Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей Будёновских РЭС (стр. 8 из 19)

Издержки на амортизацию и обслуживание линий.

Пример расчета. Вариант I. Амортизационные отчисления на линии 110 кВ. Р_{а 110} = 2,4%. Затраты на эксплуатацию линии 110 кВ Р_э = 0,4%:

åК_л ×

= 6095,5 × = 170,6 млн. руб.

Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций.

Пример расчета. Вариант I.

åК_п/ст ×

= 1488 ´ = 139,9 млн. руб.

Таблица 1.13 Потери электроэнергии в линиях 110 кВ

Вариант I 110/10 кВ		Вариант II 110/10 кВ
Номер линии	DАл, кВт×час	Номер линии	DАл, кВт×час
0 – 1	364185,9	0 – 1	364185,9
1 – 2	69761,1	1 – 2	69761,1
1 – 4	4394,4	1 – 4	17028,3
1 – 5	4943,7	4 – 5	3845,1
2 – 3	12450,8	2 – 3	12450,8
SDРл=455735,9 кВт×ч		SDРл=467271,2 кВт×ч

Таблица 1.14 Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций

Вариант I 110/10 кВ		Вариант II 110/10 кВ
Трансформаторы	DАп/ст, кВт×ч	Трансформаторы	DАп/ст, кВт×ч
п/ст "Покойное" ТМН 2500/110 кВх2шт.	83123,3	п/ст "Покойное" ТМН 2500/110 кВх2шт.	83123,3
п/ст "Кр. Октябрь" ТМН 6300/110 кВх2шт.	112472,8	п/ст "Кр. Октябрь" ТМН 6300/110 кВх2шт.	112472,8
п/ст "Прасковея" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9	п/ст "Прасковея" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9
п/ст "Будёновск" ТМН 2500/110 кВх2шт.	96489,6	п/ст "Будёновск" ТМН 2500/110 кВх2шт.	96489,6
п/ст "Преображенское" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9	п/ст "Преображенское" ТМН 2500/110 кВх2шт.	73235,9
SDРп/ст=438557,5 кВт×ч		SDРп/ст=438557,5 кВт×ч

Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек ОРУ в месте присоединения сети к энергосистеме.

åК_я ×

= 90 × = 8,46 млн. руб.

Нормы на амортизацию взяты из [15].

Затраты на возмещение потерь электроэнергии в линиях и на подстанциях. Согласно [4] для зоны Северного Кавказа стоимость потерь электроэнергии в линиях b₁₁₀= 26 коп./кВт × ч.

Пример расчета. Вариант I.

b₁₁₀× å∆А_л110 + b_т110/10× å∆А_т110/10= 26×455735,9+27,7×438557 = 239,9 тыс. руб.

Результаты расчетов для вариантов сведены в таблицу 1.15.

Определяются суммарные приведенные затраты для вариантов:

З = И + Е_н × К , (1.41)

где Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

Е_н =

, (1.51)

где Т_н – нормативный срок окупаемости Т_н = 5 лет. Расчет приведенных затрат сводится в таблицу 1.16.

Таблица 1.15 Ежегодные издержки

Статьи издержек	Варианты
	I	II
Издержки на амортизацию и обслуживание линий, млн. руб.	170,6	163,5
Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций, млн. руб.	139,9	141,3
Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек, млн. руб.	8,46	8,46
Затраты на возмещение потерь электроэнергии, млн. руб.	239,9	243,0
Суммарные ежегодные издержки, млн. руб.	558,9	556,3

Таблица 1.16 Суммарные приведенные затраты

Варианты	И, млн. руб.	К, млн. руб.	З, млн. руб.
I	558,9	7685,6	2096,0
II	556,3	7460,3	2048,4

Анализ таблицы 1.16 показал, что оба варианта практически равнозначны. Выбираем вариант I по техническим соображениям, т. к. он содержит большее количество подстанций тупикового типа, которые выполнены по более простым схемам и более удобны в обслуживании.

1.5 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Схемы распределительных устройств подстанций на всех напряжениях выбираются с учетом числа присоединений и назначения подстанции.

При выборе схем подстанции они должны удовлетворять: надёжности электроснабжения потребителей, транзита мощности через подстанцию, возможности проведения ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений, учитывать перспективу развития.

Трансформаторная подстанция "Будёновск" является для всех вариантов узловой, РУ 110 кВ выполняется по схеме с одной рабочей секционированной и одной обходной системой шин.

Подстанции "Преображенское", "Прасковея", "Красный Октябрь" являются тупиковыми. Схемы подстанций представляют собой два блока "линия – трансформатор" с автоматической перемычкой со стороны питающей линии и с установкой короткозамыкателей и отделителей, подстанция "Покойное" выполнена на отпайках.

1.6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет короткого замыкания проводится с целью выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих устройств, выявления необходимости ограничения величины тока короткого замыкания и проектирования устройств релейной защиты и автоматики. Расчетная схема сети приведена на рис. 1.21. а схема замещения на рис. 1.22. По данным энергосистемы мощность трёхфазного короткого замыкания питающей системы в месте присоединения S_к.с= 1000 МВА. Расчет выполняется в относительных единицах. Принимается базисная мощность S_d= 100 МВА. Определяются сопротивления элементов схемы. Расчет приводится только для характерных элементов схемы. Остальные данные приведены на рис. 1.22.

Сопротивление системы.

Х_с =

(1.52)

Х_с =

= 0,1

Сопротивление воздушной линии

Х =

(1.53)

r =

(1.54)

где х₀, r₀ – индуктивное и активное сопротивление 1 км провода [12], Ом/км, L – длина линии, км.

Активное сопротивление учитывается только при условии, что r_å >

x_å где r_å, x_å - суммарное активное и реактивное сопротивление до точки короткого замыкания.

Сопротивление трансформатора

Х_т =

(1.55)

Для трансформаторов с S_н>630 кВА r»0, сопротивление Х_н%»U_к%

Результаты расчётов сводим в таблицу 1.17.

Рис. 1.20 Расчетная схема для определения токов КЗ

Рис.1.21 Схема замещения питающей сети 110 кВ

Таблица 1.17 Расчет токов короткого замыкания

Точка К. з.	Хåэкв	råэкв	Zåэкв	I’’(2), А	I’’(3), А	Sк, мВА	iу(3)
К – 1	0,2	0,95	0,97	518	445	103,2	1295
К – 2	4,4	0,95	4,5	1222	1051	22,2	2627
К – 3	0,283	0,17	0,33	1524	1320	290,3	3879
К – 4	1,88	0,17	1,88	2925	2533	53,1	7446
К – 5	0,279	0,32	0,42	1197	1037	238,4	3048
К – 6	1,87	0,32	4,89	2910	2520	52,9	7407
К – 7	0,269	0,159	0,41	1212	1042	241,4	3085
К – 8	4,47	0,159	4,48	1227	1055	22,3	3125
К – 9	0,28	0,151	0,32	1571	1351	312,9	3439
К – 10	1,88	0,151	1,89	2910	2520	52,9	7407

1.7 Выбор электрических аппаратов распределительных устройств 110 и 10 кВ