · 𝑑) · 10 −3 𝐹 𝛾 4 = 0,71·1·1,2·1·(650·17,1)·10 −3 173,20 = 54,53 · 10 −3 H м·мм 2 . Рассчитаем удельную нагрузку от давления ветра на провод с гололедом по формуле 𝛾 5 = 𝛼 · 𝑘 𝑙 · 𝐶 𝑥 · 𝑘 𝑞 ℎ · ( 𝑞 𝜈 4 ) · (𝑑 П + 2 · 𝑏 Г ) · 10 −3 𝐹 𝛾 5 = 0,71 · 1 · 1,2 · 1 · ( 650 4 ) · (17,1 + 2 · 17,92) · 10 −3 173,20 257 𝛾 5 = 42,20 · 10 −3 H м·мм 2 . Рассчитаем удельную результирующую нагрузку от массы провода и давления ветра без гололеда: 𝛾 6 = √𝛾 1 2 + 𝛾 4 2 = √(33,93 · 10 −3 ) 2 + (54,53 · 10 −3 ) 2 = 64,22 · 10 −3 H м · мм 2 Рассчитаем удельную результирующую нагрузку от массы провода, давления ветра и массы гололеда: 𝛾 7 = √𝛾 3 2 + 𝛾 5 2 = √(134,40 · 10 −3 ) 2 + (42,20 · 10 −3 ) 2 = 140,87 · 10 −3 H м·мм 2 . Определим механические нагрузки на провод АС185/29. Рассчитаем удельную нагрузку от собственной массы провода: 𝛾 1 = 𝑔·𝑀 0 ·10 −3 𝐹 = 9,81·728·10 −3 210 = 34,01 · 10 −3 H м·мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от массы гололедных отложений по формуле 𝛾 2 = 𝑔 · 𝑔 0 · 𝜋 · 𝑏 Г · (𝑑 + 𝑏 Г ) · 10 −6 𝐹 𝛾 2 = 9,81 · 900 · 3,14 · 17,58 · (18,8 + 17,58) · 10 −6 210 𝛾 2 = 84,45 · 10 −3 H м·мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от собственной массы и массы гололеда: 𝛾 3 = 𝛾 1 + 𝛾 2 = 34,01 · 10 −3 + 84,45 · 10 −3 = 118,46 · 10 −3 H м·мм 2 Рассчитаем удельную нагрузку от давления ветра на провод без гололеда по формуле 𝛾 4 = 𝛼 · 𝑘 𝑙 · 𝐶 𝑥 · 𝑘 𝑞 ℎ · (𝑞 𝜈 · 𝑑) · 10 −3 𝐹 𝛾 4 = 0,71·1·1,2·1·(650·18,8)·10 −3 210 = 49,44 · 10 −3 H м·мм 2 . Рассчитаем удельную нагрузку от давления ветра на провод с гололедом по формуле 258 𝛾 5 = 𝛼 · 𝑘 𝑙 · 𝐶 𝑥 · 𝑘 𝑞 ℎ · ( 𝑞 𝜈 4 ) · (𝑑 П + 2 · 𝑏 Г ) · 10 −3 𝐹 𝛾 5 = 0,71 · 1 · 1,2 · 1 · ( 650 4 ) · (18,8 + 2 · 17,58) · 10 −3 210 𝛾 5 = 35,47 · 10 −3 H м·мм 2 . Рассчитаем удельную результирующую нагрузку от массы провода и давления ветра без гололеда: 𝛾 6 = √𝛾 1 2 + 𝛾 4 2 = √(34,01 · 10 −3 ) 2 + (49,44 · 10 −3 ) 2 = 60,01 · 10 −3 H м · мм 2 Рассчитаем удельную результирующую нагрузку от массы провода, давления ветра и массы гололеда: 𝛾 7 = √𝛾 3 2 + 𝛾 5 2 = √(118,46 · 10 −3 ) 2 + (35,47 · 10 −3 ) 2 𝛾 7 = 123,65 · 10 −3 H м·мм 2 Задача 5. Выбор трансформаторов и определение потерь в них Наиболее часто выбор рациональной мощности трансформаторов производится на основании технико-экономических расчетов нескольких вариантов числа и мощности трансформаторов. При выборе типа и мощности трансформатора следует учитывать возможность кратковременного превышения (до 40 %) установленной мощности трансформатора на время прохождения режима работы, который соответствует максимальным пикам нагрузок. Так как нам известна активная мощность каждого потребителя и cosφ, то полная мощность рассчитаем по формуле 𝑆 1 = 𝑃 1 cos φ . (110) По результатам расчетов выбираются конкретные трансформаторы, характеристики которых сводятся в табл. 13. При этом учитывается 259 загруженность каждого трансформатора, например, для двухтрансформаторной схемы подстанции она равна 70 %, то есть 𝑆 𝑇 = 0,7 · 𝑆 пс . (111) Таблица 13 Характеристики трансформаторов Тип 𝑆 𝐻 , МВА 𝑈 ВН , кВ𝑈 НН , кВ 𝑃 ХХ 𝑃 КЗ 𝑈 𝐾 , % 𝑄 𝑋𝑋 𝐼 ХХ Далее для каждого трансформатора рассчитываются потери активной и реактивной мощности: ∆𝑃 = ∆𝑃 𝐾 𝑛 · ( 𝑆 𝑆 н ) 2 + 𝑛 · ∆𝑃 𝑥 ;(112) ∆𝑄 = 𝑈 𝑘 ·𝑆 2 𝑛·100·𝑆 𝑛 2 + 𝑛 · ∆𝑄 Х .(113) ПРИМЕР Найдем ожидаемую нагрузку 1-й подстанции: 𝑆 1 = 𝑃 1 𝑐𝑜𝑠 φ = 41 0,83 = 49,40 МВА. Найдем мощность трансформатора на 1-й подстанции: 𝑆 𝑇1 = 0,7 · 𝑆 1 = 0,7 · 49,40 = 34,58 МВА. Для 1-й подстанции на основании полученных данных выбираем два трансформатора ТРДН40000/110/10. Рассчитаем потери мощности в трансформаторах ТРДН40000/110/10 используя данные из табл. 13: ∆𝑃 = ∆𝑃 𝐾 𝑛 · ( 𝑆 𝑆 н ) 2 + 𝑛 · ∆𝑃 𝑥 = 175 · 49,40 2 2 · 40 2 + 42 · 2 = 217,46 кВт ∆𝑄 = 𝑈 𝑘 · 𝑆 2 𝑛 · 100 · 𝑆 𝑛 2 + 𝑛 · ∆𝑄 Х = 10,5 · 49,4 2 2 · 100 · 40 2 + 2 · 280 = 560,08 квар 260 ∆𝑃 = 217,46 кВт ∆𝑄 = 560,08 квар Ожидаемую нагрузку на остальные подстанции находим аналогично. Выбор схем электрических подстанций При выборе варианта схемы электрической сети необходимо руководствоваться положениями о том, что схема сети должна обеспечивать: требуемую надежность электроснабжения потребителей в зависимости от их категорийности; максимальный охват территории для обеспечения комплексного электроснабжения всех потребителей, расположенных в рассматриваемом районе; гибкость, т. е. обеспечивать различные режимы распределения нагрузок потребителей при их изменении, а также при плановых и аварийных ремонтах отдельных участков сети; нормируемое качество электроэнергии; оптимизацию уровней токов короткого замыкания и учет возможности выполнения релейной защиты и автоматики; соответствие требованиям охраны окружающей среды и максимальному использованию при построении схем унифицированных линий и подстанций по типовым схемам. Так как в данном варианте мы рассматриваем двухстороннюю схему электроснабжения, то все подстанции являются проходными. В качестве примера на рис. 162 представлена схема проходной электрической подстанции с трансформаторами типа ТРДН. 261 Рис. 162. Схема проходной электрической подстанции с трансформаторами типа ТРДН Задача 6. Технико-экономический расчет электрической сети Технико-экономический расчет выполняется для каждой схемы сети с целью последующего сравнения их стоимости. Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат, определяемый по формуле З = Р 𝐻 · 𝐾 Σ + И Σ ,(114) где Р 𝐻 = 0,2 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; 𝐾 Σ – единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть. 𝐾 Σ = 𝐾 Л + 𝐾 П ; (115) 𝐾 Л = ∑ 𝐾 норм.пок · 𝑙 𝑛 6 1 , (116) где 𝐾 Л − единовременные капиталовложения в сооружаемые линии; 262 𝐾 П − единовременные капиталовложения в сооружаемые подстанции; 𝐾 норм.пог – погонная стоимость линий. Для удобства значения исходных и рассчитанных величин применительно к каждой схеме электроснабжения сводятся в табл. 14 по приведенной ниже форме. Таблица 14 Расчет единовременных капиталовложений в сооружаемые линии Участок Провод Длина линии, км. Стоимость ВЛ, млн руб/км Сумма, млн руб. А–1 1–2 2–B ИТОГО При расчетах капиталовложений в подстанции используются следующие выражения: 𝐾 П = 𝐾 В + ∑ (𝐾 Т + 𝐾 ОРУ + 𝐾 ЗРУ + 𝐾 ПОСТ ) 2 1 , (117) гд е 𝐾 В – количество высоковольтных выключателей; 𝐾 Т − единовременные капиталовложения в закупку, доставку и установку трансформаторов; 𝐾 ОРУ − единовременные капиталовложения в сооружаемые ОРУ; 𝐾 ЗРУ − единовременные капиталовложения в сооружаемые ЗРУ; 𝐾 ПОСТ − постоянная часть затрат по подстанциям; 𝐾 В = 𝐾 ВВО · 𝑚 ВВО , (118) где 𝐾 ВВО − единовременные расходы на установку одного высоковольтного выключателя; 𝑚 ВВО − количество высоковольтных выключателей. Капиталовложения в трансформаторы находятся из выражения 263 𝐾 Т = ∑ 𝐾 Т0 · 𝑛 тр 2 1 , (119) где 𝐾 𝑇0 − расходы на установку одного трансформатора; 𝑛 тр − количество силовых трансформаторов. Значения исходных и рассчитанных величин сводятся в табл. 15. Таблица 15 Расчет единовременных капиталовложений в трансформаторы Подстанция Трансформаторы Стоимость, млн руб. 1 … … Итого: Капиталовложения в ОРУ: 𝐾 ОРУ = ∑ 𝐾 ОРУ0 2 1 . (120) Капиталовложения в ЗРУ: 𝐾 ЗРУ = ∑ 𝐾 ВН0 · 𝑛 выкл 2 1 ; (121) 𝑛 выкл = 𝑛 ВВ + 𝑛 Ф + 𝑛 С + 𝑛 РЕЗ = 𝑛 ВВ + 2𝑆 Т 2 + 𝑛 ВВ 2 + 0,3 · 𝑛 Ф . (122) Ежегодные эксплуатационные расходы найдем по формуле И Σ = И Л + И П (123) И Л = 𝑎 𝑎 +𝑎 0 +𝑎 𝑝 100 · 𝐾 Л + 𝑏 · Δ𝐴 Л (124) Δ𝐴 Л = ∑ (( 𝑃 Л 𝑐𝑜𝑠𝜑·𝑈 𝐻 ) 2 · 𝑟 Л0 · 𝜏 · 𝑙) 6 1 (125) Результаты расчета ΔA Л представим в виде табл. 16. Таблица 16 Результаты расчета ΔA Л для схемы 1 Участок Провод Длина P Л , кВт r Ло , ΔA Л , 264 линии, км Ом/км кВт·ч А–1 1–2 2–B Итого: Далее аналогичным образом проводятся расчеты для всех схем электроснабжения и определяется разница между затратами. Если она менее 5 %, то сети считаются равнозначными. ПРИМЕР Таблица 17 Расчет единовременных капиталовложений в сооружаемые линии Участок Провод Длина линии, км Стоимость ВЛ, млн руб/км Сумма, млн руб. А–1 2xAC150/24 17 19,1 324,70 1–2 АС70/11 42 10,4 436,80 2–B АС185/24 38 11,7 444,60 Итого: 1206,10 Капиталовложения в подстанции: 𝐾 П = 𝐾 В + ∑(𝐾 Т + 𝐾 ОРУ + 𝐾 ЗРУ + 𝐾 ПОСТ ), 4 1 где 𝐾 В – капиталовложения в высоковольтные выключатели; 𝐾 Т − единовременные капиталовложения в закупку, доставку и установку трансформаторов; 𝐾 ОРУ − единовременные капиталовложения в сооружаемые ОРУ; 𝐾 ЗРУ − единовременные капиталовложения в сооружаемые ЗРУ; 265 𝐾 ПОСТ − постоянная часть затрат по подстанциям. Найдем капиталовложения в 6 выключателей: 𝐾 В = 𝐾 ВВО · 𝑚 ВВО = 3,5 · 6 = 21 млн руб., где 𝐾 ВВО − единовременные расходы на установку одного высоковольтного выключателя; 𝑚 ВВО − количество высоковольтных выключателей в схеме электросети. Найдем капиталовложения в трансформаторы: 𝐾 Т = ∑ 𝐾 Т0 · 𝑛 тр 2 1 , где 𝐾 𝑇0 − расходы на установку одного трансформатора; 𝑛 тр − количество силовых трансформаторов. Значения исходных и рассчитанных величин приведены в табл. 18. Таблица 18 Расчет единовременных капиталовложений в трансформаторы Подстанция Трансформаторы Стоимость, млн руб. 1 2xТРДН 40000/110 163,6 Итого: 163,6 Найдем капиталовложения в ОРУ: 𝐾 ОРУ = ∑ 𝐾 ОРУ0 = 2 1 17,4 · 2 = 34,8 млн руб. Найдем капиталовложения в ЗРУ: 𝐾 ЗРУ = ∑ 𝐾 ВН0 · 𝑛 выкл 2 1 𝑛 выкл = 𝑛 ВВ + 𝑛 Ф + 𝑛 С + 𝑛 РЕЗ = 𝑛 ВВ + 2𝑆 Т 2 + 𝑛 ВВ 2 + 0,3 · 𝑛 Ф 𝐾 ЗРУ = 3,2 · (2 + 2 · 32 2 + 4 2 + 10) + 3,2 · (2 + 2 · 40 2 + 4 2 + 12) 266 𝐾 ЗРУ = 326,0 млн руб. 𝐾 ПОСТ = ∑ 𝐾 ПОСТ0 = 250 · 2 = 500 млн руб. 2 1 𝐾 П = 21 + 2 · (103,6 + 34,8 + 326) + 500 = 1449,80 млн руб. 𝐾 Σ = 1206,10 + 1449,80 = 2655,90 млн руб. Найдем ежегодные эксплуатационные расходы на амортизацию, обслуживание и ремонт линий по формуле И Σ = И Л + И П И Л = 𝑎 𝑎 + 𝑎 0 + 𝑎 𝑝 100 · 𝐾 Л + 𝑏 · Δ𝐴 Л Δ𝐴 Л = ∑ (( 𝑃 Л 𝑐𝑜𝑠𝜑 · 𝑈 𝐻 ) 2 · 𝑟 Л0 · 𝜏 · 𝑙) 3 1 Результаты расчета потерь ΔA Л приведены в табл. 19. τ = 6500 ч 𝑐𝑜𝑠φ = 0,83 𝑈 𝐻 = 110 кВ Таблица 19 Результаты расчета ΔA Л Участок Провод Длина линии, км P Л , кВт r Ло , Ом/км ΔA Л , кВт·ч А–1 2xAC150/24 17 46,35 0,099 2819,392 1–2 АС70/11 42 5,35 0,429 402,148 2–B АС185/24 38 26,65 0,157 3304,072 Итого: 6525 И Л = 3,2 100 · 1206,1 + 2,35 · 10 −6 · 6225 = 38,614 млн руб. 267 Аналогично рассчитаем издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций с учетом потерь в трансформаторах 𝐴 Т И П = 𝑎 𝑎 + 𝑎 0 + 𝑎 𝑝 100 · 𝐾 П + 𝑏 · Δ𝐴 Т Δ𝐴 Т = 𝜏 · ∑ Δ𝑃 2 1 Δ𝐴 Т = 6500 · (217,46 + 175,22) = 2552420 кВт · ч И П = 9,3 100 · 1206,10 + 2,35 · 10 −6 · 2552420 = 118 млн руб. И Σ = 38,614 + 118 = 156,6 млн руб. З = 0,2 · 2655,90 + 156,6 = 688 млн руб. |