|
Сведения о
потребителях
|
Состав по
категориям
|
|
№
|
Р, МВт
|
сos
φ
|
Uн ном, кВ
|
I, %
|
II, %
|
III, %
|
|
1
|
4,3
|
0,86
|
10
|
30
|
20
|
50
|
|
2
|
20,1
|
0,72
|
10
|
0
|
25
|
75
|
|
3
|
12,4
|
0,74
|
6
|
25
|
15
|
60
|
|
4
|
21,5
|
0,86
|
10
|
0
|
0
|
100
|
|
5
|
28,3
|
0,8
|
10
|
10
|
10
|
80
|
|
6
|
21,3
|
0,75
|
10
|
0
|
0
|
100
|
Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число
часов использования максимума 6700. В режиме наименьших нагрузок потребление
активной мощности снижается на 30%. При этом tg φ возрастает на 0,03.
Мощность ТЭЦ - 45 МВт. Коэффициенты мощности ТЭЦ и
энергосистемы - 0,95 и 0,94 соответственно.
На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,05
от номинального.
Выполнить расчёты:
Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих
устройств.
. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого
варианта.
. Предварительный приближенный расчёт трёх отобранных
вариантов.
. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них
лучшего.
. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.
. Уточнённый расчёт электрических режимов выбранного
варианта.
. Проверка достаточности регулировочного диапазона
трансформаторов.
. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости
передачи электроэнергии.
2. Составление баланса мощности
Общее потребление активной мощности всеми потребителями в
часы максимума или требуемая активная мощность находится суммированием нагрузок
потребителей и соответствующих потерь:
где:
- активная мощность i-го потребителя из задания;
- прогнозируемые потери активной мощности в линиях и
трансформаторах, приходящиеся на i-тый потребитель.
принимаются в пределах 3…8% от потребляемой активной мощности.
Принято - 6%.
Потери активной мощности первого потребителя: 
Полная мощность i-того
потребителя: 
Реактивная мощность каждого потребителя и общее её потребление:
где, 
- общие потери реактивной мощности во
всей сети.
Реактивная мощность потребителей:
Мвар;
Мвар;
Потери реактивной мощности в трансформаторах принимаются равными
6% от его полной мощности:
;
Мвар;
Таблица 2 - Баланс мощности
|
Потребитель
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
Итого
|
|
Pi,МВт
|
7,6
|
8,9
|
17,3
|
16,2
|
28,6
|
6,9
|
90,63
|
|
DPi,МВт
|
0,456
|
0,534
|
1,038
|
0,972
|
1,716
|
0,414
|
|
|
Qi,Мвар
|
8,885
|
9,861
|
17,65
|
15,167
|
35,255
|
7,238
|
101,693
|
|
DQтрi, Мвар
|
0,702
|
0,797
|
0,483
|
1,332
|
2,724
|
0,6
|
|
|
Qку, Мвар
|
6,131
|
6,611
|
11,266
|
9,132
|
24,974
|
4,701
|
62,816
|
|
nку
|
14
|
16
|
27
|
22
|
58
|
12
|
149
|
|
 , Мвар2,5852,6615,55,2679,1551,83827,006
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Si,МВ·А
|
8,028
|
9,29
|
18,153
|
17,035
|
30,03
|
7,141
|
89,675
|
По результатам, занесённым в таблицу, определяются требуемые
мощности:
;
МВт;
Мвар.
По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяется
располагаемая реактивная мощность. Так как в сети имеется независимый источник
ограниченной мощности - местная ТЭЦ, то его реактивная мощность также
учитывается:
;
Мвар.
Имеется дефицит реактивной мощности - необходима установка
компенсирующих устройств. Необходимая мощность компенсирующих устройств для
потребителей:
Так как среди источников имеется местная ТЭЦ, то вместо 
в эту формулу подставляется:
=0,429
Мвар.
Для компенсации используются батареи статических конденсаторов.
Количество компенсирующих установок:
;
где, Qед - мощность одной установки.
Принимаются к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10 и
ККУ-6 с единичной мощностью 0,45 Мвар.
С учётом компенсации реактивная мощность потребителей составит:
;
Мвар.
Проверка расчёта баланса:
;
Баланс практически сошёлся - расчёты верны.
3. Выбор оптимального варианта схемы сети
Суммарная протяженность ВЛ от РПП1 до потребителей = 361 км, от
РПП2 - 354 км. К расчётам принимается РПП2.
Электрическая сеть должна обеспечить надёжность электроснабжения.
Потребители 1-й и 2-й категории обеспечиваются электроэнергией не менее чем от
двух независимых источников питания.
Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при
выборе схемы сети исходят из высшей категории потребителей данного пункта. Все
варианты схем делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые
схемы и смешанные.
Вариант 1 - магистрально - радиальная сеть. Все ЛЭП прокладываются
напрямую от РПП.
; 
км;
N Σ1 = 7 шт.; L1 = 408 + 7∙4 = 436 км.
Принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной
линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Необходимое количество выключателей
складывается из выключателей на подстанции энергосистемы (7 шт.) - по одному
выключателю на каждый отходящий фидер.
Во втором варианте (рис. 3.3) радиально - магистральной схемы
сокращается протяженность ВЛ, но увеличивается количество выключателей, так как
ПС1 и ПС5 в новой схеме - узловые.
км;
N Σ2 = 14 шт.; L2 = 423 км.
Вариант 3 (рис. 3.4) усовершенствование радиально -
магистральных вариантов 1 и 2. Максимально уменьшается протяженность и
наименьшее количество выключателей.
км; N Σ3 = 4 шт.; L3 = 318
км.
Вариант 4 (рис. 3.5) - однокольцевая схема: в кольцо объединяются
все РП и ТЭЦ. ВЛ в одноцепном исполнении.
км; N Σ4= 9 шт.; L4= 328 км.
Вариант 5 (рис. 3.6). Комбинированная сеть - часть потребителей
объединяется в кольцо, остальные соединены радиально-магистральным способом. 
км; N Σ5= 12 шт.; L5= 360,5 км.
4. Предварительный расчёт выбранных вариантов
Предварительный расчёт необходим для технико-экономического
сравнения отобранных вариантов и выбора лучшего из них.
Предварительный расчёт потокораспределения производится для
режима наибольших нагрузок. Расчёт потокораспределения радиально-магистральной
линии делается на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее
удалённых потребителей к источнику. Так как расчёт приближенный, то потерями
мощности пренебрегают.
4.1 Предварительный расчёт
радиально-магистральной схемы №3
Потокораспределение:
Поток мощности на участке 2-6 равен мощности ПС6:
МВ∙А.
Поток мощности на участке 5-2 определяется суммированием двух
потоков, вытекающих из узла 2:
МВ∙А.
Поток мощности на участке Р-5 определяется суммированием двух
потоков, вытекающих из узла 5:
МВ∙А.
Поток мощности на линии Р-1-Т-3-4 рассчитывается аналогично.
С помощью формулы Илларионова, определяется целесообразное
номинальное напряжение на участках:
;
кВ.
Принимается ближайшее стандартное значение 110 кВ.
Таблица 4.1 - Выбор напряжений для варианта 2
|
Участок
|
L, км
|
P, МВт
|
Q, Мвар
|
S, МВ·А
|
U', кВ
|
Uном,
кВ
|
|
Р-5
|
38
|
44,4
|
13,654
|
46,452
|
89,168
|
110
|
|
5-2
|
45
|
15,8
|
4,5
|
16,428
|
55,252
|
110
|
|
2-6
|
20
|
6,9
|
1,838
|
7,141
|
50,812
|
110
|
|
Р-1
|
20
|
1,1
|
4,873
|
4,995
|
14,792
|
110
|
|
1-Т
|
42
|
6,5
|
7,458
|
9,893
|
35,78
|
110
|
|
Т-3
|
23
|
33,5
|
10,766
|
35,187
|
76,474
|
110
|
|
3-4
|
30
|
16,2
|
5,267
|
17,035
|
76,475
|
110
|
Для участков Р-1 и 1-Т принимается номинальное напряжение 110
кВ, так как участки не конечные.
Выбор сечений проводов линий
В качестве основного метода используется метод экономических
интервалов. Считается, что по климатическим условиям район сооружения сети
соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и
двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. На рисунке 4.2 представлены номограммы
экономических интервалов, по которым выбираются сечения проводов.
Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ
Рисунок 4.2 - Номограммы экономических интервалов
Для этого находится значение параметра 
и величина тока в каждой цепи в часы
наибольших нагрузок.
, (кВт/руб.)1/2
Аргумент, зависящий от параметров, входящих в подкоренное
выражение.
Для заданного значения числа часов использования максимума Тм=6000
ч τ
определяем по графику из справочной литературы: τ =4250 ч.
В качестве приемлемого срока окупаемости принимается 
года. Соответствующая этому сроку
окупаемости эффективность капиталовложений составит: 
.
Стоимость потерь электроэнергии принимается 0,6 руб./кВт∙ч.
Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принимается 
.
Тогда, 
(кВт/руб.)1/2.
Наибольший ток в одной цепи линий:
;
А.
По номограмме для двухцепной линии 110 кВ на рис. 4.2
определяется, что при 
ток 121,905 А попадает в экономический
интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбирается
провод марки АС-120/19.
Выбранные провода проверяются по техническим ограничениям. В
наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет
выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится.
Допустимая нагрузка для провода АС 120/19 составляет 390 А.
.
Все провода выдерживают удвоенный ток послеаварийного режима.
Параметры линий и их режимы
Активные (R) и реактивные
(X) сопротивления линий определяются по
формулам:
, Ом; 
, Ом;
где, 
и 
- длина участка в км и количество цепей;
, 
- погонные активное и реактивное
сопротивления, Ом/км;
Для провода АС-120/19 110 кВ 
Ом/км, 
Ом/км.
Ом; 
Ом.
Потери мощности по участкам:
,
где, 
, МВт - приближенное значение потока
мощности на участке;
, Ом - активное сопротивление участка.
МВт.
Потери напряжения в нормальном режиме:
, кВ;
где, 
и 
- активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.
кВ или 
.
Таблица 4.2 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры
радиально - магистральной сети
|
Участок
|
S, МВ·А
|
I, А
|
F, мм2
|
R, Ом
|
X, Ом
|
ΔP, МВт
|
ΔU, %
|
|
Р-5
|
46,452
|
121,905
|
120/19
|
4,731
|
8,113
|
0,844
|
2,651
|
|
5-2
|
16,428
|
43,113
|
120/19
|
5,603
|
9,608
|
0,125
|
1,089
|
|
2-6/1 цепн.
|
7,141
|
37,479
|
120/19
|
4,98
|
8,54
|
0,021
|
0,414
|
|
Р-1
|
4,995
|
13,109
|
120/19
|
2,49
|
4,27
|
0,005
|
0,195
|
|
1-Т
|
9,893
|
25,963
|
120/19
|
5,229
|
8,967
|
0,042
|
0,834
|
|
Т-3
|
92,343
|
120/19
|
2,864
|
4,911
|
0,293
|
1,229
|
|
3-4/1 цепн.
|
17,035
|
89,409
|
120/19
|
7,47
|
12,81
|
0,179
|
1,558
|
Потери напряжения по линиям:
ΔUР-5-2-6 = 4,154%; ΔUР-5-2-6 п/ав = 6,806%;
ΔUР-1-Т-3-4 = 3,816%; ΔUР-1-Т-3-4 п/ав = 5,045%.
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаются
режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой
магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения:
участки Р-5 и Т-3. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в
два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом
участке.
Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая
потеря напряжения ниже, чем возможности устройств РПН трансформаторов 110 кВ,
составляющих ±9 ×1,78 = ±16,02%.
Суммированием по всем участкам определяются общие потери мощности:
МВт.
Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН
Если среди потребителей подстанции есть потребители первой
или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установка двух
трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум
условиям.
Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено
электроснабжение всех потребителей: 
; во-вторых, в послеаварийном режиме, должно быть обеспечено
электроснабжение потребителей I и II категории 
с учётом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в
работе:
.
Среди потребителей ПС1 1 кВ согласно заданию имеются потребители I и II категории
(40%). Поэтому предусматривается установка двух трансформаторов. Номинальная
мощность трансформаторов:
Для ПС1 и ПС2 выбирается схема: мостик с выключателем в
перемычке и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2×6,3 МВ·А.
Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и
КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2×10 МВ·А.
Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ
110/10-10 кВ с трансформатором 1×25 МВ·А.
Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ
110/10-10 кВ с трансформаторами 2×25 МВ·А.
Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10
кВ с трансформатором 1×10 МВ·А.
4.2
Предварительный расчёт кольцевой сети, схема №4
Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.3.
Условно источник «разрезается» и кольцо разворачивается, превращая кольцевую
сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчёт потокораспределения производится, начиная с головного
участка:
МВт;
Мвар
Поток на участке 1-4 определяется по первому закону Кирхгофа:
МВ∙А.
В конце делается проверка правильности расчёта. Для этого
определяется поток мощности на противоположном головном участке и сравнивается
с потоком мощности, полученным по первому закону Кирхгофа:
МВт;
Мвар
Расчёты, сделанные по первому закону Кирхгофа проведены верно.
Целесообразная величина напряжения определяется по наиболее
загруженному головному участку 5-Б:
кВ.
Принимается номинальное напряжение для всей сети 110 кВ.
Выбор сечений проводов, сопротивлений участков, потерь мощности и
напряжения проводится аналогично п. 4.1, результаты в табл. 4.3.
Общие потери мощности составляют 
МВт;
Потеря напряжения от источника до точек потокораздела:
%;
%.
Таблица 4.3 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий
кольцевой сети
|
Участок
|
S, МВ·А
|
I, А
|
F, мм2
|
R, Ом
|
X, Ом
|
ΔP, МВт
|
ΔU, %
|
ΔU п/ав,
%
|
|
А-1
|
17,454
|
91,609
|
150/24
|
3,96
|
8,4
|
0,099
|
0,74
|
2,099
|
|
1-4
|
9,671
|
50,758
|
150/24
|
11,484
|
24,36
|
0,089
|
0,93
|
4,844
|
|
4-3
|
8,428
|
44,237
|
150/24
|
5,94
|
12,6
|
0,035
|
0,876
|
1,162
|
|
3-Т
|
26,175
|
137,381
|
185/29
|
3,726
|
9,499
|
0,211
|
1,584
|
0,494
|
|
Т-2
|
17,781
|
93,328
|
150/24
|
9,108
|
19,32
|
0,238
|
2,398
|
5,522
|
|
2-6
|
8,676
|
45,538
|
150/24
|
3,96
|
8,4
|
0,025
|
0,567
|
1,925
|
|
6-5
|
2,919
|
15,325
|
150/24
|
14,193
|
24,339
|
0,01
|
0,626
|
5,196
|
|
5-Б
|
28,915
|
151,764
|
185/29
|
6,156
|
15,694
|
0,425
|
2,248
|
|
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате
отказа наиболее загруженного участка 5-Б. При этом кольцевая сеть превращается
в магистральную с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена
на рис. 4.4. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому
закону Кирхгофа. Потери напряжения послеаварийного режима - табл. 4.3.
Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме: U
, %= 21,243% это выше, чем пределы
регулирования устройств РПН = 16% для трансформаторов 110 кВ.
Для уменьшения потерь по напряжению простая кольцевая схема
преобразуется в сложно-замкнутую.
4.3 Сложно-замкнутая сеть
Перед расчётом потокораспределения сложно-замкнутая сеть
преобразуется в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разносится нагрузка 5
между точкой Р и точкой 6. При этом в точку 6 перемещается мощность:
МВ·А.
Это увеличивает нагрузку в точке 6 до величины:
МВ·А.
Новая нагрузка точки 6 разносится между точками Р и 2:
МВ·А.
В точке 2 нагрузка увеличивается до величины:
МВ·А.
Две параллельные линии Р-5-6-2' и Р-2 заменяются одной
эквивалентной. Её длина:
км.
Получившаяся в результате преобразования кольцевая линия
«разрезается» по источнику и представляется, как линия с двухсторонним
питанием. Далее, производится расчёт потокораспределения как в п. 4.2.
Результаты расчёта представлены на расчётной схеме рис. 4.6.
Сеть преобразуется в обратном порядке, находятся потоки мощности
на других участках.
Потоки мощности на участках А-2 и А-5-6-2:
МВ·А.
МВ·А.
Возврат нагрузок:
МВ·А;
МВ·А;
МВ·А.
По полученным данным выбираются сечения линий, определяются их
параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчётов представлены в
табл. 4.4
Таблица 4.4 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий
сложно-замкнутой кольцевой сети
|
Участок
|
S, МВ·А
|
I, А
|
F, мм2
|
R, Ом
|
X, Ом
|
ΔP, МВт
|
ΔU, %
|
|
А-1
|
14,809
|
77,728
|
150/24
|
3,96
|
8,4
|
0,072
|
0,657
|
|
1-4
|
6,981
|
36,64
|
120/19
|
14,442
|
24,766
|
0,058
|
0,834
|
|
4-3
|
10,616
|
55,72
|
150/24
|
5,94
|
12,6
|
0,055
|
1,001
|
|
3-Т
|
28,62
|
150,22
|
185/29
|
3,726
|
9,499
|
0,252
|
1,662
|
|
Т-2
|
15,408
|
80,87
|
150/24
|
9,108
|
19,32
|
0,179
|
2,206
|
|
Р-2
|
6,83
|
35,85
|
120/19
|
15,687
|
26,901
|
0,06
|
0,922
|
|
2-6
|
12,315
|
64,64
|
150/24
|
3,96
|
8,4
|
0,05
|
0,695
|
|
6-5
|
5,306
|
27,85
|
120/19
|
14,193
|
24,339
|
0,033
|
1,091
|
|
5-Б
|
24,915
|
130,77
|
185/29
|
6,156
|
15,694
|
0,316
|
2,05
|
Общие потери мощности составляют 
МВт; потеря напряжения от источника до точек потокораспределения:
%; 
%; 
%; 
%.
Наиболее тяжёлый послеаварийный режим в этой сети возникает в
результате отказа наиболее загруженного участка 3-Т. При этом сложно-замкнутая
сеть превращается в комбинированную: участок простой кольцевой сети и
радиально-магистральной сети. Расчётная схема, соответствующая этому режиму,
представлена на рисунке 4.8.
Таблица 4.5 - Потери напряжения сложно-замкнутой сети
послеаварийного режима
|
Участок
|
Р, МВт
|
Q, Мвар
|
ΔU п/ав,
%
|
|
А-1
|
41,1
|
13,352
|
2,272
|
|
1-4
|
33,5
|
10,766
|
6,202
|
|
4-3
|
17,3
|
5,5
|
1,422
|
|
3-Т
|
авария
|
|
|
|
Т-2
|
40
|
18,225
|
5,921
|
|
Р-2
|
14,575
|
8,853
|
3,858
|
|
2-6
|
16,525
|
6,709
|
1,007
|
|
6-5
|
9,625
|
4,872
|
2,109
|
|
5-Б
|
18,975
|
4,283
|
1,521
|
Общая потеря напряжения до наиболее удаленных точек:
% < 16%; 
%< 16%.
Выбор трансформаторов и схем ОРУ для этого варианта:
Условия для выбора номинальной мощности трансформаторов такие
же, как в п. 4.1. Для всех подстанций выбрана схема: мостик с выключателем в
перемычке и 2-х трансформаторные КТПБ: для ПС1, ПС2 и ПС6 - 110/10 кВ 2×6,3 МВ∙А;
для ПС3 - 110/6 кВ 2×10 МВ∙А;
для ПС4 - 110/10 кВ 2×10 МВ∙А;
для ПС5 - 110/10-10 кВ 2×25 МВ∙А;
4.4
Предварительный расчёт комбинированной сети, вариант №7
Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.9.
Расчёт потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично п. 4.2.
Целесообразная величина напряжения кольцевого участка:
кВ.
Принимается номинальное напряжение для кольцевого участка сети 110
кВ.
Целесообразная величина напряжения радиальных участков:
кВ;
кВ.
кВ.
Принимается номинальное напряжение для радиальных линий 110 кВ.
Таблица 4.6 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий
комбинированной сети
|
Участок
|
S, МВ·А
|
I, А
|
F, мм2
|
R, Ом
|
X, Ом
|
ΔP, МВт
|
ΔU, %
|
|
А-1
|
12,334
|
64,738
|
150/24
|
3,96
|
8,4
|
0,05
|
0,421
|
|
1-Т
|
5,513
|
28,937
|
120/19
|
10,458
|
17,934
|
0,026
|
0,828
|
|
Т-3/2ц
|
35,188
|
92,343
|
120/19
|
2,863
|
4,911
|
0,293
|
1,229
|
|
3-4
|
17,035
|
89,409
|
150/24
|
5,94
|
12,6
|
0,142
|
1,343
|
|
Т-2
|
12,148
|
63,762
|
150/24
|
9,108
|
19,32
|
0,111
|
1,584
|
|
2-6
|
7,141
|
37,479
|
120/19
|
4,98
|
8,54
|
0,413
|
|
2-5
|
4,57
|
23,986
|
120/19
|
11,205
|
19,215
|
0,019
|
0,444
|
|
5-Б
|
34,374
|
180,418
|
240/32
|
4,56
|
15,39
|
0,445
|
2,398
|
Общие потери мощности составляют 
МВт.
Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:
%; 
%.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате
отказа более загруженных участков: в кольцевой части - Б-5 и 3-Т радиальной
сети. При аварии на участке Т-3 сопротивление участка удваивается за счёт
обрыва одной цепи, удваивается также и потеря напряжения на участке. При аварии
на Б-5 - кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной
стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.10. Там же показаны
потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчёт
потери напряжения приведён в табл. 4.7.
Таблица 4.7 - потеря напряжения комбинированной сети в
послеаварийном режиме
|
Участок
|
Р, МВт
|
Q, Мвар
|
I п/ав, А
|
ΔU, %
|
|
А-1
|
45,5
|
8,782
|
243,22
|
2,098
|
|
1-Т
|
37,9
|
6,196
|
201,564
|
4,194
|
|
Т-3/2ц
|
33,5
|
10,766
|
92,343
|
1,229
|
|
3-4
|
16,2
|
5,267
|
89,409
|
1,343
|
|
Т-2
|
44,4
|
13,654
|
243,81
|
5,522
|
|
2-6
|
6,9
|
1,838
|
37,478
|
0,413
|
|
2-5
|
28,6
|
9,155
|
157,614
|
4,102
|
|
5-Б
|
Авария
|
|
|
Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:
Авария Б-5:
% > 16%.
Авария 3-Т: 
%.
Проверка токов послеаварийного режима по номограммам: на участках
А-1, 1-Т, Т-2 и 2-5 можно увеличить сечение проводов. Новые значения
комбинированной сети сведены в табл. 4.8.
Таблица 4.8 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий
комбинированной сети после замены сечения проводов
|
Участок
|
S п/ав, МВ·А
|
I п/ав, А
|
F, мм2
|
R, Ом
|
X, Ом
|
ΔP, МВт
|
ΔU, %
|
|
А-1
|
46,339
|
243,22
|
240/32
|
2,4
|
8,1
|
0,03
|
0,261
|
|
1-Т
|
38,403
|
201,564
|
240/32
|
5,04
|
17,01
|
0,013
|
0,595
|
|
Т-3/2ц
|
35,188
|
92,343
|
120/19
|
2,864
|
4,911
|
0,293
|
1,229
|
|
3-4
|
17,035
|
89,409
|
150/24
|
5,94
|
12,6
|
0,142
|
1,344
|
|
Т-2
|
46,452
|
243,81
|
240/32
|
5,52
|
18,63
|
0,067
|
1,225
|
|
2-6
|
7,141
|
37,478
|
120/19
|
4,98
|
8,54
|
0,021
|
0,414
|
|
2-5
|
30,09
|
157,614
|
185/29
|
7,29
|
18,585
|
0,013
|
0,295
|
|
5-Б
|
|
|
240/32
|
4,56
|
15,39
|
0,445
|
2,398
|
Общие потери мощности составляют 
МВт.
Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:
%; 
%.
Потеря напряжения от источника до наиболее удалённой точки:
Авария Б-5:
% < 16%;
Авария 3-Т: 
% < 16%.
Выбор трансформаторов и схем ВН подстанций
Для ПС1 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и
КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2×6,3 МВ·А.
Для ПС2 выбирается схема: мостик с выключателями в перемычке
и линиях ВН и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2×6,3 МВ·А.
Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и
КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2×10 МВ·А.
Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ
110/10-10 кВ с трансформатором 1×25 МВ·А.
Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и
КТПБ 110/10-10 кВ с трансформаторами 2×25 МВ·А.
Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ
110/10 кВ с трансформатором 1×10 МВ·А.
5.
Оценка экономической эффективности вариантов
Для расчётов приняты варианты 3, 4а и 7. Они представляют
собой радиально-магистральную сеть на 110 кВ, сложно-замкнутую кольцевую сеть
на 110 кВ и комбинированную сеть на 110 кВ.
Для всех вариантов делаются следующие допущения:
. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта
осуществляется за счёт собственных и заёмных средств. Распределение капитальных
вложений по годам принимаем следующим:
первый год - 60000 тыс. руб./ год (собственные средства);
второй год - 30000 тыс. руб./ год (заёмные средства);
третий год - оставшиеся капитальные вложения (заёмные
средства).
Плата за кредит - 25% 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 расчётного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - всё
расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям
остается неизменным.
. Горизонт расчёта - 15 лет. Шаг расчёта - 1 год.
. Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций
энергосистемы 35…220 кВ) для шага 0 - 1,1 руб./кВт∙ч. Принимается также,
что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 1% в год.
Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ, принимается на
10% выше.
. Норма дисконта - 0,15.
. Норма отчислений на эксплуатацию - 6% на всё оборудование.
. Для оценки требуемых капитальных вложений использованы
укрупненные показателями стоимости на 1990 год. Для учёта последующего
изменения цен введён коэффициент удорожания равный 18.
. Инфляция не учитывается.
5.1. Расчёт варианта 3 - радиально-магистральная
сеть
Стоимость сооружения линии Р-5 составит:
где, 
, - стоимость сооружения 1 км двухцепной
ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 для III района по гололеду.
- протяженность линии Р-5.
- коэффициент удорожания.
Стоимость сооружения остальных линий определяется аналогично.
Результаты в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной
сети
|
Участок
|
провод
|
Uном,
кВ
|
Количество
цепей
|
Ко,
тыс. руб.
|
L, км
|
Квл,
т.р.
|
|
Р-5
|
120/19
|
110
|
2
|
20,4
|
38
|
13953,6
|
|
5-2
|
120/19
|
110
|
2
|
20,4
|
45
|
16524
|
|
2-6
|
120/19
|
110
|
1
|
13,1
|
20
|
4716
|
|
Р-1
|
120/19
|
110
|
2
|
20,4
|
20
|
7344
|
|
1-Т
|
120/19
|
110
|
2
|
20,4
|
42
|
15422,4
|
|
Т-3
|
120/19
|
110
|
2
|
20,4
|
23
|
8445,6
|
|
3-4
|
120/19
|
110
|
1
|
13,1
|
30
|
7074
|
|
ИТОГО воздушные
линии
|
73479,6
|
Капитальные вложения в подстанции:
Стоимость сооружения ПС1: 
Здесь 
- стоимость КТПБ 110/10 кВ с двумя
трансформаторами 6,3 МВ∙А и схемы мостик с выключателем в перемычке.
Стоимость сооружения остальных ПС определяется аналогично.
Результаты в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Капитальные вложения в подстанции
радиально-магистральной сети
|
ПС
|
Схема ПС
|
Uном,
кВ
|
кол-во
трансформаторов
|
Sном.тр,
МВА
|
К, тыс. руб.
|
|
1
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10
|
2
|
6,3
|
330
|
|
2
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10
|
2
|
6,3
|
330
|
|
3
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/6
|
2
|
10
|
350
|
|
4
|
КТПБ блок
линия-трансформатор
|
110/10-10
|
1
|
25
|
195
|
|
5
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10-10
|
2
|
25
|
500
|
|
6
|
КТПБ блок
линия-трансформатор
|
110/10
|
1
|
10
|
135
|
|
РПП
|
ячейка с воздушным
выключателем
|
|
4
|
|
57
|
|
Итого
подстанции
|
Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:
Эти капитальные вложения разбиваются по годам строительства. В
денежном выражении это составляет 60000 тыс. руб./год, 30000 тыс. руб./год и
20703,6 тыс. руб./год.
Остальные расчёты проведены в таблице 5.7.
Во вторую строку таблицы помещаются платежи в счёт погашения
кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы
займа.
В третью строку таблицы вписываются процентные платежи за кредит.
На шаге 0 плата за кредит отсутствует, так как были использованы только
собственные средства. На шаге 1 проценты за кредит составляют 25% от
капитальных вложений, сделанных на шаге 1, поскольку это уже заёмные средства.
Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы
капитальных вложений на шагах 1 и 2. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно,
в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит
ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов.
Четвёртая строка таблицы - для каждого шага определяется
отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений,
сделанных за предыдущие годы.
где, сэ - тариф на электроэнергию. На шаге 1 он равен
1,11 руб./кВт∙ч;
k - коэффициент, учитывающий изменение объема покупаемой
электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2
он равен 0,5 и 0,8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0.
На первом шаге затраты на покупку электроэнергии составят:
Седьмая строка таблицы - общие затраты. Они определяются
суммированием данных второй, третьей, четвёртой и шестой строк.
Восьмая строка - результаты, получаемые от реализации проекта. В
данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от
продажи электроэнергии потребителям:
На первом шаге выручка от продажи электроэнергии потребителям
составит:
Для девятой строки рассчитывается приведённый эффект на каждом
шаге, вычетом из результата общих затрат (без капитальных вложений).
Десятая строка - коэффициент дисконтирования.
Коэффициент дисконтирования для шага 3:
.
Одиннадцатая строка - определяется на каждом шаге чистый
дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен капитальным
вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учётом
дисконтирования):
Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываются, так как они
сделаны за счёт заёмных средств.
Чистый дисконтированный доход для радиально-магистральной сети за
все 15 шагов составит 134726 тыс. руб. Срок окупаемости 
.
5.2 Расчёт для варианта 4а сложно-замкнутая сеть
Расчёт стоимости сооружения линий и подстанций проведён
аналогично, результаты в таблицах 5.3, 5.4.
Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ сложно-замкнутой сети
|
Участок
|
провод
|
Uном,
кВ
|
Количество
цепей
|
Ко,
тыс. руб.
|
L, км
|
Квл,
т.р.
|
|
А-1
|
АС 150/24
|
110
|
1
|
13,2
|
20
|
4752
|
|
1-4
|
АС 120/19
|
110
|
1
|
13,1
|
58
|
13676,4
|
|
4-3
|
АС 150/24
|
110
|
1
|
13,2
|
30
|
7128
|
|
3-Т
|
АС 185/29
|
110
|
1
|
13,8
|
23
|
5713,2
|
|
Т-2
|
АС 150/24
|
110
|
13,2
|
46
|
10929,6
|
|
Р-2
|
АС 120/19
|
110
|
1
|
13,1
|
63
|
14855,4
|
|
2-6
|
АС 150/24
|
110
|
1
|
13,2
|
20
|
4752
|
|
6-5
|
АС 120/19
|
110
|
1
|
13,1
|
57
|
13440,6
|
|
5-Б
|
АС 185/29
|
110
|
1
|
13,8
|
38
|
9439,2
|
|
ИТОГО
|
|
|
|
|
|
84686,4
|
Таблица 5.4 - Капитальные вложения в подстанции
сложно-замкнутой сети
|
ПС
|
Схема ПС
|
Uном,
кВ
|
кол-во
трансформаторов
|
Sном.тр,
МВА
|
|
1
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10
|
2
|
6,3
|
|
2
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10
|
2
|
6,3
|
|
3
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/6
|
2
|
10
|
|
4
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10
|
2
|
10
|
|
5
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10-10
|
2
|
25
|
|
6
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10
|
2
|
6,3
|
|
РПП
|
ячейка с
воздушным выключателем
|
|
3
|
|
Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:
Расчёты экономической эффективности этого варианта произведены в
таблице 5.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.
Чистый дисконтированный доход для сложно-замкнутой сети за все 15
шагов составит 123498 тыс. руб. Срок окупаемости 
.
5.3 Расчёт для варианта 7 - комбинированная сеть
Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
|
Участок
|
провод
|
Uном,
кВ
|
Количество
цепей
|
Ко,
тыс. руб.
|
L, км
|
Квл,
т.р.
|
|
А-1
|
АС 240/32
|
110
|
1
|
15,1
|
20
|
5436
|
|
1-Т
|
АС 240/32
|
110
|
1
|
15,1
|
42
|
11415,6
|
|
Т-3
|
АС 120/19
|
110
|
2
|
20,4
|
23
|
8445,6
|
|
3-4
|
АС 150/24
|
110
|
1
|
13,2
|
30
|
7128
|
|
Т-2
|
АС 240/32
|
110
|
1
|
15,1
|
46
|
12502,8
|
|
2-6
|
АС 120/19
|
110
|
1
|
13,1
|
20
|
4716
|
|
2-5
|
АС 185/29
|
110
|
1
|
13,8
|
45
|
11178
|
|
5-Б
|
АС 240/32
|
110
|
1
|
15,1
|
38
|
10328,4
|
|
ИТОГО
|
|
71150,4
|
Таблица 5.6 - Капитальные вложения в подстанции
комбинированной сети
|
ПС
|
Схема ВН ПС
|
Uном,
кВ
|
кол-во
трансформаторов
|
Sном.тр,
МВА
|
|
1
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10
|
2
|
6,3
|
|
2
|
КТПБ мостик с
выключателями в перемычке и линиях ВН
|
110/10
|
2
|
6,3
|
|
3
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/6
|
2
|
10
|
|
4
|
КТПБ блок
линия-трансформатор
|
110/10-10
|
1
|
25
|
|
5
|
КТПБ мостик с
выключателем в перемычке
|
110/10-10
|
2
|
25
|
|
6
|
КТПБ блок
линия-трансформатор
|
110/10
|
1
|
10
|
|
РПП
|
ячейка с
воздушным выключателем
|
|
2
|
|
Общие капитальные вложения для этого варианта составят:
Остальные расчёты эффективности проведены в таблице 5.9 аналогично
варианту с радиально-магистральной сетью.
Чистый дисконтированный доход для комбинированной сети за все 15
шагов составит 152553 тыс. руб. Срок окупаемости .
Как видно из полученных результатов, наибольшей экономической
эффективностью обладает вариант 7 - комбинированная сеть.
электроснабжение мощность сеть потребитель