|№ линии |Длина, км |Число линий |Приведённая |Ток в линиях,|
| | | |длина, км |А |
|5-8 |40 |2 |20 |720 |
|5-7 |46 |2 |23 |258 |
|8-9 |20 |1 |20 |170 |
|8-10 |50 |2 |25 |206 |
Таблица 2.6
Токораспределение распределительной сети (Вариант IV)
|5-8 |40 |2 |20 |512 |
|5-7 |46 |2 |23 |318 |
|8-9 |20 |1 |20 |134 |
|5-10 |40 |1 |40 |143 |
|7-10 |20 |1 |20 |132 |
Таблица 2.7
Выбор сечений линий электропередач.
|№ варианта |№ линии |Ток на одну |Число |Марка и |
| | |цепь, А |проектируемых |сечение |
| | | |линий |провода |
|I |7-10 |103 |2 |АС-120 |
|II |8-10 |81 |1 |АС-120 |
| |7-10 |127 |1 |АС-120 |
|III |8-10 |103 |2 |АС-120 |
|IV |7-10 |66 |1 |АС-120 |
| |5-10 |143 |1 |АС-120 |
Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых
аварийных режимов, в качестве которых использованы:
- Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети;
- Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце.
Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети
приведены в таблицах 2.8…2.11 соответственно для вариантов I-IV.
Таблица 2.8
Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант I).
|№ |Сечение |Число |Вид аварии |Ток на 1 цепь, А |Результат|
|линии | |цепей | | |проверки |
| | | | |Iавар. |Iдоп. | |
|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |431 |610 |удовл. |
|7-10 |АС-120 |2 |обрыв 10-7 |206 |390 |удовл. |
Таблица 2.9
Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант II).
|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |335 |610 |удовл. |
|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |532 |610 |удовл. |
|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 8-10 |208 |390 |удовл. |
|8-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |208 |390 |удовл. |
Таблица 2.10
Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III).
|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |720 |610 |неудовл. |
|8-10 |АС-120 |2 |обрыв 8-10 |206 |390 |удовл. |
Таблица 2.11
Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV).
|5-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |209 |390 |удовл. |
|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 5-10 |209 |390 |удовл. |
Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает,
что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит
линия 5-8 в варианте III.
Необходимо добавить к существующим линиям третью.
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85
9 8 5
60/0.85
16.9/0.9
Существующая сеть
Проектируемая сеть
Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8
что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят
по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был
выполнен в программе RASTR.
3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети.
Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития
электрической сети в общем случае является многокритериальным. При
сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический,
критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный
и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится
к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и
качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии
и с выполнением социальных требований.
Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке
вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических
режимов для наиболее экономичных вариантов.
В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития
использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и
подстанций.
[pic] руб./год, где
[pic]– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в
расчётах принимается[pic];
[pic]– капитальные вложения в линии и подстанции
[pic] -соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий
[pic] и подстанций [pic], [pic]- издержки на возмещение потерь энергии в
электрических сетях;
[pic]- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от
нарушения электроснабжения.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым
стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки [pic] и [pic] определяются суммой отчислений от
капитальных вложений [pic] и [pic], где [pic], [pic]- соответственно
коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и
подстанций (табл. 2.12).
[pic]- определяется на основе стоимости [pic] сооружения 1 км линии
[pic] определённых классов напряжения, сечения, марки провода, длины линии
[pic], количество линий [pic]
[pic]
[pic]- включает стоимость подстанции без учёта оборудования
одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов [pic] можно
принять как
[pic], где
[pic]- число ячеек выключателей 110кВ
[pic] - стоимость одной ячейки (табл.2.12).
[pic]-суммарные потери мощности в сети в максимальном режиме,
определённые для каждой линии[pic]
по всем линиям сети
[pic] - число часов максимальных потерь в год
[pic] - удельная стоимость потерь электроэнергии в
рассматриваемом режиме ([pic])
Для годового числа использования максимума нагрузки [pic]
[pic]ч.
[pic]- суммарные потери х.х. трансформатора.
Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и
издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число,
мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от
схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.
Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13
Таблица 2.12
Экономическое сравнение вариантов развития сети.
|№ варианта |ВариантI |ВариантII |ВариантIII |ВариантIV |
|Число выключателей |8 |9 |6 |9 |
|добавляемых к схеме. | | | | |
|Число выключателей |2 |3 |0 |3 |
|учитываемых в сравнении | | | | |
|Капитальные вложения в |11.4x |11.4x20+ |14x20+ |11,4х20+ |
|линии (тыс. руб.) |x20x2=524.|11.4x25= |+(11.4x25)x|+11,4х40= |
| |4 |=547.2 |x2=850 |=718,2 |
|Капитальные вложения в |70 |105 |0 |105 |
|подстанцию (тыс. руб.) | | | | |
|Сумма капитальных вложений |524,4+70=5|547,2+105=|850+0=850 |718,2+105= |
|[pic] (тыс. руб.) |94,4 |652,2 | |=823,2 |
|Потери мощности из |3,04 |3,05 |2,338 |2,307 |
|программы «RASTR», (мВт) | | | | |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
