Учебная работа. Электрические системы и сети

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

электрические системы и сети

1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств

Составим и рассчитаем баланс
активной мощности:

 -активная
мощность ТЭЦ

 —
активная мощность энергосистемы

 —
потери активной мощности в линиях и трансформаторах

Расчет суммарной
активной мощности:

потери активной
мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере от 2% от суммарной
активной мощности i-го потребителя:

Находим активную
мощность, которую необходимо потребить у РПП:

Составим и рассчитаем баланс
реактивной мощности:

 

 –реактивная
мощность ТЭЦ

 —
реактивная мощность энергосистемы

 –
потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность, генерируемая
воздушными линиями; в предварительных расчетах принимаем их равными друг другу

 —
потери реактивной мощности в трансформаторах

Определяем реактивную
мощность первого потребителя:

Аналогично производим
расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим
результаты в таблицу 1.

Определяем полную
мощность каждого потребителя:

Аналогично производим
расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Полная мощность всех
потребителей:

Определяем потери
реактивной мощности в трансформаторах.

Потери реактивной
мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной
мощности:

Определяем потребляемую
реактивную мощность:

 

далее определяем
реактивную мощность, получаемую от системы:


 

Сравнив реактивную
мощность, получаемую от системы, с потребляемой, приходим к выводу, что имеется
дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств
(БСК). Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:

Определяем необходимую
мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:

Для первого
потребителя:

Аналогично производим
расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Принимаем к установке компенсирующие устройства с
единичной мощностью 0,4 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств
для первого потребителя:

Произведем уточненный расчет необходимой мощности
компенсирующего устройства для первой подстанции:

Аналогично производим
расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определим уточненную мощность компенсирующих
устройств:

Проверяем баланс, исходя из условия:

0,033<0,2 значит
будем считать, что баланс сошелся

Определим реактивную
мощность, потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:

Для первого
потребителя:

Аналогично производим
расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Таблица 1 – Расчет
баланса и выбор компенсирующих устройств

№ потреб

Pi,
МВт

tg

Qi,
МВ
Ap

, MBAp

ni,

шт

,
MBAp

, МВАр

1

4,6

0,512

2,357

1,716

4

1,6

0,757

2

12

0672

8,064

5,871

15

6

2,064

3

21,1

0,936

19,754

14,382

36

14,4

5,354

4

26,4

0,963

25,446

18,526

46

18,4

7,046

5

17,6

0,991

17,439

12,697

32

12,8

4,639

6

26,2

0,963

25,253

18,386

46

18,4

6,853


2 Составление вариантов
конфигурации сети с анализом каждого варианта

Длины участков:

РПП-4=52 км; РПП-6=18
км; РПП-ТЭЦ=19 км; РПП-3=55 км;

ТЭЦ-6=16 км; ТЭЦ-1=17
км; ТЭЦ-4=46 км; 6-5=80 км; 6-1=20 км;

5-1=68 км; 5-2=116 км;
2-3=42 км; 2-4=56 км; 4-3=28 км.

рисунок 1. Взаимное
расположение источников и потребителей

Составление вариантов
конфигурации сети.

Вариант 1.
Радиально-магистральная сеть

Вариант 1 представляет
собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП
прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.

Определяем общую длину
линий:

Общая длина линий,
приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 2.
Комбинированная сеть

Вариант 2 представляет
собой комбинированную сеть, в ней потребители 4,2,3 и РПП объединены в
кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 1,5,6 и ТЭЦ.

Общая длина линий:

Длина линий,
приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 3.
Комбинированная сеть

Вариант 3 представляет
собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,3,2 объединены в кольцевую сеть,
а также в кольцевую сеть объединены потребители 6,1 включающие в себя РПП и
ТЭЦ.

Общая длина линий:

Длина линий,
приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 4.
Комбинированная сеть

Вариант 4 представляет
собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,6,1 объединены в кольцевую сеть
связывающую их с ТЭЦ и РПП.

Общая длина линий:

Длина линий,
приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 5. Кольцевая
сеть

Вариант 5 представляет
собой кольцевую сеть, связывающую всех потребителей с ТЭЦ и РПП.

существенный недостаток
этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в
послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных
участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Варианты 2,3,4
относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей
питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов
этой группы сеть с наименьшей протяженностью линий является сеть,
представленная вариантом 4.

Варианты 1 и 5 аналогов
не имеют, сравнивать их не с чем, поэтому оставляем оба варианта для
дальнейшего рассмотрения.

Таким образом,
предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для
вариантов 1, 4 и 5.


3 приблизительный
приближенный расчет трех отобранных вариантов

Расчетная схема
варианта 1.

Потоки мощности
определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных
потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 3-2 равен мощности
потребителя 2, то есть:

Поток мощности на
участке 4-3 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 3:

Поток мощности на
остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а
также наносим на расчетную схему.

далее, с помощью
формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения
на участке 1-2:

Принимаем ближайшее
наибольшее стандартное значение 110 кВ.

Аналогично проводим
расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.

Таблица 2 – Выбор
номинального напряжения на участках цепи для варианта 1.

Участок

L,
км

Pi, MBт

Qi, MBAp

UНОМ,
кВ

3-2

42

12

2,064

48,305

110

4-3

28

33,1

7,418

76,941

110

РПП-4

52

59,5

14,464

103,338

110

1-5

68

17,6

4,639

58,575

110

6-1

20

22,2

5,396

63,215

110

РПП-6

18

48,4

12,249

87,344

110

ТЭЦ-РПП

19

-22

-7,985

62,798

110

теперь выбираем сечения
проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.

Определяем токи на
каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:


ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке

 –
полная мощность каждого участка

 –
величина номинального напряжения учатка

ток на участке 1-2:

Аналогично определяем
токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Определяем расчетную
токовую нагрузку линии.

 — коэффициент, учитывающий изменение
нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05;

 — коэффициент, учитывающий число часов
использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в
максимум энергосистемы, для  

принимаем 1,3.

Расчетная токовая
нагрузка участка цепи:

Аналогично определяем
расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу
3.

Будем считать, что по
климатическим условиям район сооружения сети соответствует II
району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных
опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку
выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту
же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.

Таблица 3 – Сечения и
марки проводов

Участок

Imax, A

Ip, A

Iпав,
А

Сеч, мм2

Iдоп.,
А

Марка провода

3-2

31,992

43,669

63,984

70

265

АС-70/11

4-3

89,125

121,656

178,25

95

330

АС-95/16

РПП-4

160,885

219,608

321,77

150

450

АС-150/24

1-5

47,822

65,277

95,644

70

265

АС-70/11

6-1

60,026

81,935

120,052

70

265

АС-70/11

РПП-6

131,177

179,057

262,354

120

390

АС-120/19

ТЭЦ-РПП

61,492

83,937

122,984

70

265

АС-70/11

Проверка по потере
напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов
работы сети.

Погонные активные и
индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства
заносим их в таблицу 4.

=15% для 35-110 кВ в нормальном режиме;

=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.

Если потери напряжения
в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные
устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.

Определяем активное и
индуктивное сопротивления участка 1-2:

Определяем потерю
напряжения на участке 1-2:

Определяем потерю
мощности на участке 1-2:

аналогичные расчеты
проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.

Таблица 4 – параметры
линий

Участок

L, км

r0,Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

Х, Ом

ΔU,
%

ΔP,МВт

3-2

42

0,422

8,862

0,444

9,324

1,037

0,118

28

0,301

4,214

0,434

6,076

1,525

0,439

РПП-4

52

0,204

5,304

0,42

10,92

3,378

1,692

1-5

68

0,422

14,348

0,444

15,096

2,666

0,428

6-1

20

0,422

4,22

0,444

4,44

0,972

0,198

РПП-6

18

0,244

2,196

0,427

3,843

1,267

0,501

ТЭЦ-РПП

19

0,422

4,009

0,444

4,218

1,007

0,198

потеря напряжения в радиально-магистральной сети
считается от источника до самого удалённого потребителя:

Для расчета берём
участки, у которого самая большая потеря напряжения.

 

Потери напряжения при
аварийном режиме меньше допустимых (20%).

Расчетная схема
варианта 5.

Расчет потокораспределения
производим, начиная с головного участка:

Поток мощности на
участке ТЭЦ-6 определяем по первому закону Кирхгофа:

Потоки на остальных
участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также
наносим на расчетную схему.

Выполним проверку
посредством баланса мощностей.

Рассчитаем поток мощности,
протекающей через участок В-4:

Поток мощности,
рассчитанный таким образом, практически совпадает с потоком мощности этого же
участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.

Балансы активной и
реактивной мощностей:

 

Будем считать, что
баланс по обеим мощностям сошелся (табл.1).

Целесообразную величину
напряжения определяем по участку В-4:

Принимаем номинальное
напряжение для всей линии 220 кВ.

Теперь выбираем сечения
проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично
нахождению в радиально-магистральной схеме.

Как видно из расчетов,
для всех проводов выполняется условие: , то есть они проходят по нагреву.

Таблица 5 – параметры
линий в нормальном режиме

Участок

P,
МВт

Q,
Мвар

сеч,
мм2

r0,
Ом/км

x0,
Ом/км

L,
км

R, Ом

X, Ом

ΔU,
%

ΔP,
МВт

А-ТЭЦ

30,854

5,223

240

0,118

0,435

19

2,242

8,265

0,232

0,045

ТЭЦ-6

52,854

13,208

240

0,118

0,435

16

1,888

6,96

0,396

0,116

6-1

26,654

6,355

240

0,118

0,435

20

2,36

8,7

0,244

0,037

1-5

22,054

5,598

240

0,118

0,435

68

8,024

29,58

0,708

0,086

5-2

4,454

0,959

240

0,118

0,435

116

13,688

50,46

0,226

0,006

2-3

7,546

1,105

240

0,118

0,435

42

4,956

18,27

0,155

0,006

3-4

28,646

6,459

240

0,118

0,435

28

3,304

12,18

0,358

0,059

4-В

55,046

13,505

185

0,159

0,413

52

6,136

22,62

1,329

0,407

Участок

Iпав,
A

Iдоп.,
А

Марка провода

А-ТЭЦ

82,22

605

АС-240/32

ТЭЦ-6

143,14

605

АС-240/32

6-1

71,994

605

АС-240/32

1-5

59,782

605

АС-240/32

5-2

11,971

605

АС-240/32

2-3

20,037

605

АС-240/32

3-4

77,154

605

АС-240/32

4-В

148,917

605

АС-240/32

Самым тяжелым считается
аварийный режим. За аварию примем выход из строя участка В-4. Тогда сеть
превращается в радиально-магистральную.

Расчетная схема
послеаварийного режима варианта 5.

Определяем потоки мощности
на всех участках по первому закону Кирхгофа. Определяем потерю напряжения на
каждом из участков.

Таблица 6 – Некоторые
параметры линий в аварийном режиме

Участок

P,
МВт

Q,Мвар

ΔU,
%

А-ТЭЦ

85,9

18,728

0,718

ТЭЦ-6

107,9

26,713

0,805

6-1

81,7

19,86

0,755

1-5

77,1

19,103

2,446

5-2

59,5

14,464

3,191

2-3

47,5

12,4

0,954

3-4

26,4

7,046

0,358

Из полученных данных
видно, что проверка по потере напряжения выполняется:

Потеря напряжения в
аварийном режиме меньше допустимых (20%).

Расчетная схема
варианта 3.

Этот вариант сети
представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой,
а другая – радиально-магистральной.

На участках 4-2 и 1-5
находим мощности по первому закону Кирхгофа:

Поскольку остальная
часть сети кольцевая, то разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в
магистральную линию с двухсторонним питанием. Учитываем то, что мощности в
точках 1 и 4 соответственно:

Расчет потокораспределения
производим, начиная с головного участка:

На всех оставшихся
участках цепи находим потокораспределение по первому закону Кирхгофа, аналогично
тому, как мы это делали, при расчете кольцевой сети.

Проверка:

Будем считать, что
баланс по мощностям сошелся.

Целесообразную величину
напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку А-4:

Принимаем номинальное
напряжение кольцевого участка 220 кВ.

По этой же формуле
выбираем величину напряжения участков 3-6 и 2-1 соответственно:

 

Принимаем ближайшее
наибольшее стандартное значение 110кВ для обоих участков.

теперь выбираем сечения
проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично
нахождению в радиально-магистральной и кольцевой схемах.

Таблица 6 – Параметры
линий в нормальном режиме

Участок

P,
МВт

Q,
Мвар

сеч,
мм2

r0,
Ом/км

x0,
Ом/км

L,
км

R, Ом

X, Ом

ΔU,
%

ΔP,
МВт

,

кВ

А-4

38,954

8,824

240

0,118

0,405

52

9,776

21,06

1,171

0,322

116,414

4-3

33,1

7,418

150

0,204

0,42

28

2,856

5,88

1,142

0,272

76,941

3-2

12

2,064

70

0,422

0,444

42

8,862

9,324

1,038

0,109

48,305

ТЭЦ-4

20,546

5,64

240

0,118

0,405

5,428

18,63

0,448

0,051

86,858

ТЭЦ-1

1,454

2,345

240

0,118

0,405

17

2,006

6,885

0,039

0,001

23,913

1-5

17,6

4,639

95

0,301

0,434

68

10,234

14,756

2,054

0,28

58,575

6-1

20,746

3,051

240

0,118

0,405

20

2,36

8,1

0,152

0,021

82,898

В-6

46,946

9,904

240

0,118

0,405

18

2,124

7,29

0,355

0,101

111,086

Участок

Imax, A

Ip, A

Iдоп.,
А

Марка провода

А-4

104,942

143,246

605

АС-240/32

4-3

178,25

243,311

450

АС-150/24

3-2

63,983

87,337

265

АС-70/11

ТЭЦ-4

55,98

76,413

605

АС-240/32

ТЭЦ-1

7,249

9,895

605

АС-240/32

1-5

95,644

130,554

330

АС-95/16

6-1

55,095

75,205

605

АС-240/32

В-6

126,061

172,073

605

АС-240/32

потеря напряжения до
точки потокораздела равна:

1,73<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.

Отключаем головной
участок В-6, тогда расчетная схема будет иметь вид:

Расчетная схема
аварийного режима варианта 3.

Рассчитаем потоки
мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным
вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима.

далее рассчитаем
некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум
вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 7.

Таблица 7 – параметры
линий в аварийном режиме

Участок

P,
МВт

Q,
Мвар

сеч,
мм2

r0,
Ом/км

x0,
Ом/км

L,
км

R, Ом

X, Ом

ΔU,
%

ΔP,
МВт

А-4

85,9

18,728

240

0,118

0,405

52

9,776

21,06

2,55

1,561

4-3

33,1

7,418

150

0,204

0,42

28

2,856

5,88

1,142

0,272

3-2

12

2,064

70

0,422

0,444

42

8,862

9,324

1,038

0,109

4-ТЭЦ

26,4

4,264

240

0,118

0,405

46

5,428

18,63

0,592

0,08

ТЭЦ-1

48,4

12,249

240

0,118

0,405

17

2,006

6,885

0,375

0,103

1-5

17,6

4,639

95

0,301

0,434

68

10,234

14,756

2,054

0,28

1-6

26,2

6,853

240

0,118

0,444

20

2,36

8,1

0,242

0,036

Участок

Iпав,
A

Iдоп.,
А

Марка провода

А-4

417,612

605

АС-240/32

4-3

265,795

450

АС-150/24

3-2

421,477

265

АС-70/11

4-ТЭЦ

246,511

605

АС-240/32

ТЭЦ-1

556,611

605

АС-240/32

1-5

144,330

330

АС-95/16

1-6

109,119

605

АС-240/32

выбранные провода всех
участков удовлетворяют условию по нагреву ,
кроме участка 1-4, поэтому увеличим сечение провода дна данном участке и
возьмем провод марки АС-240/32.

Посчитаем суммарные потери
напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 2 и 4, т.к.
протяженность линий до каждого из этих участков от РПП 61 км.

Суммарная потеря
напряжения подстанции 5:

Суммарная потеря
напряжения подстанции 6:

В послеаварийном режиме
условие  выполняется,
т.к. 7,751<20 и 5,939<20.

4 Выбор трансформаторов
на подстанциях потребителей

теперь выбираем
трансформаторы на подстанциях.

На каждой из подстанций
предусматриваем установку двух трансформаторов, по причине наличия на каждой
подстанции потребителей или I,или
II категорий, или I
и II категорий одновременно.

Номинальная мощность трансформаторов
должна удовлетворять условию:

Sномi
– номинальная мощность i-той
подстанции,

Sнагрi

нагрузочная мощность i-той
подстанции (см. п1. табл.1).

ПС1:

выбираем два
трансформатора ТМН-6300/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

ПС2:

Выбираем два
трансформатора ТДН-10000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта
ТРДН-40000/220.

ПС3:

выбираем два трансформатора
ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС4:

выбираем два
трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

ПС5:

Выбираем два
трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта
ТРДН-40000/220.

ПС6:

выбираем два
трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.


5 Технико-экономическое
сравнение вариантов и выбор из них лучшего

Сравнение различных
вариантов и выбор лучшего из них будем производить с использованием минимума
дисконтированных издержек:

К – капиталовложения в
строительство сети;

 –
издержки на ремонт и обслуживание оборудования;

 –
издержки на возмещение затрат потерь электроэнергии;

i
– норматив приведения разновременных затрат ().

капитальные затраты на
строительство сети определяются по формуле:

КЛЭП –
капиталовложения в линии электропередачи;

КТР –
капиталовложения в трансформаторы;

КОРУ –
капиталовложения в открытые распределительные устройства;

КПЧЗ –
капиталовложения в постоянную часть затрат.

Куд –
удельная стоимость ЛЭП;

L
– длина линии;

n
– количество параллельно работающих цепей;

h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

 

Куд –
стоимость трансформатора;


количество трансформаторов;

h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

,
где Кяч – стоимость ячейки;

nяч
количество ячеек;

h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

 

h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)


5.1
Радиально-магистральная сеть

Рисунок — Однолинейная
схема радиально-магистральной сети

Рассчитываем
капиталовложения в ВЛ для участка 1-5. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя
из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры.
Необходимости сооружения ВЛ для участка 1-5 на отдельно стоящих опорах нет,
экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной
опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ, с сечением проводов до
150 мм2 равна 57 тыс. руб./км (стоимость на 1991 г.). таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для участка 1-5 определятся:

Аналогично определяем
капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в
таблицу 8.

Таблица 8 – Стоимость
ЛЭП

Участок

L, км

Uном, кВ

Марка провода

n

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

3-2

42

110

АС-70/11

1

57

87093,72

43

28

110

АС-95/16

1

57

58062,48

РПП-4

52

110

АС-150/24

1

57

107830,32

1-5

68

110

АС-70/11

1

57

141008,88

6-1

20

110

АС-70/11

1

57

41473,2

РПП-6

18

110

АС-120/19

1

57

37325,88

ТЭЦ-РПП

19

110

1

57

39339,54

Итого

513124,02

Рассчитываем
капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора
выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны
два трансформатора марки ТМН-6300/110 (стоимость одного такого трансформатора
на 1991 г. составляла 136 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы
подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. определятся:

Аналогично определяем
капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты
расчета заносим в таблицу 9.

Таблица 9 –
капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

Куд, тыс. руб./км

КТР, тыс.руб.

1

ТМН-6300/110

2

136

9895,36

2

ТДН-10000/110

2

148

10768,48

3

ТДН-16000/110

2

172

12514,72

4

ТРДН-25000/110

2

222

16152,72

5

ТДН-16000/110

2

172

12514,72

6

ТРДН-25000/110

2

222

16152,72

Итого

77988,72

Для всех ОРУ на
подстанциях выбираем элегазовые выключатели. Рассчитываем капиталовложения в
ОРУ подстанции 1 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):

Аналогично рассчитываем
капиталовложения в ОРУ подстанций 3,4,6 а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета
заносим в таблицу 10.

На подстанциях 2 и 5
используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической
перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной
мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. капиталовложения в ОРУ с
учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для подстанций 2 и 5 составят:

 тыс. руб.

Таблица 10 –
капиталовложения в ОРУ

ПС

, кВ

, тыс. руб.

, тыс. руб.

1

110

8

290

84401,6

2

110

 

198

7203,24

3

110

8

290

84401,6

4

110

8

290

84401,6

5

110

 

198

7203,24

6

110

8

290

84401,6

РПП

110

6

290

63301,2

ТЭЦ

110

2

290

21100,4

Итого

436414,48

Рассчитываем постоянную
часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего
и низшего напряжения. На 1,2,3,4 подстанциях примем напряжение 110/10, на
подстанциях 5,6 примем напряжение 110/6. На подстанциях 2 и 5 используется
мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для подстанций 2 и 5 составит:

На остальных подстанциях
используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла
515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 6 составит:

Общая постоянная часть
затрат составит:

Найдем общие
капитальные затраты:

Определим издержки на
ремонт и обслуживание линий электропередачи:

 

Определим издержки на
ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на
ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие
Издержки на ремонт и обслуживание:

Рассчитаем издержки на
потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:

Издержки на потери в
линии:

Рассчитываем издержки
на потери в трансформаторах подстанции 1.

Рассчитываем потери в
обмотках трансформатора:

На подстанции 1 два
параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход
увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким
образом, Издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:

Аналогично определяем
Издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций.
Результаты расчета сводим в таблицу 11.

Таблица 11. Издержки на
потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ,
Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWТ,
тыс.руб

1

110

ТМН-6300/110

11,5

14,7

4,662

26,404

596,18

2

110

ТДН-10000/110

14

7,95

12,176

97,407

1203,39

3

110

ТДН-16000/110

19

4,38

21,769

171,54

1921,09

4

110

ТРДН-25000/110

27

2,54

27,324

126,725

1873,45

5

110

ТДН-16000/110

19

4,38

18,201

119,917

1543,31

6

110

ТРДН-25000/110

27

2,54

27,081

153,949

2072,68

Итого

9210,1

Общие Издержки на
потери электроэнергии:

Дисконтированные
издержки для радиально-магистральной сети составят:

5.2
Кольцевая сеть

Рисунок — Однолинейная
схема кольцевой сети

Рассчитываем капитальные
вложения в ВЛ кольцевой сети проводим аналогично расчету
радиально-магистральной сети. Результаты расчетов помещаем в таблицу 12.

Таблица 12 – Стоимость
ЛЭП

Участок

L, км

Uном, кВ

Марка провода

n

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

А-ТЭЦ

19

220

АС-240/32

1

38

26266,36

ТЭЦ-6

16

220

АС-240/32

1

38

22119,04

6-1

20

220

АС-240/32

1

38

27648,8

1-5

68

220

АС-240/32

1

38

94005,92

5-2

116

220

АС-240/32

1

38

160363,04

2-3

42

220

АС-240/32

1

38

58062,48

3-4

28

220

АС-240/32

1

38

38708,32

4-В

52

220

АС-240/32

1

38

71886,88

Итого

499060,84

капиталовложения в
трансформаторы подстанций рассчитываем аналогично радиально-магистральной сети
результаты сводим в таблицу 13.

Таблица 13 – капиталовложения
в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

Куд, тыс. руб./км

КТР, тыс.руб.

1

ТРДН-40000/220

2

400

29104

2

ТРДН-40000/220

2

400

29104

3

ТРДН-40000/220

2

400

29104

4

ТРДН-40000/220

2

400

29104

5

ТРДН-40000/220

2

400

29104

6

ТРДН-40000/220

2

400

29104

Итого

174624

Рассчитываем
капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (количество ячеек считаем по однолинейной
принципиальной схеме).

Таблица 14 –
Капиталовложения в ОРУ

ПС

, кВ

, тыс. руб.

, тыс. руб.

1

220

480

17462,4

2

220

480

17462,4

3

220

480

17462,4

4

220

480

17462,4

5

220

480

17462,4

6

220

480

17462,4

РПП

220

2

600

43656

ТЭЦ

220

2

600

43656

Итого

Рассчитываем постоянную
часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего
и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой схеме у нас используется везде мостиковая
схема, то постоянная часть затрат:

Найдем общие
капитальные затраты:

Определим издержки на
ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим Издержки на
ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим Издержки на
ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие
Издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в
линии:

Аналогично определяем
издержки на потери электроэнергии в трансформаторах как и в предыдущем расчете.
Результаты расчета сводим в таблицу 15.

Таблица 15. Издержки на
потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ,
Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWтр,
тыс.руб

1

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

4,662

2,515

1770,4

2

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

12,176

17,153

1877,53

3

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

21,769

54,83

2153,25

4

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,324

86,384

2384,16

5

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

18,201

38,33

2032,5

6

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,081

84,854

2372,96

Итого

12590,8

Общие Издержки на
потери электроэнергии:

Дисконтированные
издержки для кольцевой сети составят:


5.3 Комбинированная
сеть

Рисунок — Однолинейная
схема комбинированной сети

Расчет дисконтированных
издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных
издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. и кольцевой сети в п. 5.2.
Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Таблица 16.
Капиталовложения в ВЛ.

Участок

L, км

Uном, кВ

Марка провода

n

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

А-4

52

220

АС-240/32

1

38

71886,88

4-3

28

110

АС-150/24

1

57

58062,48

3-2

42

110

АС-70/11

1

57

91833,84

4-ТЭЦ

46

220

АС-240/32

1

38

63592,24

ТЭЦ-1

17

220

АС-240/32

1

38

23501,48

1-5

68

110

АС-95/16

1

57

141008,88

1-6

20

220

АС-240/32

1

38

27648,8

6-В

18

220

АС-240/32

1

38

24883,92

Итого

 

 

 

 

 

502418,52

Аналогично определяем
капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты
расчета заносим в таблицу 17.

Таблица 17 –
капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

1

ТРДН-40000/220

2

400

29104

2

ТДН-10000/110

2

148

10768,48

3

ТДН-16000/110

2

172

12514,72

4

ТРДН-40000/220

2

400

29104

5

ТДН-16000/110

2

172

12514,72

6

ТРДН-40000/220

2

400

29104

Итого

123109,92

Рассчитываем
капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (количество ячеек считаем по
однолинейной принципиальной схеме). Расчеты ведем аналогично расчетам
радиально-магистральной и кольцевой сетей. Результаты заносим в таблицу 17.

Таблица 17 –
капиталовложения в ОРУ

ПС

, кВ

, тыс. руб.

, тыс. руб.

1

220

8

600

174624

2

110

198

7203,24

3

110

8

290

84401,6

4

220

8

600

174624

5

110

198

7203,24

6

220

411

14952,18

РПП

220

2

600

43656

ТЭЦ

220

2

600

43656

Итого

550320,26

Рассчитываем постоянную
часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего
и низшего напряжения.

Найдем общие
капитальные затраты:

Определим издержки на
ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на
ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на
ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие
Издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в
линии:

Издержки на потери в
трансформаторах комбинированной сети считаются так же, как и в ранее
представленных вариантах. Результаты приведены в таблице 18.

Таблица 18. Издержки на
потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ,
Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWтр,
тыс.руб

1

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

4,662

2,515

1770,4

2

110

ТДН-10000/110

14

7,95

12,176

97,407

1203,38

3

110

ТДН-16000/110

19

4,38

21,769

171,54

1921,09

4

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,324

86,384

2384,16

5

110

ТДН-16000/110

19

4,38

18,201

119,917

1543,31

6

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,081

84,854

2372,96

Итого

11195,3

Общие Издержки на
потери электроэнергии:

Дисконтированные
издержки для комбинированной сети составят:

таким образом, минимум
дисконтированных издержек мы получили в кольцевой сети (она является
экономически выгоднее радиально-магистральной примерно на 28,72%, а
комбинированной – на 45,38%).

Дальнейшие расчеты
будем производить для кольцевой сети.

Учебная работа. Электрические системы и сети