Реферат: 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, MB т | Qi, MBAp | U НОМ , 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 | I пав, А | Сеч, мм2 | I доп., 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 | r , Ом/км | R, Ом | x0, Ом/км | Х, Ом | Δ U, % | Δ P, МВт |
3 -2 | 42 | 0,422 | 8,862 | 0,444 | 9,324 | 1,037 | 0,118 |
4 - 3 | 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 |
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 | Δ U , % | Δ P , 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 | I пав , A | I доп., 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 | Δ U , % |
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 | Δ U , % | Δ P , 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 | 46 | 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 | I доп., 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 | Δ U , % | Δ P , 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 | I пав , A | I доп., 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;
nТ – 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 |
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:
Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 9.
Таблица 9 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций
ПС | Тип трансформатора | nТ | 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 | U НОМ | Тип трансформатора | ΔРхх, кВт | R Т , Ом | S обм , МВ·А | ΔРобм, кВт | ИΔ W Т , 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 | nТ | 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 | 192086,4 |
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 | U НОМ | Тип трансформатора | ΔРхх, кВт | R Т , Ом | S обм , МВ·А | ΔРобм, кВт | ИΔ W тр , 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 | nТ | 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 | U НОМ | Тип трансформатора | ΔРхх, кВт | R Т , Ом | S обм , МВ·А | ΔРобм, кВт | ИΔ W тр , 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.