Проектирование районной электрической сети
Контрольная работа - Физика
Другие контрольные работы по предмету Физика
?е требуется.
9. Технико-экономические показатели сети
В конце проекта необходимо привести основные технические и экономические показатели электрической сети, по которым специалисты-эксперты могут судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта.
Приводятся следующие обобщенные данные:
. Номинальное напряжение сети Uн =110 кВ.
.Установленная мощность трансформаторов:
где Smi - номинальная мощность трансформаторов на i - ой подстанции.
. Протяженность ЛЭП:
где Li -длина ветви ЛЭП;
. Передаваемая активная мощность:
где Pi - активная мощность i - го потребителя.
. Передаваемая электроэнергия:
где Tmaxi - время использования максимальной нагрузки i - го потребителя.
. Потери мощности:
DР = DРл + DРт = 1,88 + (0,199+0,303) = 2,382 МВт,
где DРл - потери мощности в линиях, МВт;
DРт - потери мощности в трансформаторах, МВт.
. Потери электроэнергии:
DЭ = DЭл + DЭт = 7083,84 + (1332,43 +509,05) = 8925,32 МВтч,
где DЭл - потери электроэнергии в линиях, МВтч;
DЭт - потери электроэнергии в трансформаторах, МВтч;
. Капитальные затраты:
К= Кл + Кп = 4097,15+3960 =8057,15 тыс. у.е.
. Годовые эксплуатационные расходы:
Гэ =(ра.л%/100)•Кл+(ра.п%/100)•Кп+ рт.o.л•L+рт.o.п•N+ DЭ0b0 + +DЭнbн=0,024•4097,15+0,064•3960+0,05•377,52+15•6+(509,05+1332,43+7083,84)•0,026=692,7 тыс. у.е.
где pн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимать который рекомендуется равным 0,12 [1, стр. 70];
Кл-стоимость линий, тыс. у.е.;
Кп - стоимость подстанций, тыс. у.е.;
ра.п%=0,064 [1, стр. 68]-отчисления на амортизацию электротехнического оборудования и распределительных устройств;
ра.л%=0,024 [1, стр. 68]-отчисления на амортизацию воздушных линий электропередач;
рт.o.л=50 у.e/км [1, стр. 69]-ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач;
рт.o.л=15 тыс. y.e/км [1, стр. 69]-ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач;
L-суммарная длина линий электропередач районной электрической сети, км;
N-количество подстанций районной электрической сети;
DЭ0 - потери энергии холостого хода, кВтч;
? 0 - стоимость потерь электроэнергии холостого хода, тыс. у.е./кВтч;
DЭн - нагрузочные потери электроэнергии, кВтч;
? н - стоимость нагрузочных потерь электроэнергии, тыс. у.е. ./кВтч.
. Приведенные затраты:
Зп = рн•К+Гэ =0,12•8057,15+692,7=1659,56 тыс. у.е.,
где pн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимать который рекомендуется равным 0,12 [1, стр. 70];
. Стоимость передачи электроэнергии:
= Зп/ Э =1659,56 /268200 = 0,0061 у.е./кВтч.
. Себестоимость передачи электроэнергии:
= ГЭ/ Э = 692,7 / 268200 = 0,0026 у.е./кВтч.
10. МОНТАЖНЫE КРИВЫE
Провода воздушных линий испытывают действие нагрузок - вертикальных (вес провода и гололёда) и горизонтальных (давление ветра), в результате чего в металле возникают растягивающие напряжения.
При расчетах удобно пользоваться удельными (приведенными) нагрузками, которые относятся к 1 м длины линии и 1 мм сечения провода.
Удельные нагрузки рассчитывают исходя из условия, что нагрузка по длине провода в пролете распределяется равномерно и порывы ветра отсутствуют.
Нагрузка от собственной массы провода вычисляется в зависимости от материала провода и его конструкции:
g1 = Gog/S=38410-39,8/ 111,3 =3,410-3 даН/(ммм2),
где Go = 384 кг/км [ 7, стр. 30-31 ] - удельная масса провода марки АС-95/16;= 9,8 м/c2 - ускорение свободного падения;
S = 111,3 мм2 [ 7, стр. 30-31 ] - суммарная площадь поперечного сечения всех проволок или троса (в данном случае провода марки АС-95/16).
Нагрузку от массы гололеда определяют исходя из условия, что гололедные отложения имеют цилиндрическую форму, плотностью go = 0,9 г/см3:
g2 = (bг(d+bг)gog)/S=(5(13,6+5)0,910-39,8)/111,3=2,310-3 даН/(ммм2),
где d =13,6 мм [ 7, стр. 30-31 ] - наружный диаметр провода марки АС-95/16;г=5 мм [ 7, стр. 17 ] - толщина стенки гололеда, принимаемая в зависимости от климатического района по гололеду (в данном случае I район по гололеду) и номинального напряжения линии Uн=110 кВ.
Нагрузка от собственной массы провода и массы гололеда направлена вертикально и определяется по формуле:
g3 = g1 + g2=3,410-3+2,310-3=5,710-3 даН/(ммм2).
Нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда рассчитывается согласно выражению:
g4 = aСхdqsinj/S=0,761,213,610-350sin900/ 111,3=5,5710-3 даН/(ммм2),
где - угол между направлением ветра и проводами линий (в расчетах принимается равным 90);max = 50 кгс/м2 [ 7, стр. 17]- скоростной напор ветра, который зависит от климатического района по ветру (в данном случае III район по ветру) и номинального напряжения сети Uн = 110 кВ;
Сx = 1,2 [ 7, стр. 23] - аэродинамический коэффициент для проводов и тросов диаметром менее 20 мм свободных от гололеда, и всех проводов и тросов, покрытых гололедом;
= 0,76 [ 7, стр. 23 ]- коэффициент, которым учитывается неравномерность скорости ветра по длине пролета (полученный путем линейной интерполяции при q = 50 кгс/м2, при q ? 27 кгс/м2 ? = 1).
Нагрузка от давления ветра при наличии гололеда рассчитывается аналогично, но с учетом увеличения площади боковой поверхности провода из-за гололеда:
g5=aСх (d+2bг)•(qmax/4)sinj/S=1,01,2•(13,6+25)•10-3•(50/4) sin900/111,3 = 3,1810-3 даН/(ммм2).