Электрические системы и сети (стр. 4 из 6)

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:

S_ном_i – номинальная мощность i-той подстанции,

S_нагр_i – 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:

К_ЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;

К_ТР – капиталовложения в трансформаторы;

К_ОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;

К_ПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.

К_уд – 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)

К_уд – стоимость трансформатора;

n_Т – количество трансформаторов;

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

, где К_яч – стоимость ячейки;

n_яч – количество ячеек;

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	К_уд, тыс. руб./км	К_ЛЭП, тыс.руб.
3-2	42	110	АС-70/11	1	57	87093,72
4-3	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	АС-70/11	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: