Электрические сети

 

Участок	S, МВА	I,А	F, мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP, МВт	DU, %
РП-1	32,75	172	240	0,12	1,33	0,405	4,46	0,118	0,92
1-2	30,72	161	240	0,12	1,09	0,405	3,65	0,085	0,88
2-3	6,98	91	185	0,162	2,59	0,412	6,59	0,064	0,79
3-6	8,34	44	120	0,249	0,99	0,427	1,71	0,006	0,13
6-5	3,3	17	120	0,249	3,24	0,427	5,55	0,003	0,12
5-4	29,96	79	185	0,162	0,81	0,412	2,06	0,06	0,44
4-РП	36,43	96	185	0,162	3,4	0,412	8,65	0,373	2,26
РП-Тэц	35,11	92	185	0,162	0,57	0,412	1,44	0,058	0,29

Общие потери мощности составляют:

DP_S=0,767 МВт;

Общая потеря напряжения от источника  до точки потокораздела 6:

DU_S=0,92+0,88+0,79+0,13=2,72%

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного и протяженного участка 4-РП. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 3.5. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 8.

          Таблица  8-Потеря напряжения в послеаварийном  режиме

DUРП-1, %	DU1-2, %	DU2-3, %	DU3-6, %	DU6-5, %	DU5-4, %	DUS,%
5,16	3,16	2,64	2,09	1,57	0,64	15,29

 

Потеря напряжения от источника  до наиболее удаленных точек в  послеаварийном режиме в кольцевой  части сети составляет ∆U_Σ=15,29 %, что меньше 16,02 %.

Номинальные мощности трансформаторов на всех подстанциях в этом варианте такие же, как в радиально-магистральной сети. Выбираем для всех подстанций те же трансформаторы, что и в предыдущем расчете радиально-магистральной сети.

 

4. Технико-экономическое  сравнение вариантов и выбор из них лучшего

 

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

, где

К – капиталовложения в строительство  сети;

И_р.о. – издержки на ремонт и обслуживание;

И_∆W – издержки на потери электроэнергии;

i – норматив приведения разновременных затрат, i=0,12.

 

Капитальные затраты определяются по формуле:

, где

К_ЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;

К_Т – капиталовложения в трансформаторы;

К_ОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;

К_ПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.

 

, где

К_уд – удельная стоимость ЛЭП;

L – длина линии;

n – количество цепей;

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

 

, где 

К_уд – стоимость трансформатора;

n_Т – количество трансформаторов;

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

 

, где 

К_яч – стоимость ячейки;

n_яч – количество ячеек;

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

 

Издержки на ремонт и  обслуживание определяются по формуле:

, где

– издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи;

 – издержки на ремонт  и обслуживание трансформаторов;

 – издержки на ремонт  и обслуживание открытых распределительных  устройств.

Издержки на потери электроэнергии определяются по формуле:

, где

  – издержки на потери  в линии,

 – время максимальных потерь,

с=1,5 руб/кВт ч;

 – издержки на потери  в трансформаторах, 

 – потери на холостой  ход в трансформаторе,

  – потери в обмотках.

 

4.1 Радиально-магистральная  сеть

 

Рассчитываем капиталовложения в  ВЛ для участка РП-1. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и  материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка РП-1 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.), после 66. Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для участка РП-1 определятся:

 тыс. руб.

Аналогично определяем капитальные  затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 9.

      Таблица 9. Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Участок	L, км	Uном,  кВ	марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс. руб.
РП-Тэц	7	110	АС-185/29	2	66	33615
РП-5	20	110	АС-185/29	2	66	96043
5-4	5	110	АС-70/11	2	57	20737
РП-6	12	110	АС-120/19	2	57	49768
6-3	4	110	АС-70/11	2	57	16589
РП-1	11	110	АС-120/19	2	57	45621
1-2	9	110	АС-95/16	2	57	37326
Итого:						299698

 

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТДН-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:

тыс. руб.

Аналогично определяем капитальные  затраты на трансформаторы остальных  подстанций сети, результаты расчета  заносим в таблицу 10

 

Таблица 10. Капитальные вложения в  трансформаторы радиально-магистральной  сети

ПС	Uном, кВ	nТ	SТ ном, кВА	Куд, тыс.руб.	КТ, тыс.руб.
1	110/10	2	6300	136	9895
2	110/6	2	10000	148	10768
3	110/10	2	6300	136	9895
4	110/6	2	6300	136	9895
5	110/10	2	16000	172	12515
6	110/10	2	6300	136	9895
Итого:					62865

 

Рассчитываем капиталовложения в  ОРУ подстанции 1 (количество ячеек  считаем по рис. 2.7):

тыс. руб.

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ остальных подстанций, а также РП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 11.

 

Таблица 11. Капитальные вложения в  ОРУ радиально-магистральной сети

ПС	Uном, кВ	nяч	Кяч, тыс.руб.	КОРУ, тыс.руб.
1	110	7	90	22919
2	110	2	90	6548
3	110	2	90	6548
4	110	2	90	6548
5	110	7	90	22919
6	110	7	90	22919
РП	110	8	90	26194
ТЭЦ	110	2	90	6548
Итого:				121145

 

Рассчитываем постоянную часть  затрат по подстанциям, исходя из схемы  подстанции на стороне ВН, высшего  и низшего напряжения. На всех подстанциях  напряжение 110/10. На подстанциях 5, 6, 1 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (110/6) на 1991 г. составляла 360 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для подстанций 1, 2, 3, 4, 5 составит:

тыс. руб.

На всех подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой  подстанции на 1991 составляла 490 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для каждой подстанции 4, 3, 2 составит:

тыс. руб.

Общая постоянная часть затрат составит:

 тыс. руб.

 

Найдем общие капитальные затраты:

тыс. руб.

 

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

тыс. руб.

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

 тыс. руб. 

 

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

ч.

Издержки на потери в линии:

тыс. руб.

 

Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1.

 кВт и R_Т=14,7 Ом  берем из паспортных данных трансформатора типа ТДН-6300/110.

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:

тыс. руб.

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах  для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в   таблицу 12.

                                  Таблица 12. Издержки на потери  в трансформаторах

ПС	Uном, кВ	тип  тр-ра	∆Рхх, кВт	RТ, Ом	Sобм, МВА	∆Робм, кВт	И∆WТ, тыс. руб.
1	110	ТДН-6300/110	11,5	14,7	2,04	0,51	304
2	110	ТДН-10000/110	14	7,95	13,38	11,76	420
3	110	ТДН-6300/110	11,5	14,7	9,27	10,44	349
4	110	ТДН-6300/110	11,5	14,7	6,47	5,09	325
5	110	ТДН-16000/110	19	4,38	27,69	27,75	623
6	110	ТДН-6300/110	11,5	14,7	10,69	13,88	364
Итого:							2386