Выбор ответвлений трансформаторов распределительной сети 10 кВ
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
нижающих подстанциях, прилегающим к крупным источникам реактивной мощности (электростанциям), устанавливать вместо понижающих повышающие трансформаторы с достаточным диапазоном регулирования на высшей стороне. В противном случае понижающие трансформаторы с недостаточным диапазоном регулирования могут оказаться ограничивающим фактором при поднятии рабочего напряжения в прилегающим к электростанциям узлах из-за перевозбуждения их ответвлений.
Можно улучшать режим напряжений путем увеличения сечений проводов.
Сечения проводов воздушных линий во всех случаях выбираются по экономическим соображениям (экономической плотности тока, экономическим интервалам мощности) с учетом технических ограничений (запаса устойчивости, потери напряжения, нагрева, механической прочности, условий борьбы с гололедом и т.д.). В основу расчетов кладутся расчетные (ожидаемые) нагрузки.
Для линий специального назначения (выдача мощности с электростанций, межсистемный обмен мощностью) ожидаемая нагрузка и расчетный период вполне определен, тогда как для распределительных сетей эти показатели носят неопределенный характер, предсказываемый на основе статистических данных. Поэтому задача выбора проводов в распределительных сетях с учетом динамики роста нагрузки во времени представляет известные трудности:
1.Выявленная на 8?10-й год эксплуатации расчетная нагрузка принимается постоянной. В этом случае до момента нагрузки линии расчетной мощностью коэффициент эффективности использования выбранного сечения будет низким.
2.Сечение провода определяется с учетом дисконтированных затрат в пределах расчетного периода в соответствии с динамикой и предсказываемым законом роста нагрузки. При этом найденное сечение провода будет экономичнее по сравнению с другими сопоставляемыми вариантами в пределах расчетного периода. Увеличение расчетного периода в этом случае приведет к снижению эффективности использования капитальных вложений и достоверности прогнозирования, а уменьшение ? к просчетам, связанным с занижением выбранного сечения провода, что в свою очередь вызовет в скором времени потребность замены провода на провод большего сечения в процессе эксплуатации линии.
Для повышения технико-экономических показателей принимаемых технических решений можно заранее предположить возможность увеличения сечений провода в процессе эксплуатации по мере роста нагрузок. В такой постановке задача сводится к отысканию оптимальной стратегии замены с учетом затрат, связанных с выполнением демонтажных и монтажных работ.
При загрузке трансформаторов в режиме максимальных нагрузок не более чем на 40% их выгодно заменять на менее мощные трансформаторы. Программы для выбора сечений проводов и упорядочения мощностей трансформаторов в распределительных сетях разработаны на кафедре Электрические системы БНТУ М.И. Фурсановым.
9. Технико-экономические показатели
В данном параграфе выполнен расчет технико-экономических показателей по электрической сети 10 кВ района Л. Расчет выполнен по формулам 9.1 - 9.6, приведенным ниже.
В данном параграфе произведен расчет следующих технико - экономических показателей [4,5]:
Капитальные затраты (вложения) - единовременные затраты на сооружение электрической сети:
К=Кл+Ктп,(9.1)
где Кл - капитальные затраты на сооружение линий, км:
Кл=Куд.лL,(9.2)
где Куд.л - удельные капитальные затраты на сооружение линий, км:
Куд.л = а + bFср,(9.3)
где а =1600 у. е./км, b=11,6 у. е./(кммм2), [4, стр. 414]
Fср - среднее сечение линии, мм2, Fср=50 мм2;- суммарная длина РЛ;
Ктп - капитальные затраты на сооружение трансформаторов:
Ктп = Куд.тпSтп = Кср.тпNтп,(9.4)
где Кср.тп - средние капитальные затраты на сооружение трансформаторов, тыс. у. е., Кср.тп =1,4 тыс. у. е. [4, стр. 414];тп - количество трансформаторов, шт.
Издержки (годовые эксплуатационные расходы) - ежегодные затраты, связанные с эксплуатацией объекта:
И=Кро+ ?W?=К(ра+рто)+?Wн?н+?Wх?х, (9.5)
где ?н - стоимость 1 кВтч нагрузочных потерь электроэнергии, у. е./кВтч;
?х - стоимость 1 кВтч потерь электроэнергии холостого хода, у. е./кВтч;
ро - норма отчислений на амортизацию и техническое обслуживание, %;
ро=10,4% (для силового оборудования) и pо=3,9% (для воздушных линий на железобетонных опорах) [5].
Приведенные затраты, тыс. у. е./кВтч:
З=рнК+И,(9.6)
где рн - нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат, рн=0,15.
Расчет технико-экономических показателей сведен в таблицу 9.1.
Таблица 9.1 - Технико-экономические показатели по электрической сети 10 кВ района Л
№ ппНаименование показателейОбозначениеРазмер-ностьВеличина1Отпуск электроэнергии в сетьWртыс. кВтч60372,62Число РЛNл-193Суммарная длина РЛLкм185,34Средняя длина РЛLсркм9,755Число трансформаторовNтп-2116Удельные капитальные затраты на линииКуд.лу. е./км21807Средние капитальные затраты на ТПКср.тптыс. у. е.1,408Капитальные затраты на линииКлтыс. у. е.403,979Капитальные затраты на ТПКтптыс. у. е.191,8010Капитальные затраты в сетиКтыс. у. е.640,5411Норма отчислений на амортизацию и техническое обслуживание (для ВЛ на ж/б опорах)рал%3,9012Норма отчислений на амортизацию и техническое обслуживание (для силового оборудования)рат,4013Суммарные потери электроэнергии?Wтыс. кВтч 18,8 4,1714Стоимость 1 кВтч потерь электроэнергии?ну. е./кВт