Додаток в Схеми електричних мереж і підстанцій
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рисунок В.1 - Варіанти схеми електричної мережі 220-110 кВ
Рисунок В.2 – Схеми одно- і двотрансформаторних підстанцій до 35 кВ:
а) блок “лінія–трансформатор” з розмикачем;
б) те ж із запобіжником;
в) те ж з додатковою лінією, приєднаною за вимикачем;
е) двотрансформаторна підстанція з запобіжниками в колах трансформаторів;
ж) спрощена схема підстанції.
Рисунок В.3 - Схеми двотрансформаторних підстанцій, до яких приєднуються дві та більше ПЛ 35-220 кВ:
а) два блоки “лінія-трансформатор” з вимикачами в колах трансформаторів;
б) те ж з виконанням заходу на підстанцію;
в) схема містка з перемичкою для ремонту з вимикачами в колах трансформаторів;
г) подвійний місток з вимикачами в колах трансформаторів;
д) потрійний місток з вимикачами в колах трансформаторів;
е) схема чотирикутника;
ж) розширений чотирикутник;
з) одна робоча секціонована і обхідна системи шин з окремими секційним (СВ) і обхідним (ОВ) вимикачами.
Додаток Г
Вибір номінальної напруги для варіантів схем електричної мережі
Приклад г.1 Вибір номінальної напруги для варіантів схем ем (рисунок г.1)
Для вибору номінальної напруги потрібно користуватись [1,4]. Тому, спочатку для відповідної схеми розраховують потужність в лініях.
Радіально-магістральні мережі розраховуються починаючи з найбільш віддалених вузлів, наближаючись до вузла живлення, виходячи з балансу потужності вузла. Виконаємо це на прикладі схеми, поданої на рисунку. Г.1:
31 = 14 + j 7.17 S31 = 15.17 МВА.
=
1
+
31
= 14 + j 7.17 + 12 + j 6.14 = 26 + j13.31;
=
29.2 МВA.
Запропоновану схему ЕМ потрібно розглядати як лінію з двостороннім живленням. Розрахунок проводиться так:
1) мережа розгортається по вузлу балансування – А;
Рисунок Г.1 - Схема ЕМ для вибору номінальної напруги
2) розраховуємо потужності головних ділянок за формулами:
;
,
МВА;
;
,МВА;
3) для перевірки розрахунків складаємо формулу балансу:
A’2 + A1 = S 2 + S’1;
22.6 + j11.57 + 17.4 + j8.91 = 26 + j13.31 + 14 + j7.17;
40 + j20.48 = 40 + j20.48.
Отже, для схеми, що розглядається, баланс потужності існує;
4) для ланки 1-2 розрахунок потужності також проводиться з точки зору балансу відносно вузла 2.
12 = A’2 - 2 = 17.4 + j8.91 – 14 – j7.17 = 3.4 + j1.74,МВА;
5) отриманий розподіл потужності може бути використаний для вибору напруги. Так, економічно доцільні напруги на відповідних ділянках ЕМ (рисунок Г.1):
Uек.13 =
=
= 49.88 кВ;
Uек.А1 =
=
= 86.36 кВ;
Uек.12 =
=
= 35.93 кВ;
ек.A2
=
=
= 77.35 кВ.
На основі економічно доцільних напруг здійснюється вибір стандартів [4, 6]. Тобто, номінальні напруги приймаються такими:
U13 – 110
кВ; UA1 – 110 кВ; U12 – 110 кВ;
A’2 – 110 кВ.
Не дивлячись на те, що на лінії 1–2 більш відповідною напругою є стандарт 35 кВ, для замкненої ЕМ рекомендують приймати однакову напругу на всіх ділянках.
Приклад Г.2 Вибір марок і площі перерізу проводів ПЛ для схем ЕМ (рисунок Г.1)
Площа перерізу проводів вибирається за методом економічних інтервалів, за величинами економічних граничних потужностей або економічних струмів. З цією метою потрібно знайти струми в лініях і їх розрахункові значення.
Так, струм в лінії 3-1 відповідно:
,
А.
Далі розрахунковий струм на один ланцюг лінії 3-1:
Ірозр31 = 1.05179.7 / 2 = 41.84 А.
За отриманим значенням Ірозр31 вибираємо переріз провода, що має стандарт:
F31=70/11 (мм2).
Для інших ліній мережі вибір марки та перерізу провода вибираємо аналогічно. І перерізи проводів відповідно:
FА1 АС 120/19; F12 АС 70/11; FА2 АС 120/19.
Приклад Г.3 Вибір трансформаторів для варіантів схем ЕМ
(рисунок Г.1)
Для третього вузла схеми ЕМ, поданої на рисунку Г.1, розрахункова потужність трансформатора:
ST1 =
,
МВА.
У відповідності із цим значенням вибираємо з [4] стандартний трифазний двообмотковий трансформатор з номінальною потужністю 16 МВА.
Оскільки в третьому вузлі присутній споживач першої та другої категорій, то кількість трансформаторів вибираємо рівною двом. Аналогічно вибираємо трансформатори для інших вузлів.
Розрахуємо коефіцієнт перевантаження
.
Вибрані трансформатори та їх номінальні параметри зводимо в таблицю Г.1.
Таблиця Г.1 - Каталожні дані вибраних трансформаторів
№ вузла |
Тип Трансфор-матора |
Sном, МВА |
Межі Регулюва-ння |
Каталожні дані |
Розрахункові дані |
||||||
Uвн |
Uнн |
Uk |
Pk |
Px |
Rт |
Xт |
Qx |
||||
1 |
ТДН 16000/110 |
16 |
91.78% |
115 |
10.5 |
10.5 |
85 |
19 |
4.38 |
86.7 |
112 |
2 |
ТРДН 25000/110 |
25 |
91.78% |
115 |
10.5 |
10.5 |
120 |
27 |
2.54 |
55.9 |
175 |
3 |
ТДН 10000/110 |
10 |
91.78% |
115 |
11 |
10.5 |
60 |
14 |
7.95 |
139 |
70 |
Приклад Г.4 Вибір схем підстанцій для варіантів схем ЕМ
(рисунок Г.1)
Вибір схем підстанцій проводиться за методикою викладеною в [4], в основу якої покладений критерій надійності і економічності.
Враховуючи вказані положення для 1, 2 та 3 підстанцій ЕМ можна запропонувати схеми, подані у таблиці Г.1.
Для закритих розподільних пристроїв (ЗРП) кожної підстанції можна застосувати будь-яку з запропонованих схем додатку В. ЗРП комплектуються комплектними установками (КРУ), тобто комплектними розподільними пристроями (КРП).
Таблиця Г.2 - Cхеми ВРП підстанцій для ЕМ, що проектується
№ вузла |
Назва схеми |
Область використання |
Додаткові умови застосування |
||
U, кВ |
Сторона |
К-ть ліній |
|||
1 |
Одна секціонована система шин з обхідною |
110 |
ВН |
4 |
Можливість поділу ВРП на час ремонту будь-якого вимикача |
2 |
Місток з вимикачем в перемичці та вимикачами в колах трансформаторів |
35-220 |
ВН |
2 |
Прохідна підстанція, потужність трансформаторів не більше 125 МВА |
3 |
Блок (лінія – трансформатор) з вимикачем |
35-220 |
ВН |
1 |
(2 блоки) Тупикова підстанція |
Приклад Г.5 Визначення балансу активних і реактивних потужностей в мережі, вибір і розташування компенсувальних пристроїв
Складемо баланс активної потужності для схеми ЕМ, що подана на рисунку Г.1.
МВт.
Реактивна потужність QΣT від системної підстанції А визначається:
QΣT = 38tg(arccos0.92) = 12.54 МВАр.
Балансу реактивної потужності в системі повинно відповідати рівняння:
12.54
+
.
Зарядна потужність ліній ЕМ залежить від їх довжини, тому:
МВАр.
Зіставлення сумарної потужності споживачів із потужністю, що надходить від джерела електропостачання, дозволяє зробити висновок про необхідність встановлення компенсувальних пристроїв в електричній мережі.
Потреба в сумарній потужності КП визначається за формулою:
МВАр.
Для компенсації реактивного навантаження споживачів і втрат реактивної потужності в мережах використовуються синхронні компенсатори та батареї статичних конденсаторів [4] .
В запропонованій електричній мережі можна встановити 1 компенсувальний пристрій потужністю 10.5 мВАр (таблиця Г.3). Тоді в електричній мережі буде спостерігатись дефіцит реактивної потужності приблизно в 4 мВАр, що призведе до погіршення режиму за величинами напруг.
Якщо в точці потокорозподілу, в точці 1, встановити два КП потужностями 10.5 і 5 мВАр, то буде мати місце надлишок реактивної потужності в 0.5 мВАр. Умови регулювання напруги в такому випадку будуть найкращими, але вартість схеми збільшиться на 30 тис.у.о.
Для остаточного прийняття рішення щодо компенсації реактивної потужності необхідно виконати аналіз режиму і визначити економічні характеристики.
Таблиця Г.3 - Шунтові батареї статичних конденсаторів
Номінальна напруга, кВ |
З конденсаторами КС2–1.05–60 |
З конденсаторами КС2–1.05–125 |
||||
Потужність, МВАр |
Розрахун. вартість, тис.у.о. |
Потужність, МВАр |
Розрах. вартість, тис.у.о. |
|||
Устано-влена |
Розпо- ряджув. |
|||||
Установ-лена |
Розпоря-джув. |
|||||
6 |
2.9 |
2.4 |
18 |
6 |
4.9 |
24 |
10 |
5.0 |
3.8 |
30 |
10.5 |
7.9 |
40 |
35 |
17.3 |
13.5 |
100 |
36.0 |
28.0 |
130 |
110 |
52.0 |
44.5 |
290 |
108 |
93 |
390 |
Додаток Д
Вартісні показники електротехнічного обладнання
електричних мереж
Таблиця Д.1 – Щорічні витрати на обслуговування елементів електричних систем, % капітальних затрат
Найменування елементів системи |
Норма амортизаційних відрахувань |
Затрати на обслуговува-ння |
Всього |
||
спільна |
у тому числі |
||||
Капіталь-ний ремонт |
Ренова-ція |
||||
ВЛ 35 кВ та > на сталевих і залізобетонних опорах |
|
0,4 |
|
0,4 |
|
ВЛ 35-200 кВ на дерев’яних опорах |
|
1,6 |
|
0,5 |
|
КЛ до 10 кВ: |
|
|
|
|
|
зі свинцевою оболонкою прокладені: |
|
|
|
|
|
в землі та приміщеннях |
|
0,3 |
|
2,0 |
|
під водою |
|
0,6 |
|
2,0 |
|
з алюмінієвою оболонкою прокладені: |
|
|
|
|
|
в землі |
|
0,3 |
|
2,0 |
|
в приміщеннях |
|
0,3 |
|
2,0 |
|
з пластмасовою ізоляцією, прокладені в землі та приміщеннях |
|
0,3 |
|
2,0 |
|
КЛ 20-35 кВ зі свинцевою оболонкою прокладені: |
|
|
|
|
|
в землі та приміщеннях |
|
0,4 |
|
2,0 |
|
під водою |
|
0,8 |
|
2,0 |
|
КЛ 110-220 кВ прокладені: |
|
|
|
|
|
в землі та приміщеннях |
|
0,5 |
|
2,0 |
|
під водою |
|
1 |
|
2,0 |
|
Продовження таблиці Д.1
Силове електрообладнання та розподільчі пристрої (крім ГЕС): |
|
|
|
|
|
до 150 кВ |
|
2,9 |
|
3,0 |
|
220 кВ та вище |
|
2,9 |
|
2,0 |
|
Електрообладнання та розподільчі пристрої ГЕС: |
|
|
|
|
|
до 150 кВ |
|
2,5 |
|
3,0 |
|
220 кВ та вище |
|
2,5 |
|
2,0 |
|
Таблиця Д.2 – Вартість спорудження повітряних ліній 35 кВ, тис. у.о./км
Опори |
Район за ожеледицею |
Проводи сталевоалюмінієві з перерізом, мм2 |
|||
70/11 |
95/16 |
120/19 |
150/24 |
||
Сталеві одноланцюгові |
І |
12,2 |
12,4 |
13,1 |
13,3 |
ІІ |
14,4 |
14,1 |
14,1 |
14,3 |
|
ІІІ |
16,5 |
16 |
16 |
17,7 |
|
ІV |
18,2 |
17,8 |
17,4 |
21,3 |
|
Сталеві дволанцюгові |
І |
17,3 |
18,1 |
19,2 |
19,5 |
ІІ |
20,1 |
20,1 |
20,4 |
21,4 |
|
ІІІ |
24,2 |
24,2 |
15,2 |
25,5 |
|
ІV |
27,2 |
27,2 |
18,9 |
19,3 |
|
Сталеві дволанцюгові з підвіскою одного ланцюга |
І |
15,4 |
15,7 |
16,2 |
16,2 |
ІІ |
17,9 |
17,3 |
17,3 |
17,5 |
|
ІІІ |
21,5 |
20,8 |
21,4 |
20,9 |
|
ІV |
24,2 |
23,4 |
23,7 |
24 |
|
Залізобетонні одноланцюгові |
І |
- |
9,4 |
10,3 |
10,9 |
ІІ |
- |
10,6 |
10,8 |
11,2 |
|
ІІІ |
- |
12,2 |
12,3 |
12,3 |
|
ІV |
- |
13,7 |
13,6 |
13,4 |
|
Залізобетонні дволанцюгові |
І |
- |
15,3 |
14,1 |
14,8 |
ІІ |
- |
16,7 |
14,5 |
15,3 |
|
ІІІ |
- |
19,5 |
17,3 |
17,8 |
|
ІV |
- |
21,7 |
18,8 |
19,1 |
|
Таблиця Д.3 – Вартість спорудження повітряних ліній 110 кВ, тис. у.о./км
Опори |
Район за ожеледицею |
Проводи сталевоалюмінієві з перерізом, мм2 |
|||||
70/11 |
95/16 |
120/19 |
150/24 |
185/29 |
240/32 |
||
Сталеві одноланцюгові |
І |
14,5 |
14,8 |
15,6 |
16 |
17,4 |
18,7 |
ІІ |
16,5 |
16,4 |
16,9 |
16,9 |
18 |
18,8 |
|
ІІІ |
19,4 |
19,1 |
19 |
19 |
19,7 |
20 |
|
ІV |
21,5 |
26 |
20,6 |
20,6 |
21 |
21,7 |
|
Сталеві дволанцюгові |
І |
21,6 |
22,1 |
13,7 |
24,6 |
27,8 |
30,6 |
ІІ |
24,6 |
24,4 |
15,2 |
25,7 |
28,5 |
30,7 |
|
ІІІ |
29,2 |
18,2 |
18,3 |
28,6 |
30,4 |
32,1 |
|
ІV |
32,8 |
30,8 |
31 |
31,6 |
31,8 |
34,4 |
|
Сталеві дволанцюгові з підвіскою одного ланцюга |
І |
19,5 |
19,4 |
20,8 |
21,2 |
23,3 |
24,8 |
ІІ |
22,2 |
21,5 |
22 |
22 |
24 |
24,9 |
|
ІІІ |
26,4 |
24,8 |
25,8 |
25,4 |
26,8 |
27,3 |
|
ІV |
28,7 |
27,1 |
27 |
27,2 |
28 |
29,2 |
|
Залізобетонні одноланцюгові |
І |
10,5 |
11,1 |
10,8 |
11,5 |
12,6 |
14 |
ІІ |
12 |
12 |
11,4 |
11,7 |
12,9 |
14 |
|
ІІІ |
14,6 |
14,3 |
13,1 |
13,2 |
13,8 |
15,1 |
|
ІV |
16,5 |
15,9 |
14,4 |
14,1 |
15,3 |
16,6 |
|
Залізобетонні дволанцюгові |
І |
15,8 |
16,9 |
17 |
20 |
22 |
24 |
ІІ |
17,8 |
17,8 |
18,1 |
20 |
22 |
24 |
|
ІІІ |
21,4 |
21 |
20,4 |
22,2 |
13,6 |
25 |
|
ІV |
24,4 |
23,3 |
22,4 |
23,9 |
15,2 |
27 |
|
Залізобетонні дволанцюгові з підвіскою одного ланцюга |
І |
13,7 |
14,3 |
14,1 |
16,6 |
17,3 |
18,4 |
ІІ |
15,5 |
15,1 |
15 |
16,6 |
17,3 |
18,4 |
|
ІІІ |
18,6 |
17,8 |
16,9 |
18,4 |
18,6 |
19,2 |
|
ІV |
21,2 |
19,7 |
18,4 |
19,8 |
19,9 |
20,8 |
|
Дерев’яні двостоякові |
І |
4,9 |
5,4 |
5,6 |
6,5 |
7,2 |
- |
ІІ |
5,2 |
5,5 |
5,7 |
6,6 |
7,2 |
- |
|
ІІІ |
5,7 |
6 |
6,2 |
8,8 |
7,5 |
- |
|
ІV |
6,2 |
6,6 |
6,9 |
7,4 |
7,9 |
- |
|
Таблиця Д.4 – Вартість спорудження повітряних ліній 220 та 330 кВ, тис. у.о./км
Опори |
Район за ожеледи-цею |
220 кВ |
330 кВ |
||||
Проводи сталевоалюмінієві з перерізом, мм2 |
|||||||
240/32 |
300/39 |
400/51 |
2× 240/32 |
2× 300/39 |
2× 400/51 |
||
Сталеві одноланцюгові |
І-ІІ |
21 |
21,6 |
23,8 |
37,3 |
38,5 |
42,5 |
ІІІ |
22,9 |
23,1 |
25 |
39,6 |
40,8 |
44 |
|
ІV |
24,5 |
24,7 |
26,6 |
41,4 |
42,7 |
45 |
|
Сталеві дволанцюгові |
І-ІІ |
34,4 |
36,2 |
41,3 |
70,4 |
74 |
80,2 |
ІІІ |
37,8 |
38,7 |
42,8 |
73,8 |
77,5 |
82,4 |
|
ІV |
40,6 |
41,1 |
44,5 |
77,2 |
81 |
84 |
|
Сталеві дволанцюгові з підвіскою одного ланцюга |
І-ІІ |
28,8 |
29,5 |
31 |
55,5 |
57 |
59,4 |
ІІІ |
31,1 |
31,4 |
31,9 |
59,7 |
61,2 |
61,7 |
|
ІV |
33,1 |
33,3 |
33,5 |
61,7 |
63,2 |
65,1 |
|
Залізобетонні одноланцюгові |
І-ІІ |
16,4 |
17,3 |
19,4 |
33,1 |
35 |
38 |
ІІІ |
17,3 |
18,2 |
20 |
34,8 |
36,8 |
39,6 |
|
ІV |
18,9 |
19,2 |
21,8 |
36,6 |
38,6 |
40,4 |
|
Залізобетонні дволанцюгові |
І-ІІ |
27,8 |
30 |
33,8 |
- |
- |
- |
ІІІ |
30,6 |
31,2 |
35 |
- |
- |
- |
|
ІV |
33,2 |
33,8 |
39 |
- |
- |
- |
|
Дерев’яні тросові |
І-ІІ |
16,8 |
17,8 |
20,6 |
- |
- |
- |
ІІІ |
18, |
18,2 |
20,8 |
- |
- |
- |
|
ІV |
18,2 |
18,6 |
21,2 |
- |
- |
- |
|
Таблиця Д.5 – Відкриті розподільні пристрої 35-330 кВ за блочними та містковими схемами
Схема ОРУ |
Номер типової схеми* |
Вартість, тис. у.о., при напрузі, кВ |
||||
35 |
110 |
150 |
220 |
330 |
||
Блок лінія – трансформатор: |
|
|
|
|
|
|
з роз’єднувачем |
1 |
2,4 |
11,5 |
14 |
18,9 |
21 |
з запобіжником |
2 |
2,7 |
- |
- |
- |
- |
з відокремлювачем |
3 |
4,1 |
12,7 |
20,1 |
26,4 |
- |
з вимикачем |
- |
5,4 |
36 |
61 |
79 |
- |
Два блоки з відокремлювачами та неавтоматичними перемикачами |
4 |
13 |
36,3 |
51,9 |
83 |
- |
Продовження таблиці Д.5
Місток з вимикачем у перемикачі та відокремлювачами в колах трансформаторів |
5 |
1805 |
75 |
126 |
180 |
- |
Місток з вимикачем у перемикачі та в колах трансформаторів |
- |
- |
120 |
200 |
280 |
- |
Місток з відокремлювачами та в колах трансформаторів з додатковою лінією, приєднаною через два вимикачі |
6 |
- |
98 |
172 |
- |
- |
Таблиця Д.6 – Комірки ВРП 35-1150 кВ з вимикачами (для схем з кількістю вимикачів більше трьох)
Напруга, кВ |
Розрахункова вартість комірки з вимикачем, тис. у.о. |
|||
Повітряним |
Масляним |
|||
при струмі, що відключається, кА |
||||
до 40 |
більше 40 |
до 30 |
більше 30 |
|
35 |
14 |
29 |
9 |
20 |
110 |
42 |
57 |
35 |
43 |
150 |
70 |
- |
- |
- |
220 |
85 |
130 |
90 |
105 |
220* |
110 |
- |
115 |
- |
330 |
160 |
300 |
- |
- |
500 |
260 |
380 |
- |
- |
750 |
700 |
850 |
- |
- |
750** |
810 |
- |
- |
- |
1150 |
1280 |
- |
- |
- |
1150** |
1600 |
- |
- |
- |
Таблиця Д.7 – Закриті розподільні пристрої 6-10 кВ
Схема |
Розрахункова вартість, тис. у.о. |
Схема |
Розрахункова вартість, тис. у.о. |
Дві секції |
Чотири секції |
||
14 фідерів |
70 |
42 фідери |
155 |
26 фідерів |
95 |
48 фідерів |
173 |
48 фідерів |
144 |
52 фідери |
186 |
|
|
Комірка КРУ з вимикачем |
2,3 |
Примітка: 1. Розрахункова вартість ЗРУ наведена з урахуванням вартості будівлі; вартість комірки КРУ не враховує будівельної частини будівлі.
2. У вартості ЗРУ не враховані струмообмежувальні реактори.
Таблиця Д.8 – Трансформатори 35 кВ
Потужність, МВА |
Трансформатори двообмоткові |
|||||
Без РПН |
З РПН |
З розщепленою обмоткою НН та РПН |
||||
Вартість, тис. у.о. |
||||||
Трансформ. |
Розрах. |
Трансформ. |
Розрах. |
Трансформ. |
Розрах. |
|
0,1 |
1 |
1,6 |
- |
- |
- |
- |
0,16 |
1,3 |
2,2 |
- |
- |
- |
- |
0,25 |
1,7 |
2,9 |
- |
- |
- |
- |
0,4 |
2,3 |
4,3 |
6,3 |
8,3 |
- |
- |
0,63 |
3,1 |
6,4 |
8,3 |
11,6 |
- |
- |
1 |
4 |
9,3 |
11 |
15,4 |
- |
- |
1,6 |
5 |
10,1 |
12 |
16,7 |
- |
- |
2,5 |
7 |
12,2 |
15 |
21,2 |
- |
- |
4 |
9 |
15,2 |
18 |
25,7 |
- |
- |
6,3 |
11 |
19 |
21 |
30,5 |
- |
- |
10 |
16 |
24 |
30 |
41,8 |
- |
- |
16 |
24 |
34 |
49 |
61,2 |
- |
- |
25 |
- |
- |
- |
- |
62 |
77 |
32 |
- |
- |
- |
- |
70 |
86 |
40 |
- |
- |
- |
- |
79 |
96 |
63 |
- |
- |
- |
- |
107 |
130 |
Таблиця Д.9 – Трансформатори 110 кВ
Потужність, МВА |
Трансформатори двообмоткові |
Трансформатори триобмоткові |
||||||
Без РПН |
З РПН |
З розщепленою обмоткою НН та РПН |
||||||
Вартість, тис. у.о. |
||||||||
Трансф. |
Розр. |
Трансф. |
Розр. |
Трансф. |
Розр. |
Трансф. |
Розр. |
|
2,5 |
- |
- |
26 |
35 |
- |
- |
- |
- |
6,3 |
- |
- |
36 |
49 |
- |
- |
42 |
|
10 |
- |
- |
40 |
54 |
- |
- |
51 |
|
16 |
- |
- |
48 |
63 |
- |
- |
62 |
|
25 |
- |
- |
- |
- |
66 |
84 |
72 |
|
40 |
- |
- |
- |
- |
88 |
109 |
94 |
|
Продовження таблиці Д.9
63 |
- |
- |
- |
- |
110 |
136 |
126 |
|
80 |
114 |
144 |
- |
- |
126 |
157 |
137 |
|
125 |
140 |
171 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
200 |
222 |
263 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
250 |
255 |
302 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
373 |
438 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблиця Д.10 – Шунтові конденсаторні батареї
Номінальна напруга, кВ |
З конденсаторами КС2-1,05-60 |
З конденсаторами КС2-1,05-125 |
||||
Потужність, МВАр |
Розрахунко-ва вартість, тис. у.о.
|
Потужність, МВАр |
Розрахункова вартість, тис. у.о.
|
|||
встановле-на |
наявна |
встановлена |
наявна |
|||
6 |
2,9 |
2,4 |
18 |
6 |
4,9 |
24 |
10 |
5 |
3,8 |
30 |
10,5 |
7,9 |
40 |
35 |
17,3 |
13,5 |
100 |
36 |
28 |
130 |
110 |
52 |
44,5 |
290 |
108 |
93 |
390 |
Додаток Е
Розрахунки вартості електричної мережі
Рисунок Е.1 – Схема електричної мережі з вибраним обладнанням
Вартість схеми розраховується за методикою наведеною в розділі. Таким чином:
Капітальні витрати на лінії з врахуванням ІІІ-го кліматичного району з прийнятими залізобетонними опорами: КЛЕП=(13,1∙21,18+14,0∙11+14,0∙12,1+13,1∙21,18)∙5,33=4606,8 тис.грн.;
Капітальні витрати на трансформатори: КТР=(2∙63+2∙84+2∙54)∙5,33=2142 тис.грн.;
Капітальні витрати на ВРП-110 кВ, за умови прийнятих схем – „місток” з вимикачами: КВРП=(3∙120)∙5,33=1918,6 тис.грн.;
Капітальні витрати на ЗРП-10 кВ: КЗРП=(1∙70+2∙96)∙5,33=1769,56 тис.грн.;
Постійна частина затрат на підстанції 110/10 кВ: Кпост=(3∙210)∙5,33=3357,9 тис.грн.;
Капітальні витрати на встановлення додаткових джерел реактивної потужності (БСК): ККП=(2∙30)∙5,33=319,8 тис.грн.;
Капітальні витрати в цілому на підстанції: КПС=2142+1918,8+1769,56+3357,9+319,8=9508,06 тис.грн.;
Загальні капітальні витрати на спорудження електричної мережі 110 кВ: К=4606,8+9508,06=14111,88 тис.грн.;
Щорічні витрати на експлуатацію ліній: ВеЛЕП=0,3/100∙4606,8=13,82 тис.грн.;
Щорічні витрати на експлуатацію підстанцій: ВеПС=3/100∙9508,06=285,24 тис.грн.;
Амортизаційні витрати на лінії: АЛЕП5,64/100∙4606,8=259,82 тис.грн.;
Амортизаційні витрати на підстанції: АПС=18/100∙9508,06=1711,45 тис.грн.;
Вартість втрат електроенергії в лініях за умови, що час втрат τ = 3500 год. за рік, а вартість втраченої електричної енергії b0= 0,12 грн./кВт∙год: ВвтрЛЕП=1750∙10³∙0,12=210 тис.грн, де втрати електричної енергії в лініях: WЛЕП=((22,6²+11,57²)/110²∙0,249∙21,18+(14²+7,17²)/110²∙0,428∙11∙0,5+(3,4²+1,74²)//110²∙0,428∙12,1+(17,4²+8,91²)/110²∙0,249∙21,18)∙3500=1750 МВт∙год;
Вартість втрат електроенергії в трансформаторах: ВвтрТР=2∙19∙8760∙0,12+85/2∙(14,2/2∙16)²∙3500∙0,12+2∙27∙8760∙0,12+120/2∙(15,7/2××25)²∙3500∙0,12+2∙14∙8766∙0,12+60/2∙(14,2/2∙10)²∙3500∙0,12=138,25 тис.грн.;
Затрати на спорудження електричної мережі: З=4606,8+9508,06+(13,82+285,24+259,82+1711,45+210+138,25)/0,1=40300,66 тис.грн., де коефіцієнт дисконту Е = 0,1.
Таким чином, затрати на спорудження електричної мережі становлять 40 мільйонів 300 тисяч і 660 гривень.
Навчальне видання
Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни “Електричні системи і мережі” для студентів електроенергетичних спеціальностей (заочного навчання)
Укладачі: Остапчук Жанна Іонівна
Кулик Володимир Володимирович
Видмиш Володимир Андрійович
Оригінал-макет підготовлено укладачами
Навчально-методичний відділ ВНТУ
Свідоцтво Держкомінформу України
серія ДК № 746 від 25.12.2001