Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

РЕФЕРАТ

Выполнено учебное проектирование сети для электроснабжения промышленного района.

Целью проектирования являлась разработка рациональной электропитающей сети, обеспечивающей надежность и экономичность электроснабжения потребителей и качество электроэнергии. Эта цель достигалась на основе принципов вариантного проектирования и оптимизации параметров воздушных линий электропередачи и трансформаторных подстанций: конфигурации и схемы сети, номинального напряжения, сечений проводов, числа и мощности трансформаторов.

Выбор наилучшего варианта из трех конкурентоспособных осуществлен согласно действующим методическим рекомендациям. Для признанной наилучшей радиально-магистральной сети 110 кВ выполнены: уточненный расчет основных электрических режимов, проверка достаточности регулировочного диапазона устройств РПН трансформаторов, уточнение баланса мощности и расстановки компенсирующих устройств, укрупненный расчет себестоимости передачи электроэнергии.

Ключевые слова: электропитающая сеть, надежность и экономичность электроснабжения, качество электроэнергии, вариантное проектирование, оптимизация параметров элементов сети, расчет режимных параметров, баланс мощности, компенсирующие устройства, себестоимость передачи электроэнергии.

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на проектирование

Введение

.        Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств

.        Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта

.1      Порядок составления вариантов

.2      Электрические схемы подстанций

.3      Методика выбора конкурентоспособных вариантов

.4      Составление вариантов схемы сети и выбор конкурентоспособных

         Предварительный расчет трех отобранных вариантов

.1      Вариант радиально-магистральной сети

.2      Вариант кольцевой сети

.3      Комбинированная сеть

         Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

.1      Вариант радиально-магистральной сети

.2      Вариант кольцевой сети

.3      Вариант комбинированной сети

         Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего

.1      Вариант радиально-магистральной сети

.2      Вариант кольцевой сети

.3      Вариант комбинированной сети

         Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта

.1      Определение зарядных мощностей ВЛ

.2      Определение расчетных нагрузок подстанций в режиме наибольших нагрузок

.3      Расчет режима наибольших нагрузок

.4      Уточненный расчет послеаварийного режима

         Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов

.1      Нормальный режим наибольших нагрузок

.2      Послеаварийные режимы

         Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электроэнергии

.1      Уточнение баланса мощности

.2      Определение себестоимости передачи электроэнергии

Заключение

Список литературы

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Спроектировать сеть для электроснабжения 6 потребителей. Взаимное расположение потребителей и источника питания (районная понизительная подстанция) показано на рисунке.

 

Масштаб 1: 1000000

Сведения о потребителях
№	Р, МВт	Cos φ	Uн ном, кВ
1	22,2	0,73	10
2	24,5	0,63	10
3	23,1	0,72	10
4	10,8	0,62	10
5	14,8	0,56	10
6	18,4	0,58	10
Состав по категориям
№	I, %	II, %	III, %
1	0	10	90
2	25	35	40
3	20	20	60
4	10	25	65
5	20	30	50
6	0	20	80

Коэффициент мощности энергосистемы Cos φ_c = 0,9

Число часов использования максисмума: Т_ИМ = 6300

Считать, что РПП имеет неограниченную мощность, и что на ней имеются шины с напряжениями 35кВ, 110кВ и 220кВ. причем во всех режимах на них поддерживается напряжение, равное 1,01от номинального.

Выполнить следующие расчеты:

.        Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.

.        Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.

.        Предварительный расчет трех отобранных вариантов.

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

.        Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

.        Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта.

.        Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

.Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи эл. энергии.

В графической части представить:

.        Рассматриваемые варианты конфигурации сети.

.        Схему замещения сети.

.        Однолинейную схему сети.

ВВЕДЕНИЕ

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Основное назначение электрических сетей - это присоединение электроприемников и потребителей к источникам питания.

Распределительными называются сети, к которым непосредственно присоединяются электроприемники. Остальные сети следует относить к питающим.

Объектом проектирования являются питающие сети, служащие для электроснабжения промышленного района.

Проектирование является творческим процессом разработки проекта, реализация которого приведет к созданию нового технического объекта либо к развитию существующего. Проектирование является важнейшим видом инженерной деятельности, так как от качества проекта зависят технико-экономические показатели работы построенного по нему объекта. Курсовое проектирование электрической сети способствует подготовке будущих инженеров-электриков к этому виду деятельности, выработке умений и навыков творчества.

Расчеты рабочих режимов постоянно выполняются и в процессе эксплуатации электрической сети с целью установления соответствия токов в отдельных элементах и напряжений в узлах сети допустимым значениям и поддержания экономичности работы сети путем оптимизации параметров ее элементов и параметров ее рабочих режимов. Следовательно, курсовое проектирование способствует подготовке и к эксплуатационной деятельности.

1.РАСЧЕТ БАЛАНСА МОЩНОСТИ И РАССТАНОВКА КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Определяем полную мощность S_i каждого потребителя

_i = Р_i / сosφ_i , (1.1)

где Р_i - заданная активная мощность i-го потребителя, МВт; сosφ_i - заданный коэффициент активной мощности:

₁ = 22,2 / 0,73 = 30,41 МВ·А.

Результаты расчетов для остальных потребителей помещаем в табл.1.

Прогнозируемые потери активной мощности в линиях электропередачи и трансформаторах потребителей ΔΡ_i принимаем равными 5% от потребляемой активной мощности [1]

ΔΡ_i = 0,05Ρ_i . (1.2)

ΔΡ₁ = 0,05 · 22,2 = 1,11 МВт.

Результаты расчетов для остальных потребителей помещаем в табл.1.

Находим реактивную мощность i-го потребителя

Q_i = Ρ_i tgφ_i = Ρ_i tg (arc cosφ_i ), (1.3)

где tgφ_i - коэффициент реактивной мощности:

Q₁ = 22,2 · tg(arc cos 0,73) = 22,2 · 0,936 = 20,78 Мвар.

Результаты для остальных потребителей помещены в табл.1.

Зарядную мощность линий, а также потери реактивной мощности в них не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей ΔQ_тр.i принимаем равными 6% от полной их мощности

ΔQ_тр.i = 0,06S_i : (1.4)

ΔQ _тр.1 = 0,06S₁ = 0,06·30,41 = 1,82 МВар.

Результаты остальных расчетов помещаем в табл.1.

Общую активную мощность всех потребителей в часы максимума или требуемую ими активную мощность, покрываемую энергосистемой (районной понизительной подстанции - РПП), определяем суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь в сетях:

Ρ_Σ = Ρ_треб = Σ(Ρ_i + ΔΡ_i).

По данным табл. 1 получаем Ρ_треб = 119,50 МВт.

Общую требуемую реактивную мощность определяем суммированием соответствующих мощностей потребителей и потерь в трансформаторах

_Σ = Q_треб =Σ(Q_i +ΔQ_тр.i). (1.6)

По данным табл. 1 получаем Q_треб = 145,27 МВар.

Определяем располагаемую реактивную мощность энергосистемы

_расп = Ρ_Σ tgφ_c = Ρ_Σ tg(arc cosφ_c): (1.7)_расп = 119,50 ·tg (arс cos 0,9) = 57,88 МВар.

Располагаемая реактивная мощность меньше требуемой, следовательно, имеется дефицит реактивной мощности и необходима установка компенсирующих устройств (КУ) на стороне 10 кВ подстанций потребителей. При этом общая мощность КУ

_КУ =Q_деф = Q_треб - Q_расп = 145,27 - 57,88 = 87,39 Мвар.

Мощность КУ, устанавливаемых на i-й подстанции, определяем по выражению

_ку.i = Q_i + ΔQ_тр.i - (Ρ_i+ΔΡ_i)tg (arc cosφ_c): (1.8)

Q_ку.1 = 20,78 + 1.82 - (22,2 + 1,11) tg(arc cos 0,9) = 11,31 Мвар.

Результаты расчета для остальных подстанций помещаем в табл. 1.

Если требуемая мощность Q_ку.i превышает 10 МВар, то используют синхронные компенсаторы, а если не превышает, то применяют батареи статических конденсаторов.

По единичной мощности Q_ед компенсирующих устройств находим их количество, устанавливаемое у i-го потребителя:

_ку.i = Q_ку.i / Q_ед. (1.9)

У потребителей 1, 3 и 5 устанавливаем синхронные компенсаторы типа КС-10 000-10,5, номинальные параметры которых S_ном = 10 МВар, U_ном = 10,5 кВ, а у потребителей 2 и 6 - синхронные компенсаторы типа КС-16 000-11, имеющие S_ном = 16 Мвар и U_ном = 11 кВ.

Кроме того, в качестве недостающих КУ у этих потребителей, а также основных КУ у потребителя 4 применяем конденсаторные установки типа ККУ - 10 - 1 единичной мощностью 0,33 Мвар [2].

Количество таких КУ, устанавливаемых у потребителей

_ку.i = (Q_ку.i - Q_{кс. ном}) /Q _ед : (1.10)

Таблица 1 - Баланс активной и реактивной мощности

Потребитель	1	2	3	4	5	6	Итого
Si,МВ · А	30,41	38,89	32,08	17,42	26,43	31,72
Ρi, МВт	22,2	24,5	23,1	10,8	14,8	18,4	119,50
ΔΡi, МВт	1,11	1,23	1,16	0,54	0,74	0,92
Qi, МВар	20,78	30,20	22,27	13,67	21,90	25,84	145,27
ΔQтр.i, МВар	1,82	2,33	1,92	1,05	1,59	1,90
Qку, МВар	11,31	20,07	12,44	9,23	15,96	18,38	87,39
nку:
Qґi, Мвар	9,46	9,91	9,63	4,43	5,96	7,53	46,92

 _ку.1 = (11,31 - 10) / 0,33 = 4шт.

Результаты выбора (расстановки компенсирующих устройств) приведены в табл.1.

Общая мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях потребителей равна

_ку.Σ = 3 · 10 + 2 · 16 +78 · 0,33 = 87,74 МВар.

Определяем нескомпенсированную (потребляемую из энергосистемы) реактивную мощность i-го потребителя

_iґ= Q_i - Σ(n_ку.i Q_ед.i): (1.11)₁ґ = 20,78 - (1· 10 + 4·0,33) = 9,46 Мвар.

Результаты расчетов Q_iґ для остальных потребителей помещены в табл.1.

Проверим расчет баланса реактивной мощности. Для этого определяем новое значение требуемой потребителями от энергосистемы реактивной мощности и сравниваем его со значением располагаемой реактивной мощности:

Qґ_треб = ΣQ_iґ+ ΣQ_тр.i = 46,92 + 10,61 = 57,53 = Q_расп = 57,88 МВар.

Как видим, баланс реактивной мощности практически сошелся. Незначительное расхождение вызвано округлением количества конденсаторных установок до ближайшего целого числа. Следовательно, все расчеты, результаты которых приведены в табл. 1, сделаны правильно.

2. СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ С АНАЛИЗОМ КАЖДОГО ВАРИАНТА

.1 Порядок составления вариантов

Электрическая сеть должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ [3] потребители I и II категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. Независимыми источниками считаются разные секции шин распределительных устройств электростанций или подстанций, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций. Следовательно, районная питающая подстанция (РПП) имеет независимые секции шин с напряжениями 35, 110 и 220 кВ.

Для питания потребителей I категории применяют резервированные схемы сетей с автоматическим включением резерва (АВР). Питание потребителей II категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным, то есть резервный источник включается обслуживающим персоналом. Питание потребителей III категории может осуществляться по нерезервированной схеме. Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе схемы сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

)        разомкнутые нерезервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

)        разомкнутые резервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;

)        замкнутые резервированные сети (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

При составлении вариантов конфигурации сети используем следующий алгоритм.

.        Составляется наиболее простой вариант радиально-магистральной сети, где все линии прокладываются в двух- или одноцепном исполнении по кратчайшим трассам.

.        Полученный вариант анализируется с точки зрения его возможных недостатков, и составляются следующие варианты, в которых эти недостатки в той или иной мере устраняются. При этом схема сети может оставаться как чисто радиально-магистральной, так и становиться смешанной, т.е. содержать кольцевые участки.

.        Составляется вариант кольцевой сети, где все или большинство потребителей объединяется в кольцо.

.        Этот вариант также анализируется, и все следующие варианты составляются с целью устранения его недостатков. При этом также не исключено, что могут вновь появиться какие-то радиально-магистральные участки.

.2 Электрические схемы подстанций

Трансформаторные подстанции являются неотъемлемой частью любой электрической сети. Поэтому выбранная схема влияет и на выбор схем подстанций.

Схема электрических соединений подстанций потребителей на стороне высшего напряжения определяется категорией потребителей по надежности электроснабжения, а также местом и ролью подстанции в электрической сети. Выбор схем подстанций осуществляют из существующих унифицированных типовых схем [4], с учетом того, что сейчас рекомендуется выполнять все подстанции с выключателями, а не по упрощенной схеме с отделителями и короткозамыкателями.

Если подстанция тупиковая (т.е. находится в конце радиальной или магистральной сети) и питает только потребителей III категории, то она выполняется по схеме блока «одноцепная линия - трансформатор»; при питании потребителей I и II категории подстанция выполняется по схеме «двойного блока с автоматической перемычкой со стороны трансформаторов» (двухцепная линия и два трансформатора - рис. П.1).

Остальные подстанции, подключенные к радиально-магистральной линии, являются проходными. Для проходных подстанций с двухцепными линиями применяется схема «двойного блока с автоматической перемычкой стороны линий». Кроме того, при повреждении любого участка любой цепи он должен отключаться с двух сторон. Для этого на каждом узле ответвления от линии к трансформатору необходима установка двух секционирующих выключателей (рис. П.2).

В магистральных линиях с двухсторонним питанием, а также в кольцевых линиях при повреждении любого участка он должен отключаться с двух сторон. Такую функцию выполняет проходная подстанция по схеме «мостика с неавтоматической перемычкой». Перемычка из двух разъединителей позволяет при выводе в ремонт выключателя сохранить кольцо в разомкнутом состоянии, а также поочередно ремонтировать разъединители (рис. П.3).

При числе присоединений на стороне высшего напряжения более четырех подстанция становится узловой. При этом возможно использование схемы подстанции, имеющей одну рабочую систему шин, секционированную выключателем, и обходную, с выключателями во всех присоединениях (рис. П.4).

2.3 Методика выбора конкурентоспособных вариантов схемы сети

Все составленные варианты делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые (в основном) схемы и смешанные. Для каждой подстанции в соответствии с п. 2.2 определяется схема электрических соединений. Затем внутри каждой группы по критериям, не требующим больших трудозатрат, выбирается наиболее конкурентоспособный вариант. В качестве таких критериев можно использовать, например, общую длину линий «в одноцепном исчислении» и общее количество выключателей [1]. Термин «в одноцепном исчислении» означает, что при суммировании длин воздушных линий (ВЛ) длина одноцепных ВЛ входит в сумму, как она есть, а длина двухцепных умножается на соответствующий коэффициент k = 1,5, отражающий их большую стоимость. Следовательно, первым частным критерием для сравнения вариантов схемы сети является общая длина линий L_Σ в одноцепном исчислении

_Σ = ΣL₁ +kΣL₂, (2.1)

где ΣL₁,ΣL₂ - соответственно длина всех одноцепных и всех двухцепных линий в данном варианте.

Второй частный критерий N_Σ складывается из выключателей на РПП (по одному выключателю на каждую цепь отходящих линий) и выключателей на подстанциях потребителей (в зависимости от их схем электрических соединений).

Что касается трансформаторов на подстанциях потребителей, то если во всех вариантах одной группы предполагается использовать одинаковые трансформаторы, при сравнении вариантов их также не учитывают. Если же трансформаторы разные, например когда в части вариантов одной группы сеть состоит из участков с разными номинальными напряжениями, и для связи между ними будут использоваться трехобмоточные трансформаторы. То при сравнении вариантов этой группы отличия в стоимости трансформаторов следует учесть.

Далее для выбора наиболее конкурентоспособного варианта необходимо все частные критерии привести к какому-либо одному, например к длине одноцепной ВЛ. Для этого по справочным данным определяют, что стоимость одного выключателя примерно равна стоимости 4 км одноцепной ВЛ. Аналогично к километрах линии можно выразить и дополнительные капитальные вложения в трехобмоточные трансформаторы. В результате каждый вариант схемы сети оценивается единственным критерием Lґ_Σ - приведенной длиной линий в одноцепном исчислении

ґ_Σ =ΣL₁ + 1,5ΣL₂ + 4N_Σ . (2.2)

При необходимости в критерий (2.2) включают приведенную длину линий L_{у. тр.}, стоимость которой равна дополнительным капитальным вложениям в трехобмоточные трансформаторы ΔК_тр:

L_{у. тр} = ΔΚ_тр / Κ_1км, (2.3)

где Κ_1км - стоимость 1 км одноцепной ВЛ.

Затем по критерию приведенной длины линий выбирают лучший вариант из каждой группы, т.е. имеющий наименьшее значение Lґ_Σ (а значит и наиболее дешевый). Таким образом, из всех рассмотренных вариантов для дальнейшего расчета остаются три наиболее конкурентоспособных: один с радиально-магистральной схемой линий, один с кольцевой и один со смешанной.

На рассматриваемом этапе выбора конкурентоспособных вариантов схемы сети ее номинальное напряжение еще не определено, поэтому во всех вариантах, принадлежащих к одной группе, его можно считать одним и тем же и при сравнении вариантов не учитывать.

2.4 Составление вариантов схемы сети и выбор конкурентоспособных

Географическое расположение источника питания и потребителей показано на рис. 2.1, на котором указаны расстояния между пунктами в километрах. В пунктах 2, 3, 4 и 5 имеются потребители I, II и III категории; в пунктах 1 и 6 - II и III категории по надежности электроснабжения.

Для обеспечения надежности электроснабжения (п. 2.1) все потребители должны питаться по резервированным схемам. Следовательно, все подстанции (ПС) должны быть двухтрансформаторными и в радиально-магистральных сетях питаться по двухцепным линиям электропередачи.

Составление вариантов начинаем с наиболее простых радиально-магистральных схем [1].

Вариант 1 (рис. 2.2) представляет собой радиально-магистральную сеть наименьшей суммарной длины. Подстанции 1, 2, 5 и 6 являются тупиковыми, ПС4 - проходной, а ПС3 - узловой.

Общая длина линий в одноцепном исчислении по формуле (2.1)

_Σ = kΣL₂ = 1,5 (20 + 26 + 31 + 46 + 20 + 14) = 235,5 км.

Общее количество выключателей N_Σ складывается из выключателей на РПП (по одному выключателю на каждую отходящую цепь) и выключателей на стороне высшего напряжения (ВН) подстанций потребителей.

Тупиковые двухтрансформаторные ПС имеют (см. Приложение) на стороне ВН 3 выключателя: по одному в цепи трансформаторов и один - в автоматической перемычке со стороны трансформаторов.

Проходная двухтрансформаторная ПС в сети с двухцепными линиями имеет в распределительном устройстве (РУ) ВН 7 выключателей: 6 на присоединениях (4 цепи линий и 2 трансформатора) и 1 секционирующий выключатель на системе шин.

Узловая двухтрансформаторная ПС имеет в РУ ВН 10 выключателей: 8 на присоединениях (6 цепей линий и 2 трансформатора) и 2 секционирующих выключателя на рабочей и обходной системе шин.

Всего выключателей в этом варианте

_Σ = 6·1+4·3+1·7+1·10 = 35 шт.

Приведенная длина линий в одноцепном исчислении по (2.2)

ґ_Σ = L_Σ + 4N_Σ = 235,5 + 4·35 = 375,5 км.

Найденные оценки этого и последующих вариантов указываем рядом с их схемами.

Основные недостатки варианта 1:

)наличие сложной и дорогой узловой ПСЗ;

)большая загруженность линии с головным участком РПП-3:

суммарный момент электрических нагрузок ее потребителей относительно источника питания

ΣΜ = ΣΡ_iL_i = 23,1·31+18,4·45+10,8·77+24,5·97 = 4752,2 МВт·км.

Это может вызвать увеличение сечений проводов или повышение номинального напряжения сети, т.е. существенное ее удорожание.

Вариант 2 нацелен на исключение узловой ПСЗ (замену ее на проходную) и разгрузку участка РПП-3 путем подключения ПС4 к ПС1.

Находим оценки этого варианта:

_Σ = 235,5 - 46·1,5 + 53·1,5 = 246,0 км;_Σ = 6·1 + 3·3 + 3·7 = 36 шт.ґ_Σ = 246,0 + 4·36 = 390 км.

Сравним суммарные моменты электрических нагрузок изменяющейся части сети, т.е. без участка РПП-5, в вариантах 1 и 2:

ΣΜ₁ = 4752,2 + 22,2·26 = 5329,4 МВт·км;

ΣΜ₂ = 23,1·31 + 18,4·45 + 22,2·26+10,8·79+24,5·99 = 5400,0 МВт·км.

Как видим, ΣΜ₂ возрос всего лишь на 1,3%, т.е. практически не изменился.

Недостатками варианта 2 по сравнению с вариантом 1 являются увеличение и L_Σ, и N_Σ.

Вариант 3 нацелен на уменьшение показателя N_Σ путем подключения ПС4 непосредственно к РПП.

Оценки варианта 3:

_Σ = 235,5 - 46·1,5 + 70·1,5 = 271,5 км;_Σ = 8·1 + 4·3 + 2·7 = 34 шт.;ґ_Σ = 271,5 + 4·34 = 407,5 км.

Вариант 3 имеет наилучший показатель N_Σ, но наихудшие показатели L_Σ и Lґ_Σ.

Составленные варианты 1-3 представляют собой радиально-магистральные резервированные схемы с двухцепными линиями и двухтрансформаторными ПС, и следовательно, имеют примерно одинаковый уровень надежности. Поэтому сравниваем их по результирующему показателю Lґ_Σ. Наименьшее значение Lґ_Σ имеет вариант 1, который и признается конкурентоспособным из группы разомкнутых резервированных схем.

Далее рассматриваем комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть - кольцевую.

Вариант 4 комбинированной сети имеет целью удешевить вариант 1 путем удешевления ПС4 и уменьшения суммарной длины линий путем объединения подстанций 3, 4 и 2 в кольцевую сеть с одноцепными линиями. Остальные линии остаются двухцепными, что помечено двумя черточками. ПС4 становится проходной в кольцевой сети (как и ПС2) и будет иметь в РУ ВН 4 выключателя (см. Приложение).

Находим оценочные показатели варианта:

_Σ = 1,5(26+31+14+20) + 46+20+54 = 256,5 км;_Σ = 6·1 + 3·3 + 2·4 + 1·10 = 33 шт.;ґ_Σ = 256,5 + 4·33 = 388,5 км.

По сравнению с вариантом 1 удалось улучшить лишь показатель N_Σ.

Вариант 5 нацелен на улучшение всех показателей варианта 4 путем объединения в кольцо подстанций 3, 4, 2 и 6. При этом удешевляется ПС3, так как она остается узловой, но с 6-ью присоединениями. Следовательно, у нее будет в РУ ВН 8 выключателей.

Показатели варианта:

_Σ = 1,5(26+31+20) + 46+20+58 + 14 = 253,5 км;_Σ = 6·1 + 2·3 + 3·4 + 1·8 = 32 шт.;ґ_Σ = 253,5 + 4·32 = 381,5 км.

Вариант 5 лучше варианта 4 по всем трем показателям. Они имеют и общий недостаток - строительство довольно протяженных дополнительных линий 2 - 3 и 2 - 6.

Вариант 6 дает надежду на улучшение хотя бы одного показателя L_Σ, т.к. он предлагает строительство более короткой линии 1 - 4 для объединения в кольцо подстанций 1, 4 и 3.

Показатели варианта 6:

L_Σ = 1,5(20+14+20) + 26+53+46+31 = 237,0 км;

N_Σ = 4·1 + 3·3 + 1·4 + 2·8 = 33 шт.;ґ_Σ = 237,0 + 4·33 = 369,0 км.

Вариант 6 оказался лучше вариантов 4 и 5 по показателям L_Σ и Lґ_Σ.

Однако целесообразно исследовать возможность создания и более короткого кольца со строительством более короткой линии.

Вариант 7 дает надежду на улучшение показателя L_Σ, т.к. он предлагает строительство более короткой линии 1 - 3 для объединения в кольцо подстанций 1 и 3.

Находим оценочные показатели варианта 7:

_Σ = 1,5(20+14+46+20) + 26+33+31 = 240,0 км;_Σ = 4·1 + 3·3 + 1·4 + 1·8+1·10 = 35 шт.;ґ_Σ = 240,0 + 4·35 = 380,0 км.

К сожалению, вариант 7 уступает варианту 6 по всем трем показателям.

Рассмотрим еще один вариант с кольцом из трех подстанций.

Вариант 8 имеет целью создание кольцевой части комбинированной сети из подстанций 3, 6 и 5 для удешевления ПС3.

В варианте 8 создается кольцо РПП-3-6-5-РПП. Здесь ПС3 остается узловой, но имеет на стороне ВН 6 присоединений, а следовательно 8, а не 10 выключателей.

Показатели варианта:

_Σ = 1,5(26+46+20) + 31+14+38+20 = 241,0 км;_Σ = 4·1 + 2·3 + 2·4 + 1·7 + 1·8 = 33 шт.;ґ_Σ = 241,0 + 4·33 = 373,0 км.

Вариант 8 уступает варианту 6 по показателям L_Σ и Lґ_Σ на 4 км и имеет одинаковый показатель N_Σ.

Вариант 9 имеет целью улучшить показатели варианта 8 путем создания кольца из четырех подстанций: РПП-1-3-6-5-РПП. В нем ПС3 будет узловой и иметь в РУ ВН 8 выключателей.

Находим оценочные показатели варианта:

_Σ = 1,5(46+20) + 26+33+14+38+20 = 230,0 км;_Σ = 2·1 + 1·3 + 3·4 + 1·7 +1·8 = 32 шт.;ґ_Σ = 230,0 + 4·32 = 358,0 км.

Вариант 9 действительно улучшил все показатели варианта 8.

Недостатком этого варианта являются наличие дорогой узловой ПС3.

Вариант 10 комбинированной сети имеет целью удешевить ПС3 путем включения в кольцо варианта 9 и подстанции 4. Для этого целесообразнее построить не линию 4-6, а более короткую линию 1-4. При этом дополнительно исключается более длинная линия 1-3, а не короткая линия 3-6.

Показатели варианта 10:

_Σ = 1,5·20 + 26+53+46+14+38+20 = 227,0 км;_Σ = 2·1 + 4·4 + 1·3 + 1·8 = 29 шт.;ґ_Σ = 227,0 + 4·29 = 343,0 км.

Таким образом, вариант 10 имеет самые лучшие оценки по трем показателям L_Σ, N_Σ, Lґ_Σ из вариантов 4-10. Следовательно, вариант 10 признается конкурентоспособным из группы комбинированных схем.

Вариант 11 кольцевой сети получаем из варианта 10 путем строительства линии 2-3, исключения линии 4-3 и преобразования линии 4-2 в одноцепную.

Показатели варианта 11:

_Σ = 26+53+20+54 + 14+38+20 = 225,0 км;

N_Σ = 2·1 + 6·4 = 26 шт.;ґ_Σ = 225,0 + 4·26 = 329,0 км.

Среди рассмотренных 11 вариантов схем кольцевая сеть имеет наилучшие оценки по всем трем показателям, по которым она является несомненно конкурентоспособной.

Итак, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем выполнять для конкурентоспособных вариантов сети 1, 10 и 11.

3. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ТРЕХ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ

Целью расчета является получение необходимых данных для технико-экономического сравнения отобранных вариантов сети и выбора из них лучшего.

В расчете делается приближенный (без учета потерь мощности) расчет потокораспределения, выбираются номинальное напряжение и сечения проводов линий; выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются также общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы открытых распределительных устройств (ОРУ) на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.

.1      Вариант радиально-магистральной сети

Расчетная схема сети составлена с использованием рисунков 2.2, 2.1 и табл.1 и приведена на рис. 3.1. на ней указаны нагрузки потребителей и длины участков.

Рис. 3.1- Расчетная схема варианта 1

Расчет потокораспределения

Расчет токораспределения радиально-магистральной линии делаем по первому закону Кирхгофа, двигаясь по схеме от наиболее удаленных потребителей к источнику питания.

Поток мощности на участке 4-2 равен мощности потребителя 2:

_4-2 = ₂ = 24,5 + j 9,91 МВ·А.

Полная мощность участка 4-2

_4-2 =  = 26,43 МВ ·А.

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

_3-4 = _4-2 + ₄ = (24,5+j 9,91) +(10,8+j 4,43) = 35,3 + j 14,34 МВ·А.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчетов помещаем в табл. 3.1, а также наносим на расчетную схему.

Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения и выбор напряжения для варианта 1

Участок	L, км	Ρ, МВт	Q, Мвар	S, МВ·А	U',кВ	Uном, кВ
РПП-1	26	22,2	9,46	24,13	63,96	110
РПП-3	31	76,8	31,50	83,01	110,95	110
3-4	46	35,3	14,34	38,10	80,97	110
4-2	20	24,5	9,91	26,43	66,07	110
3-6	14	18,4	7,53	19,88	57,03	110
РПП-5	20	14,8	5,96	15,95	52,50	110

Выбор номинальных напряжений линий

Технически приемлемое напряжение U' на участке РПП-1 определяем по формуле Илларионова [1]

' = 1000/, кВ, (3.1)

где L - длина линии, км; Рц - активная мощность, приходящаяся на одну цепь, МВт:

U' = 1000/ = 63,96 кВ.

Принимаем ближайшее стандартное значение U_ном = 110 кВ.

По формуле (3.1) выполняем расчеты для остальных участков и их результаты помещаем в табл. 3.1.

Выбор сечения проводов линий

Сечения проводов линий будем выбирать по методу экономических интервалов [2]. Согласно этому методу построим номограммы границ экономических интервалов, считая, что район сооружения сети относится к III району по гололеду и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линий и активные погонные сопротивления для различных сечений приведены в табл. 3.2. Они взяты из [2, табл. 6.99] с учетом коэффициента удорожания k_уд = 45 и из [6, табл. I.1].

Таблица 3.2 - Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии Uном = 110 кВ	Стоимость сооружения Κoi, тыс. руб./км, с проводами
	АС70/11	АС95/16	АС120/19	АС150/24	АС185/29	АС240/32
Одноцепная	657,0	643,5	589,5	594,0	621,0	679,5
Двухцепная	963,0	945,0	918,0	999,0	1062,0	1125,0
Погонное сопротивление roi, Ом/км	0,429	0,306	0,249	0,198	0,162	0,121

Согласно табл. 3.2 стоимость сооружения линий с проводами АС70/11 и АС95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Следовательно, при указанных ценах сечения 70 мм² и 95 мм² экономически невыгодны. Поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

Найдем наибольшее значение параметра

 = , (кВт/руб.)^1/2, (3.2)

где Е - коэффициент эффективности капитальных вложений, о.е.;  - норма отчислений на амортизацию и обслуживание, о.е.; с_э - стоимость потерь электроэнергии, руб./(кВт·ч); - время максимальных потерь, ч.

Примем наибольшие значения величин, стоящих в числителе выражения (3.2), и наименьшие значения величин, стоящих в знаменателе: Е_нб = 0,5;  = 0,028 [2, табл. 6.32]; с_э = 1,2 руб./(кВт·ч); = 1000 ч. При этом по выражению (3.2) находим:

 =  = 12·10^-3 (кВт/руб.)^1/2.

Находим граничный ток для первой пары рассматриваемых сечений F_i = 120 мм² и F_i+1 = 150 мм² на одноцепной линии 110 кВ по формуле (4.7) [1]

I_{гр i/i+1} = : (3.3)

I_{гр 120/150} =   = ·12·10^-3 = 112,7 А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений находим аналогично и заносим их значения в табл. 3.3.

Таблица 3.3 - Граничные токи между сечениями

Пары сечений	120/150	150/185	185/240	150/240	120/240
Одноцепная 110 кВ	112,7	328,6	453,3
Двухцепная 110 кВ	478,2	502,0	470,4	485,4	482,6

Согласно табл. 3.3 для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185/240 мм² получился меньше, чем для пары сечений 150/185 мм². Это означает, что сечение 185 мм² экономического интервала не имеет. Поэтому находим граничный ток для пары 150/240 мм². Он отличается от тока для пары сечений 120/150 мм² всего лишь на 485,4 - 478,2 = 7,2 А. Следовательно, сектор между соответствующими граничными прямыми очень мал, т.е. можно считать, что экономический интервал для сечения 150 мм² практически отсутствует. Поэтому находим граничный ток для пары сечений 120/240 мм².

Итак, при данной стоимости сооружения линий для одноцепных линий 110 кВ экономически выгодными могут быть сечения 120, 150, 185 и 240 мм², а для двухцепных линий 110 кВ - сечения 120 и 240 мм². На рис. 3.2 приведены номограммы экономических интервалов, построенные по граничным точкам (в плоскости с осями координат  и I_{гр i/i +1}) согласно табл. 3.3.

Для выбора сечений проводов по номограммам нужно определить значение параметра  и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

По назначению числа часов использования максимума Т_и.м = 6300 ч находим по [2, рис. 6.1] время максимальных потерь  Приемлемый срок окупаемости примем равным Т_ок = 3 года, тогда Е = 1/Т_ок = 1/3 = 0,33. Примем, как и ранее, с_э = 1,7 руб./(кВт·ч).

Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ

Рис. 3.2 - Номограммы экономических интервалов

По формуле (3.2) определяем

  =  = 4,0· 10^-3 (кВт / руб.)^1/2.

Определяем наибольший ток в одной цепи линии РПП-1:

I_НБ = S_РПП-1/  U_ном n_ц) = 24,13·10^-3/(·110·2) = 63,4 А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ (рис. 3.2) находим что при  = 4,0·10^-3 ток 63,4 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм². Поэтому выбираем провод марки АС120/19.

Аналогично выбираем сечения проводов для других линий и их участков. Результаты выбора заносим в табл. 3.4.

Таблица 3.4 - Выбранные сечения проводов и некоторые параметры линий

Участок	S, МВ·А	I, А	F, мм2	rо, Ом/км	R, Ом	хо, Ом/км	X, Ом	ΔP,МВт	ΔU, кВ
РПП-1	24,13	63,4	120	0,249	3,24	0,427	5,55	0,16	1,13
РПП-3	83,01	218,1	240	0,121	1,88	0,405	6,28	1,07	3,11
3-4	38,10	100,1	120	0,249	5,73	0,427	9,82	0,69	3,12
4-2	26,43	69,4	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,14	0,94
3-6	19,88	52,2	120	0,249	1,74	0,427	2,99	0,06	0,50
РПП-5	15,95	41,9	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,05	0,57

Проверка выбранного сечения по техническим ограничениям

В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится. При этом наибольшие токи I_п/ав будут составлять: для провода АС120/19 - на участке 3-4 I_п/ав = 100,1·2 = 200,2 А; для провода АС240/32 - I_п/ав = 218,1·2 = 436,2 А. Эти токи меньше длительно допустимых токов - соответственно равных 390 А и 605 А [2, табл. 6.54.А]. Следовательно, ограничение по допустимому нагреву проводов выполняется.

Минимальное сечение провода, допустимое по условию потерь энергии на коронный разряд, для напряжения 110 кВ равно 70 мм². Выбранные провода удовлетворяют этому условию.

Определение некоторых параметров проектируемой сети

Активные R и реактивные X сопротивления линий определяются по формулам [1]:

R = r_oL / n_ц, Ом; X = x_oL/ n_ц , Ом, (3.4)

где r_o и x_o - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; L и n_ц - длина участка, км, и количество цепей.

Для участка РПП-1 с проводом АС120/19 длиной L = 26 км:

r_o = 0,249 Ом/км берем из табл. 3.2, а x_o = 0,427 Ом/км - из [6, табл.I.1].

Вычисляем по (3.4):

R_РПП-1 = 0,249·26/2 = 3,24 Ом; X_РПП-1 = 0,427·26/2 = 5,55 Ом.

Для остальных участков результаты вычислений заносим в табл. 3.4.

Приближенный расчет некоторых параметров режима

Потери активной мощности определяются сначала по участкам по формуле [1]

ΔΡ = (S²/U²_ном)R, МВт: (3.5)

для участка РПП-1 вычисляем по формуле (3.5)

ΔΡ_РПП-1= (24,13² /110²) 3,24 = 0,16 МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме определяем также сначала по участкам по формуле [1]

ΔU = (ΡR +QX)/U_ном, кВ: (3.6)

Для участка РПП-1 по формуле (3.6) находим, используя табл. 3.1,

ΔU_РПП-1 = (22,2·3,24 + 9,46·5,55)/110 = 1,13 кВ.

Результаты аналогичных расчетов для остальных участков занесены в табл. 3.4.

Суммированием по всем участкам находим общие потери мощности

ΔΡ_Σ = 0,16 + 1,07 + 0,69 + 0,14 +0,06 + 0,05 = 2,17 МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных подстанций:

ΔU_РПП-6 = ΔU_РПП-3 + ΔU_3-6 = 3,11 + 0,50 = 3,61 кВ;

ΔU_РПП-2 = 3,11 + 3,12 + 0,94 = 7,17 кВ.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в 2 раза, поэтому также в 2 раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Тогда общая потеря напряжения в послеаварийном режиме будет равна:

в магистрали РПП-6:

ΔU'_РПП-6 = 2·ΔU_РПП-3+ ΔU_3-6 = 2·3,11+0,50 = 6,72 кВ;

в магистрали РПП-2:

ΔU'_РПП-2 = ΔU_РПП-3 + 2·ΔU_3-4 + ΔU_4-2 = 3,11 + 2·3,12 + 0,94 = 10,29 кВ.

Согласно [2, табл. 6.47] пределы регулирования напряжения трансформаторов 110 кВ с устройствами РПН мощностью 6,3 МВ·А и более составляют ± 9·1,78 = ± 16,02%.

Наибольшие потери напряжения до наиболее удаленных подстанций, выраженные в % от U_ном = 110 кВ, равна:

в нормальном режиме: ΔU_норм = 7,17·100/110 = 6,52 %;

в послеаварийном режиме ΔU_п/ав = 10,29· 100/110 = 9,35 %.

Получили, что положительный регулировочный диапазон превышает наибольшие потери напряжения как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Следовательно, регулировочный диапазон трансформаторов 110 кВ с РПН достаточен для компенсации потерь напряжения в линиях 110 кВ.

3.2    Вариант кольцевой сети

Расчетная схема варианта 11 кольцевой сети приведена на рис. 3.3. Эта схема получена условным «разрезанием» источника питания на два (РПП1 и РПП2) и разворачиванием кольца; при этом кольцевая сеть превращена в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рис. 3.3 - Расчетная схема варианта 11

Расчет потокораспределения начинаем с первого головного участка РПП1-1 по формуле [1]

_гол = (Σ_il_i )/L_Σ, (3.7)

где _гол = Ρ_гол + jQ_гол - поток мощности на головном участке;

_i = Ρ_i+jQ_i - i-я нагрузка; L_i - расстояние от места подключения i - й нагрузки до источника, противоположного рассматриваемому головному участку; L_Σ - общая длина кольцевой линии. При расчете потоки активной и реактивной мощности рассчитываем отдельно:

Ρ_РПП1-1=(14,8·20+18,4·58+23,1·72+24,5·126+10,8·146+22,2·199)/225=53,81 МВт;_РПП1-1=(5,96·20+7,53·58+9,63·72+9,91·126+4,43·146+9,46·199)/225=22,34 Мвар.

_1-4 = _РПП1-1 - ₁ = (53,81+j22,34) - (22,2+j9,46) = 31,61+j12,88 МВ·А.

Потоки мощности на остальных участках находим аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. 3.5.

Для проверки найдем по формуле (3.7) потоки мощности на головном участке РПП2-5:

Ρ_РПП2-5=(22,2·26+10,8·79+24,5·99+23,1·153+18,4·167+14,8·205)/225= 59,99 МВт;

Q_РПП2-5=(9,46·26+4,43·79+9,91·99+9,63·153+7,53·167+5,96·205)/225=24,58 Мвар.

Найденные потоки мощности по выражению (3.7) совпадают с соответствующими значениями, определенными по первому закону Кирхгофа (см. табл.3.5).

Таблица 3.5 - Расчет потокоопределения и выбор напряжения варианта 11

Участок	L, км	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВ·А	U', кВ	Uном, кВ
РПП1-1	26	53,81	22,34	58,28	123,38	220
1-4	53	31,61	12,88	34,13	106,29	220
4-2	20	20,81	8,45	22,46	83,01	220
2-3	54	3,69	1,46	3,97	38,16	220
3-6	14	26,79	11,09	28,99	88,03	220
6-5	38	45,19	18,62	48,88	120,84	220
РПП2-5	20	59,99	24,58	64,83	122,47	220

При расчете потокораспределения для участка 2-3 имели:

_2-3 = _4-2 - ₂ = (20,81 +j8,45) - (24,5 + j9,91) = - (3,69+j1,46) МВ·А.

Знак « - » показывает, что мощность 2 - 3 имеет противоположное направление и течет от узла 3 к узлу 2, что и показано на рис. 3.3. Как видно из рис. 3.3, потребитель в узле 2 получает питание с двух сторон как активной, так и реактивной мощностью. Поэтому узел 2 является точкой потокораздела как для активных (зачерненный треугольник), так и для реактивных (светлый треугольник) мощностей [2].

Целесообразную величину напряжения находим по формуле (3.1) для участков сети (одноцепных линий) и заносим в табл. 3.5. Принимаем для всей кольцевой сети U_ном = 220 кВ. В нормальном режиме она функционирует как две радиальные линии РПП1-2 и РПП2-2, «разделенные» точкой 2 потокораздела. При этом участок 3-2 является малозагруженным. С учетом этого, наиболее протяженной является линия РПП1-2 длиной 99 км и с передаваемой мощностью более 50 МВт на одну цепь. Эти параметры линии электропередачи входят в целесообразную область применения номинального напряжения 220 кВ [7].

Выбор сечений проводов кольцевой сети 220 кВ осуществим по экономическим интервалам для одноцепных линий аналогично п. 3.1.3.

Построим номограмму границ экономических интервалов для одноцепной ВЛ 220 кВ на железобетонных опорах в III районе по гололеду. Стоимости сооружения 1 км ВЛ (с учетом k_уд = 45) и погонные сопротивления для применяемых сечений даны в табл. 3.6.

Граничные токи между сечениями проводов для параметра _нб = 12·10^-3 (кВт/руб.)^1/2, определенные по формуле (3.3), даны в табл. 3.7.

Таблица 3.6 Стоимости, тыс.руб./км, и погонные сопротивления, Ом/км

Тип линии Uном = 220 кВ		Стоимость Коi с проводами
		АС240/32	АС300/39	АС400/51
Одноцепная на жел.-бетон. опорах		778,5	819,0		900,0
Погонные сопротивления	roi	0,121	0,098		0,075
	xoi	0,435	0,420

Таблица 3.7 - Граничные токи между сечениями, А

Пары сечений	240/300	300/400	240/400
Одноцепная ВЛ 220 кВ	503,6	712,1	616,7

На рис. 3.4 приведена номограмма экономических интервалов, построенная по граничным точкам (в плоскости с осями координат  и I_грi/i+1), ординаты которых даны в табл. 3.7.

Находим ток на участке РПП1-1:

I_РПП1-1= 58,26·10³/(·220) = 153,1 А.

По номограмме (рис. 3.4) находим, что при  = 4,0·10^-3 ток 153,1 А попадает в экономический интервал сечения 240 мм². На основании этого выбираем провод марки АС240/32.

Одноцепная 220 кВ

Рис. 3.4 - Номограмма экономических интервалов

Аналогично выбираем сечения на других участках. Результаты их выбора, расчета параметров сети и некоторых параметров нормального режима сведены в табл. 3.8.

Таблица 3.8 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Участок	S, МВ·А	I, А	F, мм2	ro, Ом/км	R, Ом	хо, Ом/км	Х, Ом	ΔΡ, МВт	ΔU, %
РПП1-1	58,26	153,1	240	0,121	3,15	0,435	11,31	0,22	0,87
1-4	34,13	89,7	240	0,121	6,41	0,435	23,06	0,15	1,03
4-2	22,46	59,0	240	0,121	2,42	0,435	8,70	0,03	0,26
2-3	3,97	10,4	240	0,121	6,53	0,435	23,49	0,002	0,12
3-6	28,99	76,2	240	0,121	1,69	0,435	6,09	0,03	0,23
6-5	48,88	128,4	240	0,121	4,60	0,435	16,53	0,23	1,07
РПП2-5	64,83	170,3	300	0,098	1,96	0,429	8,58	0,17	0,68

Суммированием данных двух последних столбцов табл. 3.8 находим:

общие потери мощности ΔΡ_Σ = 0,83 МВт;

потеря напряжения от источника питания до точки потокораздела ΔU_Σ = 2,16 %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП2-5. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема этого режима дана на рис. 3.4. На ней нанесены потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа.

Рис. 3.4 - Расчетная схема варианта 11. Послеаварийный режим

Расчет потери напряжения в послеаварийном режиме выполнен в табл. 3.7.

Таблица 3.7 - Расчет потери напряжения в послеаварийном режиме

ΔUРПП1-1	ΔU1-4, %	ΔU4-2, %	ΔU2-3, %	ΔU3-6, %	ΔU6-5, %	ΔUΣ, %
1,84	3,00	1,00	1,88	0,29	0,34	8,35

В соответствии с [2, табл. 6.43] пределы регулирования напряжения трансформаторов 220 кВ с устройствами РПН составляют ±81,5=±12,00%, а положительный регулировочный диапазон, равный 12%, превышает наибольшую потерю напряжения в послеаварийном режиме ΔU_п/ав = 8,35%.

Следовательно, вариант 11 кольцевой сети соответствует техническим требованиям, т.к. и максимальный ток послеаварийного режима

I_{п/ав нб}=I_РПП1-1 = /(·220) = 0,3234 кА =323,4 А

меньше длительно допустимого тока, равного 605 А для провода АС240/32, а по условиям потерь на корону на ВЛ 220 кВ минимальное сечение сталеалюминиевого провода равно 240 мм² [2, табл. 6.87].

3.3    Комбинированная сеть

Конфигурация конкурентоспособного варианта 10 комбинированной сети дана на рис.2.11, а расчетная схема - на рис.3.5. Этот вариант представляет кольцевую сеть, к узлу 4 которой подключена двухцепная линия 4-2.

Рис. 3.5- Расчетная схема варианта 10

Расчет потокораспределения этой сети выполнен аналогично п. 3.2 с учетом того, что к узлу 4 ее подключена суммарная нагрузка потребителей 4 и 2:

Ρ_4Σ = (10,8 + j4,43)+(24,5+j9,91)=35,3+j14,34 МВ·А.

Ρ_РПП1-1=(14,8·20+18,4·58+23,1·72+35,3·118+22,2·171)/197=55,78 МВт; _РПП1-1 = (5,96·20+7,53·58+9,63·72+14,34·118+9,46·171)/197 = 23,14 Мвар.

Поток мощности на участке 1-4 находим по первому закону Кирхгофа:

_1-4= (55,78+j23,14) - (22,2+j9,46) = 33,58+j13,68 МВ·А и т.д.

Точкой потокораздела активной и реактивной мощности является узел 4.

Выбор номинального напряжения, сечений проводов, расчет параметров сети и некоторых параметров ее режима выполнены аналогично ранее рассмотренным вариантам. Результаты расчетов приведены в табл. 3.10.

Таблица 3.10 - Сечения проводов и некоторые параметры комбинированной сети

Участок	Uном,кВ	I,А	F, мм2	ro, Ом/км	R, Ом	хо, Ом	Х, Ом	ΔΡ, МВт	ΔU, %
РПП1-1	220	158,7	240	0,121	3,15	0,435	11,31	0,24	0,90
1-4	220	95,3	240	0,121	6,41	0,435	23,06	0,17	1,10
4-3	220	4,8	240	0,121	5,57	0,435	20,01	0,0004	0,05
3-6	220	70,6	240	0,121	1,69	0,435	6,09	0,03	0,22
6-5	220	122,8	240	0,121	4,60	0,435	16,53	0,21	1,02
РПП2-5	220	164,8	240	0,121	2,42	0,435	8,70	0,20	0,72
4-2	220	69,4	240	0,121	1,21	0,435	4,35	0,02	0,15

Общие потери мощности равны ΔΡ_Σ = 0,87 МВт. Потеря напряжения от РПП до наиболее удаленной точки сети равна

ΔU_РПП-2 = 0,90 + 1,10 + 0,15 = 2,15%.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП2-5. Расчетная схема этого режима дана на рис. 3.6. Потокораспределение рассчитано по первому закону Кирхгофа.

Ток на головном участке РПП1-1 равен

_РПП1-1 = ·10³/(·220) = 323,4 А;

этот ток меньше длительно допустимого тока для провода АС240/32, равного 605 А.

Рис. 3.6 - Расчетная схема варианта 10. Послеаварийный режим

Потери напряжения в послеаварийном режиме приведены в табл. 3.11.

Таблица 3.11 - Потери напряжения, % в послеаварийном режиме

ΔUРПП1-1	ΔU1-4	ΔU4-3	ΔU3-6	ΔU6-5	ΔU42	ΔUΣРПП1-5	ΔUΣРПП1-2
1,84	3,00	1,60	0,29	0,34	0,15	10,73	4,99

 

Положительный регулировочный диапазон трансформаторов 220 кВ с РПН, равный 12 %, превышает наибольшую потерю напряжения в послеаварийном режиме, равную 10,73%. Следовательно, вариант комбинированной сети удовлетворяет техническим ограничениям.

электроснабжение мощность трансформатор

4       ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

В сравниваемых вариантах сети используются разные номинальные напряжения, поэтому для корректного технико-экономического сравнения вариантов трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН подстанций потребителей нужно выбрать раньше и для каждого варианта.

Число трансформаторов на подстанциях с ВН 35 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности электроснабжения.

Если все потребители относятся к III категории, то на ПС достаточно установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора S_ном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей S_нб [1]:

_ном ≥ S_нб /0,9 , (4.1)

где 0,9 - коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Если ПС имеет потребителей I или II категории, то согласно ПУЭ [3] требуется установка двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям:

)        в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей:

_ном ≥ S_нб /(0,9·2); (4.2)

)        в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей I и II категории S_нбI,II с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе. Согласно [3], если нагрузка трансформатора в нормальном режиме не превышает 0,93S_ном, то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки:

_ном ≥ S_нбI,II /1,4. (4.3)

Согласно заданию все потребители имеют электроприемники II категории, поэтому мощности трансформаторов выбираем по условиям (4.2) и (4.3).

4.1    Вариант радиально-магистральной сети

По данным табл. 1 (Ρ_j;Q_j') и составу электроприемников по категориям (таблица исходных данных) находим мощности S_нб и S_нбI,II:

S_нбi = ; (4.4)

S_{нб I,IIi} = (, (4.5)

где , - доля электроприемников I и II категории i-го потребителя, о.е.

Для потребителя 1:

_нб1 =

S_нбI,II.1 = (0+0,10)24,13 = 2,41 МВ·А.

Результаты расчетов для всех потребителей приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет мощностей S_нб и S_нбI,II потребителей

Потребитель	1	2	3	4	5	6
Ρi, МВт	22,2	24,5	23,1	10,8	14,8	18,4
Qi', Мвар	9,46	9,91	9,63	4,43	5,96	7,53
Sнбi, МВ·А	24,13	26,43	25,03	11,67	15,95	19,88
, о.е.	0	0,25	0,20	0,10	0,20	0
, о.е.	0,10	0,35	0,20	0,25	0,30	0,20
SнбI,II.i,МВ·А	2,41	15,86	10,01	4,09	7,98	3,98

Выбираем мощности трансформаторов для подстанции 1:

по условию (4.2): S_ном ≥ 24,13/(0,9·2) = 13,41 МВ·А;

по условию (4.3): S_ном ≥ 2,41 /1,4 = 1,72 МВ·А.

Согласно заданию U_н.ном = 10 кВ. По обоим условиям выбираем два трансформатора типа ТДН - 16000/110: S_ном = 16 МВ·А; U_в.ном = 115 кВ; U_н.ном = 11 кВ; РПН = ± 9·1,78 = ±16,02%.

Результаты выбора трансформаторов (S_ном) для других потребителей сведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Потребитель	1	2	3	4	5	6
Sном, МВ·А,по (4.2)≥	13.41	14,68	13,91	6,48	8,86	11,04
Sном, МВ·А,по (4.3)≥	1,72	11,33	7,15	2,92	5,70	2,84
Sном, МВ·А, принят.	16	16	16	10	10

При выборе схем ОРУ на стороне ВН подстанции используем рис. 2.2 и приложение 1. Согласно этому подстанции 1, 2, 5 и 6 являются тупиковыми двухтрансформаторными, питающимися по двухцепным линиям электропередачи 110 кВ. Они имеют на стороне ВН три выключателя: два выключателя в цепях трансформаторов и один выключатель в автоматической перемычке со стороны трансформаторов (схема двойного блока - рис. П.1).

Подстанция 4 является проходной и выполняется по схеме двойного блока с автоматической перемычкой со стороны линий и с двумя секционирующими выключателями в каждом узле ответвления от линии к трансформатору. Она имеет в ОРУ ВН семь выключателей (рис. П.2).

ПС3 является узловой и выполняется по схеме «одна рабочая система шин, секционированная выключателем, и обходная, с выключателями во всех присоединениях». Она имеет в ОРУ ВН десять выключателей (рис. П.4).

На подстанциях 4 и 5 устанавливаются по два трансформатора типа ТДН-10000/110, а на подстанциях 1, 2, 3 и 6 - типа ТДН - 16000/110.

4.2    Вариант кольцевой сети

В этом варианте все подстанции являются двухтрансформаторными, питающимися по одноцепным линиям 220 кВ, и проходными (см. конфигурацию варианта 11 на рис. 2.12). Поэтому ОРУ на стороне ВН этих ПС выполняется по схеме с выключателями на всех четырех присоединениях (два - линий и два - трансформаторов) и неавтоматической (ремонтной) перемычкой со стороны линий, т.е. имеют всего четыре выключателя (рис. П.3).

В сети с номинальным напряжением 220 кВ все трансформаторы будут иметь номинальную мощность 40 МВ·А (минимальную для этого класса напряжения). Тип трансформатора ТРДН-40000/220: S_ном = 40 МВ·А = 40000 кВ·А; U_в.ном = 230 кВ; U_н.ном = 11/11 кВ (обмотка НН расщеплена на две обмотки мощностью 50% каждая); РПН = ± 8·1,5 = ±12,0%.

4.3    Вариант комбинированной сети

Конфигурация варианта 10 (рис. 2.11) представляет сокращенную кольцевую сеть с одноцепными линиями 220 кВ, к узлу 4 которой подключена двухцепная линия 4-2.

Подстанции 1, 3, 5 и 6 кольцевой части сети являются проходными и имеют ту же схему ОРУ ВН, что и в п. 4.2.

ПС4 является узловой с шестью присоединениями на стороне ВН; поэтому она имеет 6+2 = 8 выключателей (схема ОРУ по рис. П.4, но без двух присоединений линий 220 кВ).

ПС2 является тупиковой в радиальной сети с двухцепными линиями и выполняется по схеме двойного блока с автоматической перемычкой со стороны трансформаторов. В ОРУ 220 кВ она имеет три ячейки с выключателями.

Аналогично варианту по п.4.2 на всех подстанциях устанавливаются по два трансформатора типа ТРДН-40000/220.

5       ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ И ВЫБОР ИЗ НИХ ЛУЧШЕГО

Для выбора наиболее эффективного варианта из трех конкурентоспособных оценим экономическую эффективность каждого по методическим рекомендациям [8], принимая следующие допущения [1].

. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных и заемных средств.

Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:

первый год - примерно 50% от общих вложений (собственные средства;

второй год - примерно 30% от общих вложений (заемные средства);

третий год - оставшиеся капиталовложения (заемные средства).

Плата за кредит - 20% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год).

. Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчетного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - все расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.

. Горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год.

.Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах 35…220 кВ РПП) для шага 0 принимаем 1,8 руб./(кВт·ч), а в последующие годы он растет на 1% в год. Тариф на отпускаемую электроэнергию потребителям с шин 10 кВ принимаем на 10% выше.

. Норму дисконта принимаем равной 0,15.

. Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6% на все оборудование.

. Для оценки требуемых капитальных вложений будем использовать укрупненные показатели стоимости на 1990 год [2]. Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным k_уд = 45.

. Инфляцию не учитываем.

5.1    Вариант радиально-магистральной сети

Стоимость сооружения линии РПП-1 составит

_РПП-1 = K_О.РПП-1L_РПП-1k_уд,

где K_О.РПП-1 - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС120/19 в III районе по гололеду [2, табл. 6.99]; L_РПП-1 - длина линии, км; k_уд - коэффициент удорожания:

_РПП-1 = 20,4·26·45 = 23868 тыс. руб.

Стоимости сооружения остальных линий определяем аналогично. Результаты расчетов сводим в табл. 5.1.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Линия	Uном, кВ	Колич. целей	Марка провода	Kо, тыс. руб./км	L, км	Kвл, тыс. руб
РПП-1	110	2	АС120/19	20,4	26	23868
РПП-3	110	2	АС240/32	25,0	31	34875
3-4	110	2	АС120/19	20,4	46	42228
4-2	110	2	АС120/19	20,4	20	18360
3-6	110	2	АС120/19	20,4	14	12852
РПП-5	110	2	АС120/19	20,4	20	18360
Итого, воздушные линии						150543

Определяем капитальные вложения в подстанции.

ПС1 является тупиковой с числом и мощностью трансформаторов 216 МВ·А. Стоимость ее определяем с использованием [2, табл. 6.134]. За основу берем типовую схему блочных подстанций 110/10 кВ «Мостик с выключателями в перемычке и в линиях», содержащую три ячейки 110 кВ с выключателями. Расчетная стоимость такой типовой ПС с трансформаторами 2 16 МВ·А равна 410 тыс. руб.

Капитальные вложения в ПС1 составят

K_ПС1 = K_типk_уд = 410·45 = 18450 тыс. руб.

Подстанции 2 и 6 аналогичны ПС1, поэтому

K_ПС2 = K_ПС6 = K_ПС1= 18450 тыс. руб.

Подстанция 5 с трансформаторами 210 МВ·А имеет расчетную стоимость 380 тыс. руб. Тогда K_ПС5 = 380·45 = 17100 тыс. руб.

Подстанция 4 является проходной с трансформаторами 210 МВ·А и в ОРУ 110 кВ имеет семь ячеек с масляным выключателем. Стоимость такой ячейки при отключаемом токе до 30 кА составляет [2, табл. 6.112] K_яч = 35 тыс. руб. По сравнению с ПС5 она имеет 7 - 3 = 4 ячейки 110 кВ. С учетом этого капиталовложения в ПС4 будут равны

K_ПС4 = K_ПС5 + n_{яч. доп} K_яч·k_уд = 17100+4·35·45 = 23400 тыс. руб.

Подстанция 3 является узловой и в ОРУ 110 кВ имеет 10 ячеек с выключателями и трансформаторами 216 МВ·А. Следовательно, по сравнению с ПС1 она имеет 10 - 3 = 7 дополнительных ячеек. Тогда капвложения в ПС3 составят

K_ПС3 = (410+7·35) 45=29475 тыс. руб.

Кроме того, на РПП требуется установка 6 линейных ячеек с выключателями для вывода с РПП трех двухцепных линий. Капитальные вложения в эти ячейки

K_{яч. РПП} = 6·35·45 = 9450 тыс. руб.

Итого, капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети будут равны:

K_ПС = 18450·3+17100+23400+29475+9450=134775 тыс. руб.

Общие капитальные вложения в сооружение радиально-магистральной сети:

K_Σ= K_ВЛ+K_ПС = 150543+134775 = 285318 тыс. руб.

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства:

в первый год (шаг 0) - 150000тыс. руб./год, во второй - 85000 тыс. руб./год, в третий - 50318 тыс. руб.

Вносим эти данные в первую строку табл. 5.2.

Во вторую строку таблицы помещаем платежи в счет погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-й шаг по 20% от суммы займа, т.е. по (85000+50318) 20/100 = 27064 тыс. руб./год.

В третью строку таблицы вписываем процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, т.к. были использованы только собственные средства. На шаге 1 плата за кредит составляет 25% от капвложений, сделанных на шаге, поскольку это уже заемные средства. Это составляет 21250 тыс. руб./год. Соответственно плата за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капвложений на шагах 1 и 2, т.е. по 33830 тыс. руб./год. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно в результате постепенного погашения кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов или на 6766 тыс. руб./год.

Далее для каждого шага определяем отчисления на эксплуатационное обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы, и заполняем четвертую строку таблицы.

В пятую строку вносим тариф на покупаемую электроэнергию.

Затраты на покупку электроэнергии (шестая строка таблицы) определяем по формуле

З_w = (ΣΡ_iТ_и.м.+ΔΡ_Σ)с_{покуп.э}k,

где с_{покуп.э} - тариф на покупаемую электроэнергию, руб./(кВт·ч); k - коэффициент , учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями, на шагах 1 и 2 он равен соответственно 0,5 и 0.8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0. На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составят

З_w1 = (113,8·6300+2,17·4400)1,818·0,5 = 660378 тыс. руб./год.

В седьмую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвертой и шестой строк. В восьмую строку помещаем результаты, получаемые от реализации проекта. Результат работы электрической сети есть выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле

R_w = ΣΡ_i·Т_и.м.·1,10·с_{покуп.э}k.

На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии потребителям составит

R_w = 113,8·6300·1,10·1,818·0,5 = 716868 тыс. руб./год.

Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем, вычитая из результата общие затраты (без капитальных вложений), и заполняем девятую строку таблицы.

Приведенный эффект на шаге 1

R₁ - З₁ = 716868 - 690628 = 26240 тыс. руб./год.

В десятую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования для n-го шага

= (1+Е)^-n,

где норма дисконта Е = 0,15.

Например, для шага 6 имеем:

= (1+0,15)^-6 = 1,15^-6 =1/(1,15)⁶ = 0,432.

В последней строке таблицы определяем каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и численно равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный        эффект (с учетом дисконтирования):

ЧДД₁ = ЧДД₀ +(R₁- З₁⁺)= -150000+26240·0,870 = -127171 тыс. руб.

На шаге 2:

ЧДД₂= ЧДД₁+(R₂ - З₂⁺) = -127171+43350·0,756 = - 94399 тыс. руб.

Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываем, т.к. они сделаны за счет заемных средств.

Расчеты на остальных шагах производим аналогично.

Согласно табл. 5.2 чистый дисконтированный доход для варианта радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 202022 тыс. руб. Срок окупаемости, совпадающий с номером шага, по завершению которого ЧДД становится положительным, равен 6 годам.

5.2 Вариант кольцевой сети

Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, используя стоимости 1 км для одноцепных линий 220 кВ на железобетонных опорах в III районе по гололеду [2, табл. 6.98]. Результаты расчетов помещаем в табл. 5.3.

Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети

Линия	Uном, кВ	Колич. цепей	Марка провода	Kо, тыс. руб./км	L, км	Kвл, тыс. руб.
РПП-1	220	1	АС240/32	17,3	26	20241
1-4	220	1	АС240/32	17,3	53	41261
4-2	220	1	АС240/32	17,3	20	15570
2-3	220	1	АС240/32	17,3	54	42039
3-6	220	1	АС240/32	17,3	14	10899
6-5	220	1	АС240/32	17,3	38	29583
РПП-5	220	1	АС240/32	17,3	20	15570
Итого, воздушные линии						175163

Таблица 5.2 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-магистральной сети

Расчет стоимости сооружения подстанций проводим с использованием укрупненных (расчетных) показателей стоимости, беря за основу комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) напряжением 220/10-10 кВ с числом и мощностью трансформаторов 240 МВ·А по схеме «Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов». Ее расчетная стоимость составляет 860 тыс. руб. [2, табл. 6.134].

Согласно п. 4.2 все подстанции в этом варианте проходные и имеют четыре выключателя на стороне ВН (см. рис. П.3). Для приведения в соответствие с такой схемой ОРУ 220 кВ необходимо из стоимости ПС по типовой схеме исключить стоимость типового ОРУ 220 кВ, равную 180,0 тыс. руб. [2, табл. 6.113], и включить стоимость четырех ячеек с масляным выключателем при отключаемом токе более 30 кА. Расчетная стоимость такой ячейки составляет 105 тыс. руб. [2, табл. 6. 112]. Тогда стоимость каждой из шести проходных ПС с учетом k_уд будет равна

K_{ПС.прох} = (K_тип - K_ору + n_яч.доп K_яч) k_уд = (860-180+4·105) 45 = 1100·45 = 49500 тыс. руб.

В стоимость сооружения подстанций включаем также две ячейки с выключателями на РПП для вывода двух линий.

Итого, капитальные вложения в подстанции кольцевой сети будут равны

K_ПС = 6·49500+2·105·45 = 306450 тыс. руб.

Общие капитальные вложения в сооружение кольцевой сети

K_Σ = K_ВЛ + K_ПС = 175163+306450 = 481613 тыс. руб.

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства: первый год - 240000 тыс. руб./ год, второй - 140000 тыс. руб./год и в третий - 101613 тыс. руб./год. Заносим эти показатели в первую строку табл. 5.4.

Остальные расчеты экономической эффективности этого варианта выполняем в табл. 5.4 аналогично варианту радиально-магистральной сети.

ЧДД варианта кольцевой сети за 15 лет отрицателен (-23563 тыс. руб.), а срок окупаемости капитальных вложений составляет ориентировочно 16 лет.

5.3 Вариант комбинированной сети

Расчет капитальных вложений в ВЛ 220 кВ выполняем аналогично предыдущим вариантам и сводим его в табл. 5.5.

Подстанции 1, 3, 5 и 6 кольцевой части сети являются проходными. С учетом показателя K_{ПС.прох} = 49500 тыс. руб. их общая стоимость

K_{ПС.прох.Σ} =4·49500 = 198000 тыс. руб.

ПС4 является узловой с восемью выключателями в ОРУ 220 кВ, тогда_ПС.узл = (860 - 180 + 8·105) 45 = 68400 тыс. руб.

ПС2 является тупиковой в радиальной сети с двухцепными линиями и имеет в ОРУ 220 кВ три ячейки с выключателями. Ее стоимость

K_ПС.туп = (860 - 180 + 3·105)45 = 44775 тыс. руб.

Итого, капитальные вложения в подстанции комбинированной сети составят

K_ПС = 198000+68400+44775+2·105·45 = 320625 тыс. руб.

Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Линия	Uном, кВ	Колич. цепей	Марка провода	Kо, тыс. руб./км	L, км	KВЛ, тыс. руб.
РПП1-1	220	1	АС240/32	17,3	26	20241
1-4	220	1	АС240/32	17,3	53	41261
4-3	220	1	АС240/32	17,3	46	35811
3-6	220	1	АС240/32	17,3	14	10899
6-5	220	1	АС240/32	17,3	38	29583
РПП2-5	220	1	АС240/32	17,3	20	15570
4-2	220	2	АС240/32	30,6	20	27540
Итого, воздушные линии						180905

 

Общие капитальные вложения в сооружение комбинированной сети

_Σ = 180905+320625 = 501530 тыс. руб.

Сравним полученные показатели вариантов комбинированной и кольцевой сети:

комбинированная сеть требует капитальных вложений больше на 4.1 %;

она имеет потери мощности и энергии больше на 4,8%.

Следовательно, она будет иметь больше общие затраты. А при той же выручке от реализации электроэнергии показатели приведенного эффекта будут хуже. Поэтому ЧДД за 15 лет будет отрицательным, а срок окупаемости капитальных вложений превысит 16 лет.

Таким образом, из рассмотренных трех конкурентоспособных вариантов является лучшим вариант радиально-магистральной сети.

Таблица 5.4 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении кольцевой сети

6. УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА

Расчет выполняется для уточнения потоков мощности в начале и конце каждого участка и напряжений на шинах высшего напряжения каждой подстанции. По сравнению с предварительным расчетом дополнительно учитываются зарядная мощность воздушных линий электропередачи, потери мощности и напряжения в трансформаторах.

Выполняем уточненный расчет электрических режимов варианта 1 радиально-магистральной сети. Исходные данные расчета берем из пунктов 3.1 и 4.1.

6.1    Определение зарядных мощностей ВЛ

Зарядная мощность ВЛ обусловлена емкостью между проводами и между проводами и землей, т.е. погонной емкостной проводимостью линий b₀, См/км. Значение b₀ зависит от среднегеометрического расстояния между проводами и радиуса провода. Значения половины зарядной мощности Q_зар/2, прикладываемой в начале и конце ВЛ, учитываются в значениях нагрузок подстанций, присоединенных в соответствующих узлах сети.

Половину зарядной мощности ВЛ определяем по формуле [1]

_зар/2 = Lb₀n_ц. (6.1)

При U_ном в кВ значение Q_зар/2 получается в Мвар.

Для линии РПП-1 по формуле (6.1) определяем:

Q_зар/2 = 110²·26·2,66·10^-6·2 = 0,837 Мвар.

Значение b₀ = 2,66·10^-6 См/км взято для ВЛ 110 кВ с проводами АС120/19 [6, табл.I.1]. Расчет зарядных мощностей для остальных линий приведен в табл. 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет половины зарядных мощностей ВЛ

Участок	Uном, кВ	L, км	nц	Провод	b0·106 См/км	зар, Мвар
РПП-1	110	26	2	АС120/19	2,66	0,837
РПП-3	110	31	2	АС240/32	2,81	1,054
3-4	110	46	2	АС120/19	2,66	1,481
4-2	110	20	2	АС120/19	2,66	0,644
3-6	110	14	2	АС120/19	2,66	0,451
РПП-5	110	20	2	АС120/19	2,66	0,644

 

6.2    Определение расчетных нагрузок подстанций в режиме наибольших нагрузок

Для расчета используем значения мощностей потребителей (табл. 4.1) в режиме наибольших нагрузок, выбранные в табл. 4.2 типы и номинальные мощности трансформаторов, а также каталожные и расчетные данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ [6, табл. II.2].

На ПС1 установлены n = 2 трансформатора типа ТДН-16000/110. Каталожные данные трансформатора: активные потери холостого хода ΔΡ_х = 19 кВт, реактивные ΔQ_х = 112 квар; активные потери короткого замыкания ΔΡ_к = 85 кВт, напряжение короткого замыкания u_к = 10,5%. Наибольшая мощность потребителя 1:

Находим нагрузочные потери в ПС1 (двух трансформаторах) [1]

Δ_ПС1 = ΔΡ_ПС1+JΔQ_ПС1 = ΔΡ_к +j : (6.2)

Δ_ПС1 = ·0,085·+j·· = 0,097 +j1,911 МВ·А.

Расчетная нагрузка ПС1 равна:

 _расч.1 = _нб1 + 2ΔΡ_х + j2ΔQ_х + ΔΡ_ПС1 + jΔQ_ПС1 - jQ_{зар.РПП-1}/2 = 22,2 + j9,46 + + 2·0,019 + j2·0,112 + 0,097 + j1,911 - j0,837 = 22,335+j10,758 МВ·А.

Расчетные нагрузки других подстанций определяем аналогично. Полученные результаты помещены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Расчетные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

ПС	Ρнб, МВт	Qнб, Мвар	ΔΡПС, МВт	ΔQПС, Мвар	ΔΡх, МВт	ΔQх, Мвар	ΣQзар/2, Мвар	Ρрасч, МВт	Qрасч, Мвар
1	22,2	9,46	0,097	1,911	0,019	0,112	0,837	22,335	10,758
2	24,5	9,91	0,116	2,292	0,019	0,112	0,644	24,654	11,782
3	23,1	9,63	0,104	2,056	0,019	0,112	2,986	23,242	8,924
4	10,8	4,43	0,041	0,715	0,014	0,070	2,125	10,869	2,355
5	14,8	5,96	0,076	1,336	0,014	0,070	0,644	14,904	6,792
6	18,4	7,53	0,066	1,297	0,019	1,112	0,451	18,504	8,600

6.3    Расчет режима наибольших нагрузок

Составляем расчетную схему (рис. 6.1) и показываем на ней расчетные нагрузки подстанций, а также Q_зар/2 головных участков линий.

Выполняем уточненный расчет потокораспределения.

Поток мощности в конце концевого участка магистрали 4-2:

^к_4-2 = ₂ = 24,654+j11,782 МВ·А.

Потери мощности на участке 4-2

Δ_4-2 = (S^к_4-2)²(R_4-2+jХ_4-2)/U_ном²: (6.3)

Δ_4-2 = (24,654²+11,782²)(2,49+j4,27)/110²=0,154+j0,263 МВ·А.

Поток мощности в начале участка 4-2:

^н_4-2 = ^к_4-2+Δ_4-2 = 24,654+j11,782+0,154+j0,263 = 24,808+j12,045 МВ·А.

Поток мощности в конце участка 3-4:

^к_3-4 = ^н_4-2+₄ = 24,808+j12,045+10,869+j2,355 = 35,677+j14,400 МВ·А.

Далее по формуле (6.3) находим потери мощности на участке 3-4, а затем поток мощности в начале участка 3-4.

Аналогичные расчеты выполняем для остальных участков сети. Результаты заносим в табл. 6.3 и на расчетную схему.

Таблица 6.3 - Расчет режима наибольших нагрузок

Участок	Ρк, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	ΔΡ, МВт	ΔQ, Мвар	Ρн, МВт	Qн, Мвар	ΔU, кВ	UВ,ПС, кВ
РПП-1	22,335	10,758	3,24	5,55	0,165	0,282	22,500	11,040	1,21	109,89
РПП-3	78,184	33,228	1,88	6,28	1,121	3,746	79,305	36,974	3,43	107,67
3-4	35,677	14,400	5,73	9,82	0,701	1,201	36,378	15,601	3,36	104,31
4-2	24,654	11,782	2,49	4,27	0,154	0,263	24,808	12,045	1,09	103,22
3-6	18,504	8,600	1,74	2,99	0,060	0,103	18,564	8,703	0,54	107,13
РПП-5	14,904	6,792	2,49	4,27	0,055	0,095	14,959	6,887	0,60	110,50

Выполняем расчет потери напряжения ΔU на участках ВЛ 110 кВ и напряжения на шинах 110 кВ подстанций U_В.ПС.

Согласно задания на шинах 110 кВ РПП во всех режимах поддерживается напряжение, равное 1,01 от номинального, т.е.

U_РПП = 1,01·110 = 111,1 кВ.

Потеря напряжения на участке РПП-3

ΔU_РПП-3 = (Ρ^н_РПП-3R_РПП-3+Q^н_РПП-3Х_РПП-3)/U_РПП: (6.4)

ΔU_РПП-3 = (79,305·1,88+36,974·6,28)/111,1 = 3,43 кВ.

Напряжение на шинах 110 кВ ПС3:

_В.3 = U_РПП - ΔU_РПП-3 = 111,1 - 3,43 = 107,67 кВ.

Потеря напряжения на участке 3-4:

ΔU_3-4 = (36,378·5,73+15,601·9,82)/107,67 = 3,36 кВ.

Дальнейшие расчеты выполнены аналогично, и их результаты сведены в табл. 6.3.

Общие потери активной мощности по данным табл. 6.3:

ΔΡ_Σ = 2,256 МВт.

Уточненный расчет режима наименьших нагрузок не выполняем, т.к. нет сведений о нагрузках потребителей в этом режиме.

6.4    Уточненный расчет послеаварийного режима

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт:

для подстанций 1 и 5 - соответственно одной цепи линий РПП-1 и РПП-5. В этих случаях изменяются: зарядные мощности линий уменьшаются в 2 раза, а их сопротивления увеличиваются в 2 раза; из-за изменения зарядных мощностей изменятся и расчетные нагрузки подстанций:

ПС1: _{расч1.п/ав}= _{расч.1.норм} + jQ_{зар.РПП-1}/4 = 22,335 + j10,758+j0,837/2 = = 22,335+j11,177 Мвар;

ПС5:_{расч5.п/ав} = _{расч5.норм}+jQ_{зар.РПП-5} = 14,904+j6,792+j0,644/2 = 14,904+j7,114 Мвар;

для подстанций 3 и 6 - одной цепи линии РПП-3. В этом случае изменяется расчетная нагрузка ПС3:

_{расч3.п/ав} = 23,242+j8,924+j1,054/2 = 23,242+j9,451 Мвар;

Для подстанций 4 и 2 - одной цепи линии 3 - 4. В этом случае изменяются расчетные нагрузки подстанций:

ПС3: S_{расч3.п/ав} = 23,242+j8,924+j1,481/2 = 23,242+j9,665 Мвар;

ПС4: S_{расч4.п/ав} = 10,869+j2,355+j1,481/2 = 10,869+j3,096 Мвар.

Расчетная схема сети в этих послеаварийных режимах дана на рис. 6.2, а результаты расчета в табл. 6.4.

Таблица 6.4 - Расчет послеаварийных режимов

Участок	Ρк, МВт	Qк, МВт	R, Ом	Х, Ом	ΔΡ, МВт	ΔQ, Мвар	Ρн, МВт	Qн, Мвар	ΔU, кВ	UВ.ПС, кВ
РПП-1	22,335	11,177	6,48	11,10	0,334	0,572	22,669	11,749	2,50	108,50
РПП-5	14,904	7,114	4,98	8,54	0,112	0,192	15,016	7,306	1,23	109,87
РПП-3 работ.1ц	78,184	33,755	3,76	12,56	2,254	7,528	80,438	41,283	7,39	103,71
3-6	18,504	8,600	1,74	2,99	0,060	0,103	18,564	8,703	0,56	103,15
РПП-3	78,906	35,947	1,88	6,28	1,168	3,902	80,074	39,849	3,61	107,49
3-4 работ.1ц	35,677	15,141	11,46	19,64	1,423	2,438	37,100	17,579	7,17	100,32
4-2	24,654	11,782	2,49	4,27	0,154	0,263	24,808	12,045	1,13	99,19

Рис. 6.2 - Расчетная схема для послеаварийных режимов

7      ПРОВЕРКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1   Нормальный режим наибольших нагрузок

Используем схему замещения подстанций, приведенную на рис. 6.3.

Рис. 6.3 - Схема замещения подстанции: все подстанции двухтрансформаторные 110/10 кВ

Номинальные напряжения обмоток трансформаторов:

_.вн.ном = 115 кВ; U_нн.ном = 11 кВ [6, табл. II.2]. Пределы регулирования (РПН) ± 9 1,78%.

Порядок проверки любой подстанции для всех режимов следующий [1]. Для ПС1 выбираем из [6. табл. II.2] сопротивления трансформатора типа ТДН-16000/110: R_тр = 4,38 Ом; Х_тр = 86,70 Ом. Сопротивления ПС при раллельной работе двух трансформаторов: R_ПС = R_тр/2 = 4,38/2 = 2,19 Ом; Х_ПС = Х_тр/2 = 86,70/2 = = 43,35 Ом. Из табл. 4.1 выбираем нагрузки ПС: Р_нг = 22,2 МВт; Q_нг = 9,46 Мвар. Согласно табл. 6.3 в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах ВН равно U_В.ПС1= 109,89 кВ.

Находим низшее напряжение, приведенное к высшему

U'_Н.ПС1 =  : (6.5)

U'_Н.ПС1 =  = 105,54 кВ.

Принимаем желаемое напряжение на шинах низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 7% выше номинального напряжения, т.е.

U_н.жел = 1,07·10 = 10,7 кВ.

Находим желаемый коэффициент трансформации

k_{тр. жел} = U'_Н.ПС1/U_н.жел = 105,54/10,7 = 9,86.

Определяем номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации

n_отв = ( -1)/ΔU_*отв : (6.6)_отв =(  -1)/0,0178 = - 3,19,

где ΔU_*отв = 1,78/100 = 0.0178 - относительно изменение напряжения, приходящееся на одну ступень.

Принимаем ближайшее меньшее целое число n = -3, входящее в диапазон ±9, и определяем действительное напряжение на шинах НН ПС1 в режиме наибольших нагрузок

U_{нн.действ} =  : (6.7)

U_{нн.действ} = 10,66 кВ.

Для остальных подстанций расчеты проведены аналогично в табл. 6.5.

Таблица 6.5 - Проверка достаточности диапазона РПН

ПС	Sном, кВ·А	Рнг, МВт	Qнг, Мвар	Rпс, Ом	Хпс, Ом	Uв.пс, кВ	U'н, кВ	kтр.жел	n	Uнн.действ
1	16000	22,2	9,46	2,19	43,35	109,89	105,54	9,86	-3	10,66
2	16000	24,5	9,91	2,19	43,35	103,22	98,30	9,19	-7	10,74
3	16000	23,1	9,63	2,19	43,35	107,67	103,13	9,64	10,62
4	10000	10,8	4,43	3,98	69,50	104,31	100,83	9,42	-5	10,59
5	10000	14,8	5,96	3,98	69,50	110,50	106,04	9,91	-3	10,72
6	16000	18,4	7,53	2,19	43,35	107,13	103,58	9,68	-4	10,67

Из полученных в табл. 6.5 результатов следует, что регулировочный диапазон устройств РПН у трансформаторов всех подстанций в нормальном режиме наибольших нагрузок достаточен. В запасе еще имеется возможность использования при необходимости ответвлений - 8 и -9.

7.2      Послеаварийные режимы

Послеаварийные режимы кратковременны, поэтому ГОСТ 13109-97 допускает в этих режимах дополнительные понижения напряжения на 5%. В связи с этим можно для этих режимов принять значение желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанций U_н.жел = 10,2 кВ. Определение значений n и U_{нн.действ} приведено в табл. 6.6.

Таблицы 6.6 - Проверка достаточности диапазона РПН в послеаварийных режимах

ПС	Sном, кВ·А	Рнг, МВт	Qнг, Мвар	Rпс, Ом	Хпс, Ом	Uв.пс, кВ	U'н, кВ	kтр.жел	n	Uнн.действ
1	16000	22,2	9,46	2,19	43,35	108,50	104,09	10,21	-2	10,32
2	16000	24,5	9,91	2,19	43,35	99,19	94,05	9,22	-7	10,28
3	16000	23,1	9,63	2,19	43,35	103,71	98,98	9,70	-4	10,19
4	10000	10,8	4,43	3,98	69,50	100,32	96,69	9,48	-6	10,35
5	10000	14,8	5,96	3,98	69,50	109,87	105,38	10,33	-1	10,26
6	16000	18,4	7,53	2,19	43,35	103,15	99,46	9,75	-4	10,24

Согласно результатам, полученным в табл. 6.6, регулировочный диапазон РПН в послеаварийных режимах достаточен.

8  УТОЧНЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

.1 Уточнение баланса мощности

Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках линий для нормального режима наибольших нагрузок:

_Σ = Р^н_рпп-1 + Р^н_рпп-3 + Р^н_рпп-5 = 22,500 + 79,305 + 14,959 = 116,764 МВт;_Σ = Q^н_рпп-1 + Q^н_рпп-3 + Q^н_рпп-5 - ΣQ_{зар.гол}/2 = 11,040 + 36,974 + 6,887 - - (0,837+1,054+0,644) = 52,366 Мвар.

Определяем реактивную мощность энергосистемы:

Q_с = Р_сtg(arc cos_с) =116,764·tg(arc cos 0,9) = 116,764·0,484 = 56,514 Мвар.

Так как Q_с > Q_Σ, то принимаем решение уменьшить общую мощность компенсирующих устройств на значение, ближайшее к

ΔQ_ку = Q_с - Q_Σ = 56,514 - 52,366 = 4,148 Мвар.

Всего можно исключить_{ККУ.иск} = 4,148/0,33 ≈ 12 ККУ.

По подстанциям это можно распределить следующим образом: ПС1-1ККУ, ПС2-3 установки, ПС3-2,ПС4-1, ПС5-2, ПС6-3 установки, а всего 12 установок.

8.2    Определение себестоимости передачи электроэнергии

Годовые отчисления на эксплуатационное обслуживание сети берем из табл. 5.3: И₀ = 17119 тыс. руб./год.

Годовые отчисления на амортизацию определяем по нормам [2, табл.6.32]: для ВЛ 35 кВ и выше на металлических и железобетонных опорах - р_а.вл = 0,024 о.е., для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств (подстанций) - р_а.пс = 0,064 о.е. :

И_а.вл = р_а.вл·К_вл = 0,024·150543 = 3613,032 тыс. руб./год;

И_а.пс = 0,064·134775 = 8625,600 тыс. руб./год.

Общие отчисления на амортизацию:

И_а.Σ = 3613,032+8625,600 = 12238,632 тыс. руб./год.

Издержки на оплату потерь электроэнергии

И_Δw = ΔPс_э = 2,256·10³·4400·1,911 = 18969350 руб./год = 18969,350 тыс. руб./год,

где ΔP_Σ взято из п.6.3, с_э - для шестого шага из табл. 5.2.

Общие годовые издержки при работе электрической сети

И_Σгод = И₀ + И_а.Σ + И_Δw = 17119+12238,632+18969,350 ≈ 48327 тыс. руб./год.

Годовой отпуск электроэнергии потребителям

W_год = ΣP_i·Т_и.м = 113,8·10³·6300 = 7,1694·10⁸ кВт·ч/год.

Себестоимость передачи электроэнергии

с_п.э = И_Σгод/W_год = 48327·10³/(7,1694·10⁸) = 0,0674 руб./(кВт·ч).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По исходным данным о нагрузках потребителей выполнен в таблице 1 расчет баланса мощности, определена общая реактивная мощность, подлежащая компенсации, выполнена расстановка компенсирующих устройств на подстанциях потребителей.

Используя географическое расположение источника питания и потребителей, а также состав нагрузок по категориям надежности электроснабжения, по методике [1] составлены 11 вариантов конфигурации с анализом каждого варианта: три варианта в группе радиально-магистральных резервированных схем с двухцепными линиями и двухтрансформаторными подстанциями, семь вариантов в группе комбинированных схем и один вариант кольцевой сети. В первой группе конкурентоспособным вариантом признан вариант 1, а во второй - вариант 10.

Выполнены предварительные электрические расчеты вариантов 1, 10 и 11 (кольцевой сети), включая расчет потокораспределения и выбор номинального напряжения, выбор оптимальных сечений проводов линий электропередачи по методу экономических интервалов, номограммы которых построены на рис. 3.2 и 3.4. Выбранные провода проверены по техническим ограничениям: длительно допустимому току и по условию потерь энергии на коронный разряд. Определены параметры схем замещения линий - их активные и индуктивные сопротивления, а также параметры нормального режима линий - потери активной мощности и потери напряжения до узловых точек и конечных потребителей. Определены наибольшие потери напряжения в послеаварийных режимах и проверена достаточность общего регулировочного диапазона сети. В варианте 1 номинальное напряжение сети U_ном = 110 кВ.

В варианте 11 кольцевая сеть имеет U_ном = 220 кВ и выполняется одноцепными линиями с проводами АС240/32. Общие потери активной мощности в этом варианте составляют ΔP_Σ = 0,83 МВт, что в 2,6 раза меньше по сравнению с вариантом 1. Снижение потерь мощности достигается за счет повышения номинального напряжения и сечений проводов.

Комбинированная сеть по варианту 10 представляет собой сокращенное кольцо, к узлу 4 которого присоединена двухцепная линия 4-2. Она имеет U_ном = 220 кВ, провода марки АС240/32, ΔP_Σ = 0,87 МВт и обладает достаточным регулировочным диапазоном.

В разделе 4 выбраны трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН подстанций. Так как все подстанции имеют потребителей Ι или ΙΙ категории по требуемой степени надежности электроснабжения, то они выполняются двухтрансформаторными и с выключателями в цепях трансформаторов, а не с отделителями и короткозамыкателями. Номинальные мощности трансформаторов выбраны по условиям работы в нормальном и послеаварийном режимах с учетом их допустимой перегрузки на 40% сверх номинальной мощности. Схемы ОРУ на стороне высшего напряжения подстанций приняты в зависимости от типов схемы электроснабжения и подстанций и приведены в приложении 1.

Технико-экономическое сравнение трех конкурентоспособных вариантов и выбор из них лучшего выполнены в соответствии с действующими методическими рекомендациями [8]. В качестве критериев выбора использовались капитальные вложения, срок их окупаемости, чистый дисконтированный доход. Лучшим признан вариант радиально-магистральной сети, имеющий меньшие капитальные вложения (K_Σ = 285318 тыс. руб.) и срок их окупаемости (6 лет) и больший чистый дисконтированный доход за 14 лет эксплуатации (202022 тыс. руб.).

В разделе 6 выполнен уточненный расчет электрических режимов радиально-магистральной сети с дополнительным (по сравнению с предварительным расчетом) учетом зарядной мощности ВЛ 110 кВ, потерь мощности и напряжения в трансформаторах 110/10 кВ. Общие потери активной мощности ΔP_Σ = 2,256 МВт. Определены также напряжения на шинах 110 кВ подстанций в нормальном и послеаварийном режимах.

В разделе 7 проверена достаточность регулировочного диапазона трансформаторов в нормальном режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах.

В результате уточнений баланса мощности суммарная мощность компенсирующих устройств на подстанциях потребителей уменьшена на 3,960 Мвар.

Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети

с_п.э. = И_Σгод/W_год = 0,0674 руб./(кВт·ч).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Хусаинов И.М. Проектирование сети для электроснабжения промышленного района: учеб. пособие / И.М. Хусаинов. Саратов: СГТУ, 2005. 84 с.

2.      Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / Под ред. В.М. Блок. М.: Высш. шк., 1990. 383 с.

.        Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Спб.: Изд-во ДЕАН, 2002. 928 с.

.        Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств / Л.И. Двоскин. М.: Энергоатомиздат, 1985. 220 с.

.        Боровиков В.А. Электрические сети энергетических систем / В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Л.: Энергия, 1977. 391с.

.        Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети. Проектирование / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. Мн.: Высш. шк., 1988. 308 с.

.        Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы: учеб. пособие для вузов / Л.А. Солдаткина. М.: Энергия, 1978. 216 с.

.        Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (2-я редакция). М.: Экономика, 2000. 421 с.