Проверка сечений линий по допустимому току

Выбранные сечения проектируемых линий и сечения существующих линий электропередачи проверяются для каждой линии по длительно допустимому току. При этом длительно допустимые токи сечений проводов сопоставляются с максимальными длительными токами в линиях в наиболее тяжелых нормальных или послеаварийных режимах. Под допустимым током сечения провода понимается ток, при длительном протекании которого проводник сохраняет свои электрические и механические свойства, а изоляция – термическую стойкость.

Условия проверки , где - максимальный ток по линии в наиболее тяжелом для данной линии послеаварийном режиме, а - длительно допустимый ток сечения провода. Допустимые длительные токи для неизолированных сталеалюминиевых проводов при температуре воздуха приведены в [2, табл. 1.3.16].

При необходимости усиления сечений из условий тяжелых режимов следует использовать экономически целесообразную технологию, то есть вначале по возможности увеличивать сечение линии без сооружения параллельных цепей. Если невозможно дальнейшее увеличение сечения следует проанализировать варианты сооружения параллельной линии на рассматриваемом участке или усиления сети в другом месте с целью ликвидации тяжелого режима. Особенно часто такая ситуация может возникать при выборе сечений в кольце.

При необходимости можно выполнять усиление существующих линий сооружением параллельных цепей того же сечения.

При выборе сечений предварительно оговариваются типы опор.

В рассматриваемом примере проектирование ведется в районе Урала, поэтому можно использовать как стальные, так и железобетонные опоры воздушных линий. Для однозначности ниже принято использование железобетонных опор во всех вариантах развития распределительной сети.

Выбор сечений (вариант 1)

На рис. 8.6 показана схема распределительной сети с указанием в узлах расчетных токов. Схема электрической сети варианта 1 разомкнутая и токи во всех ветвях определяются по первому закону Кирхгофа. Токи и их направления указаны на схеме сети.

Выбор сечений выполняется по экономической плотности тока для зоны Урала ( = 4500 ч) с использованием железобетонных опор. Согласно табл. 8.6, нормированное значение экономической плотности тока составляет .

Выбор сечений линий электропередачи сети и их проверка из условий длительного наиболее тяжелого послеаварийного режима по варианту 1 приведен в табл. 8.7.

Таблица 8.7

Выбор сечений линий (вариант 1)

№	Линия	L, км	I расч, А	n	, А	,	Сечение	Вид аварии	, А	, А	Решение
	71 - 72, сущест.					137,3	АС - 240	Обрыв 1 цепи			2АС - 240
	72 - 73, проект.				59,5	53,7	АС - 120	Обрыв 1 цепи			2АС - 120
	71 - 74, проект.					172,7	АС - 240	Обрыв 1 цепи			2АС - 240
	71 - 75, проект.					95,5	АС - 120	Обрыв 1 цепи			2АС - 120
5а	74 - 76, проект.				52,5	47,7	АС - 120	Обрыв 1 цепи			2АС - 120
5б	74 - 76, проект.					95,5	АС - 120				АС - 120

Как видно из табл.8.7, на участке 74 – 76 сечения выбираются для двух подвариантов: а – сооружение на участке двух линий; б – сооружение одной линии. Окончательный выбор сечения этой линии будет выполнен после технико-экономического сопоставления вариантов электроснабжения потребителя узла 76 III категории по надежности.

183 А

277 А

210 А

105 А

119 А

2АС-240

Рис. 8.6. Распределение токов в сети (вариант 1)

При выборе сечений учтено, что удельная стоимость линии сечением АС-120 на одноцепных железобетонных опорах меньше, чем для линий сечением АС-70 и сечением АС-95. Очевидно, что и потери мощности в линии сечением АС-120 меньше. Поэтому на линиях 72 - 73, 74 – 76 выбрано сечение АС-120, как показано в табл. 8.7.

Выбор сечений (вариант 2)

183 А

210 А

105 А

119 А

2АС-240

366/436

Рис. 8.7. Распределение токов в сети (вариант 2)

277 А

На рис. 8.7 показана схема распределительной сети с указанием в узлах расчетных токов. Схема электрической сети варианта 2 замкнутая, токи в кольце 71-72-73-74-75-71 можно определить по правилу электрических моментов с использованием эквивалентных длин.

В кольцевой сети надежность электроснабжения потребителей обеспечивается питанием от двух источников – соседних подстанций, поэтому в кольцевой сети первоначально намечается по одной линии на каждом участке кольца, за исключением существующих линий.

Определение тока на головном участке 71-75 в кольце 71-72-73-74-75-71 по правилу электрических моментов:

(8.8)

Расчетное значение экономического сечения на участке 71-75 332,7 мм² , что значительно превышает максимальное используемое на классе 110 кВ сечение 240 мм². Выбор на участке 71-75 одной линии сечением АС-240 отвергается проверкой сечения линии по допустимому току из условий наиболее тяжелого для линии 71-75 послеаварийного режима – отключения линии 72-73. В этом режиме ток по линии 71-75, = 641А, а допустимый ток по нагреву для сечения 240 мм² составляет 605 А [2, табл. 1.3.16].

Так как = 605 А, то необходимо усилить участок 71-75 второй линией.

Пересчет тока в кольце 71-72-73-74-75-71 по правилу электрических моментов после усиления участка 71-75 выполняется по выражению (8.8),

После усиления ток на участке = 436 А, ток на одну цепь составляет, = 436 А, что соответствует расчетному экономическому сечению каждой линии на участке 71-75, 198,2 мм² . Ближайшее большее стандартное сечение АС-240, таким образом, на участке 71-75 выбраны две одноцепные линии сечением АС-240, как показано в табл. 8.8 (строка 2).

Далее по I закону Кирхгофа находятся токи на всех остальных участках кольца. Токи в кольце и их направления показаны на рис. 8.7. Выбор сечений всех линий электропередачи по варианту 2 приведен в табл. 8.8.

Выбор сечений линий электропередачи в кольце выполняется одновременно с выбором числа параллельных линий на каждом участке. Таким образом, выбор сечений в кольце в общем случае может сводиться к итерационному процессу. При несовпадении предварительно заданного числа параллельных цепей в кольце с окончательно выбранным токи в кольце следует пересчитать с заново выбранным числом параллельных линий и уточнить выбор сечений.

Таблица 8.8

Выбор сечений линий (вариант 2)

№	Линия	L, км	I расч, А	n	, А	,	Сечение	Вид аварии	, А	, А	Решение
	71- 75, проект.					332,7	АС - 240	Обрыв 72 - 73			Усилить
1а	71- 75, проект.					198,2	АС - 240	Обрыв 72 - 73			2АС-240
	72- 73, проект.					250,0	АС - 240	Обрыв 75 - 74			АС - 240
	71 - 72, сущест.					-	АС - 240	Обрыв 1 цепи	<458		2АС-240
	74- 75, проект.					205,5	АС - 240	Обрыв 72 - 73			АС - 240
	73- 74, проект.					141,8	АС - 150	Обрыв 75 - 74			АС - 150
6а	74 - 76, проект.				52,5	47,7	АС - 120	Обрыв 1 цепи			2АС-120
6б	74 - 76, проект.					95,5	АС - 120				АС - 120

Объем расчетов при выборе сечений в кольце можно уменьшить, если выбор сечений начинать с наиболее нагруженной линии (нагрузка на одну цепь).

Как видно из рис. 8.7 и табл. 8.8, в рассматриваемом варианте это линия 71-75 до усиления, а после усиления линии 71-75 наиболее нагруженной становится линия 72-73.

Ток на участке 72-73, = 275 А, 250,0 мм² , что соответствует сечению AC-240. Максимальный ток на участке 72-73 определяется из условий наиболее тяжелого послеаварийного режима, которым является для линии 72-73 обрыв линии 75-74. При этом ток на участке 72-73 определяется как сумма токов узлов 73, 74 и 76, которые получают питание по линии 72-73 при отключении линии 75-74:

Далее проверяется следующая по загрузке существующая линия 71-72 с сечением 2АС-240. Существующие линии проверяются по допустимому току из условий нормальных и послеаварийных режимов работы сети. В нормальном режиме ток по каждой из двух линий составляет 229 А, в режиме отключения одной из параллельных линий, наиболее тяжелом послеаварийном режиме для этой линии, ток на участке 71-72 снизится и станет меньше 458 А, так как линия находится в кольце. Расчет тока в этом режиме можно не выполнять, так как на основе качественного анализа видно, что ток на участке меньше 458 А. В табл. 8.8 показана проверка существующей линии 71-72 (строка 4).

Следующим по загрузке является участок 74-75, ток участка 226 А, 205,5 мм² , сечение AC-240. Максимальный послеаварийный ток на участке 74-75 в режиме обрыва линии 72-73 определяется как сумма токов узлов 73, 74, 76 и составляет 501 А. В табл. 8.8 показаны выбор и проверка сечения линии 74-75 (строка 5).

Выбор сечения линии на последнем участке кольца 73-74 выполняется аналогично. Ток участка 156 А, 141,8 мм² , что соответствует сечению AC-150. Максимальный послеаварийный ток на участке 73-74 определяется из условий наиболее тяжелого послеаварийного режима, которым для линии 73-74 является, как видно из рис. 8.7, обрыв линии 74-75. Максимальный послеаварийный ток на участке 73-74 составляет 382 А, что меньше допустимого тока для сечения AC-150, = 450 А, в табл. 8.8 показаны выбор и проверка сечения линии 73-73 (строка 6).

Выбор сечений на участке 74-76, как видно из табл. 8.8, выполнен аналогично выбору, сделанному в варианте 1.

Выбор сечений (вариант 3)

183 А

277 А

210 А

105 А

119 А

2АС-240

312/349

Рис. 8.8. Распределение токов в сети (вариант 3)

На рис. 8.8 показана схема распределительной сети с указанием в узлах расчетных токов. Схема электрической сети варианта 3 включает кольцо 72-74-76-73-72, токи в котором определяются по правилу электрических моментов с использованием эквивалентных длин.

Распределение токов в сети варианта 3 приведено на рис. 8.8, выбор сечений показан в табл. 8.9.

Расчет токов в кольце 72-74-76-73-72:

Пересчет токов в кольце 72-74-76-73-72 при усилении линии 72-74:

Таблица 8.9

Выбор сечений линий (вариант 3)

№	Линия	L, км	I расч, А	n	, А	,	Сечение	Вид аварии	, А	, А	Решение
	71 - 72, сущест.					-	АС- 240	Обрыв 1 цепи			Усилить
1а	71 - 72, сущест.					-	АС- 240	Обрыв 1 цепи			3АС-240
	72- 74, проект.					283,6	АС- 240	Обрыв 72 - 73			Усилить
	72- 74, проект.					158,6	АС- 185	Обрыв 1 цепи			2АС-185
	72- 73, проект.					138,2	АС- 150	Обрыв 74 - 76			АС - 150
	74 - 76, проект.					63,6	АС- 120	Обрыв 72 - 73			АС - 120
	73- 76, проект.					30,0	АС- 120	Обрыв 72 - 73			АС - 120
	71- 75, проект.					95,5	АС- 120	Обрыв 1 цепи			2АС-120

Выбор сечений (вариант 4)

183 А

277 А

210 А

105 А

119 А

2АС-240

Рис. 8.9. Распределение токов в сети (вариант 4)

На рис. 8.9 показана схема распределительной сети с указанием в узлах расчетных токов. Схема электрической сети варианта 4 включает кольцо 71-74-76-73-72-71, токи в котором определяются по правилу электрических моментов с использованием эквивалентных длин. Распределение токов в сети для варианта 4 приведено на рис. 8.9, выбор сечений для варианта 4 развития сети показан в табл. 8.10.

Расчет токов в кольце 71-74-76-73-72-71:

Таблица 8.10

Выбор сечений линий (вариант 4))

№	Линия	L, км	I расч, А	n	, А	,	Сечение	Вид аварии	, А	, А	Решение
	71- 74, проект.					191,2	АС-240	Обрыв 72 – 73			АС- 240
	71 - 72, сущест.					-	АС-240	Обрыв 1 цепи	<363		2АС-240
	72- 73, проект.					163,6	АС-185	Обрыв 71 - 74			Усилить
3а	72- 73, проект.					163,6	АС-240	Обрыв 71 - 74			АС- 240
	73- 76, проект.					55,5	АС-120	Обрыв 71 - 74			Усилить
4а	73- 76, проект.					55,5	АС-150	Обрыв 71 - 74			АС- 150
	74 - 76, проект.					40,0	АС-120	Обрыв 71 - 74			АС-120
	71- 75, проект.					95,5	АС-120	Обрыв 1 цепи			2АС-120

8.2.6. Выбор схем подстанций

Нагрузка

Линии

РУНН

РУВН

Рис. 8.11. Схема блочной подстанции

РУВН

Рис. 8.10. Структурная схема подстанции

РУНН

Нагрузка

Линии

Структурная схема подстанции показана на рис. 8.10. При выборе схем электрических соединений подстанций следует учесть, что типы трансформаторов и схемы распределительных устройств низшего напряжения (РУНН) не зависят от варианта развития электрической сети. Следовательно, при сопоставлении вариантов развития распределительной сети необходимо учитывать только схемы распределительных устройств высшего напряжения (РУВН) подстанций.

Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, поэтому выбор схем распределительных устройств высшего напряжения выполняется с целью определения числа ячеек высоковольтных выключателей.

В соответствии с выбранным классом номинального напряжения сети во всех вариантах развития распределительной сети распределительные устройства высшего напряжения сооружаются на классе напряжения 110 кВ. На классе 110 кВ в основном используются три типовых схемы электрических соединений: блочная схема; схема мостика с автоматической перемычкой; одна секционированная система шин с обходной системой шин.

Рис. 8.12. Схема проходной подстанции «Мостик с автоматической перемычкой»

РУНН

Нагрузка

Линии

РУВН

Рис. 8.13. Схема узловой подстанции «Одна секционированная система шин с обходной системой шин»

РУНН

Нагрузка

РУВН

Линии

Линии

Блочная схема распределительного устройства высшего напряжения подстанций, показана на рис. 8.11. Схема используются на тупиковых подстанциях 110 кВ, питание которых осуществляется по одной или двум линиям. Число ячеек высоковольтных выключателей на таких подстанциях равно числу подходящих линий 110 кВ.

Схема «Мостик с автоматической перемычкой», показана на рис. 8.12. Схема используется на проходных подстанциях, через которые осуществляется транзит мощности к другим подстанциям, если к подстанции подходят две линии 110 кВ. Число ячеек высоковольтных выключателей на таких подстанциях равно трем – две подходящие линий 110 кВ (две ячейки) и выключатель в автоматической перемычке (одна ячейка).

Схема распределительного устройства высшего напряжения подстанции «Одна секционированная система шин с обходной системой шин» показана на рис. 8.13. Схема используется для узловых подстанций, если к подстанции подходит не менее трех линий 110 кВ. Число ячеек высоковольтных выключателей на таких подстанциях определяется как сумма числа подходящих линий 110 кВ, числа силовых трансформаторов с высшим напряжением класса на 110 кВ и двух служебных выключателей (секционного и обходного).

В табл. 8.11 показан пример выбора схем подстанций и определение числа ячеек выключателей 110 кВ для варианта 2 электрической сети. При определении схемы распределительного устройства высшего напряжения подстанции для базисного узла 1 не учтены ячейки трансформаторов, так как они одинаковы во всех вариантах. При сравнении схем распределительных устройств высшего напряжения во всех вариантах сети в узле 1 учтены только ячейки линий распределительной сети рассматриваемого района.

Таблица 8.11

Выбор схем распределительных устройств подстанций

Номер	Число присоединений	Схема распределительного	Число ячеек
узла	линий	трансформаторов	устройства 110 кВ	выключателей 110 кВ
		-	Одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Мостик с автоматической перемычкой
4а			Одна секционированная система шин с обходной системой шин
4б			Одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Одна секционированная система шин с обходной системой шин
6а			Блочная схема
6б			Блочная схема
Итого по варианту 2а
Итого по варианту 2б

Определение числа ячеек выключателей 110 кВ для остальных сравниваемых вариантов выполнено аналогично. При технико-экономическом сопоставлении вариантов сети всегда желательно не учитывать объекты, одинаковые во всех вариантах. Поэтому при технико-экономическом сопоставлении вариантов сети выполняется учет только разницы в числе высоковольтных выключателей по вариантам. Вычисление разницы в числе высоковольтных выключателей по вариантам показано в табл. 8.12.

Таблица 8.12

Определение числа ячеек высоковольтных выключателей

Вариант сети	1а	1б	2а	2б
Число ячеек выключателей 110 кВ
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении вариантов сети

8.2.7. Методика технико-экономического сопоставления

вариантов развития сети

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, т.е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения.

При рассмотрении вариантов развития распределительной электрической сети можно приближенно считать, что строительство продолжается не более одного этапа и капитальные вложения вкладываются единовременно, а ежегодные эксплуатационные расходы являются не­изменными в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации сети. При таком допущении в качестве экономического критерия проектирования электрической сети используются статические приведенные затраты [3].

Вычисление статических приведенных затрат производится по следующей формуле:

где - нормативный коэффициент эффективности; - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции; - годовые издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь электроэнергии в электрических сетях; - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Капитальные вложения в линии электропередачи вычисляются по соотношению:

(8.10)

где – удельная стоимость сооружения ЛЭП [2, табл. 2.3.1 – 2.3.7] в ценах 1990 года, тыс.руб/км; – длина линии электропередачи, км; – число параллельных линий электропередачи; – коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам.

Капитальные вложения в подстанции определяются укрупненно с учетом наиболее дорогостоящего оборудования – силовых трансформаторов и высоковольтных выключателей и вычисляются по соотношению:

(8.11)

где – капитальные вложения в трансформаторы, – капитальные вложения в высоковольтные выключатели.

(8.12)

здесь – расчетная стоимость силового трансформатора [2, табл. 2.2.4 – 2.2.10] в ценах 1990 года, тыс.руб; – число трансформаторов; – коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам.

(8.13)

где – расчетная стоимость ячейки выключателя [2, табл. 2.2.1 – 2.2.3] в ценах 1990 года, тыс.руб; – число ячеек выключателей; – коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание линий и подстанций определяются суммой отчислений от капитальных вложений:

; (8.14а)

, (8.14б)

где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [2, табл. 2.1.1].

Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети и одинаковы во всех вариантах развития сети, учет подстанционных составляющих затрат следует производить только при необходимости.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле

, (8.15)

где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок; = + - суммарные постоянные потери в сети ( суммарные потери на корону, - суммарные потери холостого хода трансформаторов); - удельная стоимость потерь активной энергии в сети;

- число часов максимальных потерь в году.

Число часов максимальных потерь в году определяется в зависимости от годового числа часов максимальной мощности ,

(8.16)

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения потребителей Ш категории по надежности. В случае питания потребителя Ш категории по одной линии ущерб при ее аварийном отключении можно оценить по выражению

, (8.17)

где - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения потребителей, = 25,5 - определяется по кривым [2, рис. 2.2]); - максимальная нагрузка потребителя; - коэффициент вынужденного простоя; - степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении).

Коэффициент вынужденного простоя определяются по формуле

(8.18)

где - число последовательно включенных элементов сети; - среднее время восстановления элемента [2, табл. 2.4.1]; - параметр потока отказов элемента [2, табл. 2.4.4].

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования понижающих подстанций и потерь электроэнергии в них. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надежностью питания потребителей.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5 %. В таком случае следует выбирать варианты схем по другим критериям:

а) с более высоким классом напряжения сети;

б) с меньшими потерями электроэнергии:

в) более высокой надежностью электроснабжения;

г) с более высокой оперативной гибкостью схемы (приспособляемостью к необходимым режимам работы сети);

д) с лучшими экологическими характеристиками;

е) с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;

ж) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.

8.2.8. Экономическое сопоставление схем питания потребителей III категории по надежности

Рис. 8.14. Схема присоединения узла 76: а – подвариант а; б – подвариант б

а

б

ТРДН–25000/110

2ТДН–16000/110

15 км

АС–120

2АС–120

15 км

Экономическое сопоставление схем питания потребителей III категории по надежности рассмотрено при анализе подвариантов присоединения к сети узла 76. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей узла 76 одновременно для вариантов 1 и 2 развития сети.

Подвариант а предполагает присоединение узла 76 к узлу 74 по двум линиям сечением АС-120 с установкой на подстанции 76 двух трансформаторов ТДН-16000/110 (рис. 8.14, а).

Подвариант б предусматривает питание потребителей узла 76 по одной линии сечением АС-120 с установкой на подстанции 76 одного трансформатора ТРДН-25000/110 (рис. 8.14, б).

Капитальные вложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства высшего напряжения (РУВН). Стоимости распредустройств низшего напряжения подстанции (РУНН) одинаковы в обоих подвариантах, поэтому не учитываются при технико-экономическом сравнении подвариантов а и б.

При расчете капитальных вложений в распредустройства высшего напряжения подстанций определяется разница в числе ячеек выключателей 110 кВ в подвариантах а и б. Общее число ячеек выключателей 110 кВ в подварианте а равно четырем (две ячейки в узле 76 и две ячейки в узле 74). Общее число ячеек выключателей 110 кВ в подварианте б равно двум (одна ячейка в узле 76 и одна ячейка в узле 74). Таким образом, при расчете капитальных вложений в распредустройства высшего напряжения подстанций в подварианте а учитываются две ячейки выключателей , а в подварианте б ноль ячеек (.

Подвариант а

Капитальные вложения в линии: где - стоимость 1 км линии 110 кВ на железобетонных одноцепных опорах для II района по гололеду сечением АС-120 [2, табл. 2.3.2], - длина линии ; - число параллельных линий – коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам, согласно заданию на проектирование, =68,8.

Таким образом, капитальные вложения в линии электропередачи в подварианте а составляют

.

Капитальные вложения в трансформаторы: где – расчетная стоимость силового трансформатора ТДН-16000/110 [2, табл. 2.2.5], = 63 тыс. руб (в ценах 1990 года); – число трансформаторов, ; – коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам =68,8.

Капитальные вложения в выключатели 110 кВ: где – расчетная стоимость ячейки выключателя 110 кВ [2, табл. 2.2.2], =35 тыс. руб. (в ценах 1990 года); – число ячеек выключателей, ; – коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам =68,8.

Таким образом, капитальные вложения в подстанции: в подварианте а составляют

Суммарные капитальные вложения в подвариант а составляют

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [2, табл. 2.1.1] для линий 110 кВ составляют 2,8 %, для подстанций 110 кВ - 9,4 %, соответственно ; .

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети, приведенной на рис. 8.14, а.

Суммарное активное сопротивление сети:

;

[2, табл. 1.3.5],

;

, [2, табл. 1.4.2];

;

.

Постоянные потери активной мощности в сети

.

Переменные потери активной мощности в сети в максимальном режиме

,

где ток на участке определен при выборе сечений, , тогда

.

Число часов максимальных потерь

Удельная стоимость потерь электроэнергии согласно заданию на проектирование составляет 1,2 руб./кВт×ч, .

Годовые издержки на покрытие потерь электроэнергии в подварианте а:

Таким образом, приведенные затраты в сеть в подварианте а присоединения узла 76 составляют

Подвариант б

Капитальные вложения в линии: где - стоимость 1 км линии 110 кВ на железобетонных одноцепных опорах для II района по гололеду сечением АС-120, ; = 68,8. Капитальные вложения в линии электропередачи в подварианте б составляют,

.

Капитальные вложения в трансформаторы: где – расчетная стоимость силового трансформатора ТРДН-25000/110 [2, табл. 2.2.5], = 84 тыс. руб. (в ценах 1990 года); ; =68,8.

Капитальные вложения в РУВН 110 кВ в подварианте б составляют , .

Таким образом, капитальные вложения в подстанции в подварианте б:

Суммарные капитальные вложения в подвариант б составляют

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети, приведенной на рис. 8.14, б.

Суммарное активное сопротивление сети:

;

,

;

[2, табл. 1.4.2];

.

Постоянные потери активной мощности в сети

.

Переменные потери активной мощности в сети в максимальном режиме

;

.

Число часов максимальных потерь 2886 ч.

Годовые издержки на покрытие потерь электроэнергии в сети подварианта б составляют:

Питание потребителей узла 76 в подварианте б может быть аварийно прекращено вследствие отключения линии или трансформатора. Расчет ущерба, связанного с перерывом питания потребителей Ш категории по надежности узла 76, определяется по соотношению:

,

При расчете ущерба следует учесть: два последовательно включенных элемента - линию и трансформатор (); степень ограничения потребителей электроэнергии, при полном отключении ; максимальную мощность потребителей, .

Параметры потока отказов линии на 100 км и трансформатора [2, табл. 2.4.4]. Среднее время восстановления линии 110 кВ . Среднее время восстановления трансформатора зависит от наличия в системе резервного трансформатора, при наличии в системе резервного трансформатора и при его отсутствии [2, табл. 2.4.1].

Удельный ущерб от аварийного перерыва электроснабжения потребителей Ш категории надежности

=

= 25,5, [2, рис. 2.2] в ценах 1990 года, тогда

Параметры потока отказов линии на 100 км, трансформатора [2, табл. 2.33]. Среднее время восстановления [2, табл. 2.31] для линии , среднее время восстановления трансформатора при наличии в системе резервного трансформатора и при его отсутствии.

Годовой ущерб от аварийного перерыва электроснабжения потребителей Ш категории надежности

Таким образом, приведенные затраты в сеть в подвариант б присоединения узла 76:

Сопоставление приведенных затрат показывает, что подвариант б более экономичен, чем подвариант а.

Отличие приведенных затрат составляет

поэтому предпочтение отдается более экономичному подварианту б.

Таким образом, при технико-экономическом сравнении вариантов 1 и 2 развития распределительной сети питание потребителей узла 76 осуществляется по одной линии сечением АС-120 с установкой на подстанции 76 одного трансформатора ТРДН-25000/110.

8.2.9. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития распределительной сети

При анализе технико-экономических характеристик по всем сравниваемым вариантам следует учесть, что во всех узлах сети, кроме узла 76, установлены одинаковые трансформаторы и их не следует учитывать при сравнении вариантов конфигурации сети. Схемы распределительных устройств подстанций и число ячеек выключателей 110 кВ в каждом из вариантов и их разница по вариантам приведены в табл. 8.12. При технико-экономическом сопоставлении вариантов конфигурации сети основное внимание следует уделять собственно сети, поэтому в приведенных затратах по вариантам схем развития сети учитывается только разница в числе ячеек выключателей распределительных устройств высшего напряжения подстанций.

В вариантах 1 и 2 развития распределительной электрической сети на подстанции в узле 76 установлен один трансформатор ТРДН-25000/110, а в вариантах 3 и 4 установлено по два трансформатора ТДН-16000/110. Поэтому при технико-экономическом сопоставлении вариантов необходимо учесть: стоимости (разницу в стоимости) трансформаторов при расчете капитальных вложений в подстанции; издержки (разницу в издержках) на компенсацию потерь электроэнергии в трансформаторах узла 76. При этом следует учитывать годовые потери электроэнергии в трансформаторе, которые складываются из постоянных и переменных потерь.

Капитальные вложения в трансформаторы узла 76 в вариантах развития сети 1 и 2 (один трансформатор ТРДН-25000/110)

=

Активное сопротивление трансформатора ТРДН-25000/110 и потери холостого хода: ; .

Потери активной мощности в максимальном режиме

.