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;
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 |
|||||
