Учебная работа. Проект электрификации района

Пользователи электроэнергии

Рmax,

МВт

cos ц, макс.,

наивыгоднейший

Рmin,

МВт

cos ц, миним.,

наивыгоднейший

Тmax для Р, ч/год

Толика электроприемников

I и II категорий, %

А — 3

20

0,94

17

0,87

6600

90

Б — 8

95

0,97

85

0,85

3600

90

В — 7

140

0,98

125

0,8

3600

85

Г — 4

25

0,93

18

0,84

4400

85

Д — 5

80

0,9

72

0,82

6200

90

1. Черта электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

В рассматриваемом проекте дан план района, где все пользователи электроэнергии в точках: А, Б, В, Г, Д, являются пользователями I и II группы.
Электроприемники первой группы — это электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, опасность для сохранности страны, значимый вещественный вред, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо принципиальных частей коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.
Электроприемники первой группы в обычных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от 2-ух независящих взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от 1-го из источников питания быть может допущен только на время автоматического восстановления питания.
Во II категорию входят электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, устройств и промышленного транспорта, нарушению обычной деятель значимого числа городских и сельских обитателей.
К III группы относят все другие электроприемники, не пригодные под определения I и II категорий.
Данный электрифицируемый район находится в ненаселенной местности п. 2.5.4 [6], в 5-ом районе по ветру из карты районирования местности РФ (Российская Федерация — действия на их окружающей температуры, ветра, гололеда, образующегося на проводах и тросах, грозовых явлений.
Величина температуры воздуха оказывает прямое воздействие на степень натяжения и провисания проводов и тросов. При всем этом наибольшее работу ВЛ влияет температура, при которой происходит процесс образования гололеда. Ветер оказывает давление на провода, тросы и опоры. Возникающая поперечная перегрузка на провода и тросы наращивает их натяжение.
План электрифицируемого района приведен на рисунке 1.
Начальные данные употребления электроэнергии заносим в таблицу 1.
Набросок 1. План электрифицируемого района.
Таблица 1
Начальные данные для проектирования

Обозначение подстанции

Состав
потребителей
по

категориям

время исп-я

max перегрузки

Режим наибольшей

перегрузки

Режим малой

перегрузки

Кате

гория

%

S,

МВА

P,

МВт

Q,

МВар

сos ц

sin ц

S,

МВА

P,

МВт

Q,

МВар

сos ц

sin ц

А

I и II

90

6600

21,3

20

7,3

0,94

0,34

19,5

17

9,6

0,87

0,49

III

10

Б

I и II

III

90

10

3600

97,9

95

23,8

0,97

0,24

100

85

52,7

0,85

0,53

В

I и II

III

85

15

3600

142,9

140

28,4

0,98

0,2

156,3

125

93,8

0,8

0,6

Г

I и II

III

85

15

4400

26,9

25

9,9

0,93

0,36

21,4

18

11,6

0,84

0,54

Д

I и II

III

90

10

6200

88,9

80

38,7

0,9

0,44

87,8

72

50,3

0,82

0,57

и .
2. Подготовительный выбор конструкции и номинального напряжения линий сети

До этого всего решаем вопросец о проектировании полосы. Обычно, воздушные полосы (ВЛ) экономически прибыльнее, кроме случаев, когда ЛЭП проходят в критериях городка, аэродрома и т.д. Также приводим подготовительные суждения о проектируемой сети, материале и конструкции опор, рекомендуемых марках провода. При всем этом учитываем, что на напряжении 110 кВ используются в главном древесные и железобетонные опоры, а для ЛЭП -220 кВ и выше — железобетонные и железные.
Потом намечаем 5 вариантов схем электрификации сети. Варианты схем приведены на рисунках 2, 3, 4, 5 и 6.
В согласовании с ПУЭ [6] перегрузки 1 группы должны обеспечиваться электроэнергией от 2-ух независящих источников питания и перерыв в их электроснабжении допускается только на время автоматического включения запасного питания. Как правило, двухцепная линия, выполняемая на одной опоре не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей 1 группы.
Для их целенаправлено предугадывать не наименее 2-ух отдельных одноцепных линий. При выполнении требований надежности электроснабжения пользователи 1 группы должны обеспечиваться 100 процентным резервом, который должен врубаться автоматом.
Подготовительный выбор номинального напряжения Uн линий производим вместе с разработкой схемы сети, потому что они взаимно определяют друг друга. Напряжения для разных частей проектируемой электронной сети могут значительно различаться. Величина Uн зависит как от передаваемой по ЛЭП мощности, так и удаленности перегрузки от источника питания.
Для избранных вариантов схем производим подготовительный выбор номинального напряжения, используя для ЛЭП до 250 км и передаваемой мощности до 60 МВт формулу Стилла:
кВ, (1)
где Р — мощность, передаваемая по одной цепи, кВт.
Для варианта схемы 1 на участке сети А-Г:
кВ,
где МВт;
на участке сети А-Б:
кВ,
где МВт.
Для ЛЭП до 250 км и передаваемых мощностях наиболее 60 МВт используем формулу Залесского:
, кВ, (2)
где Р — мощность, передаваемая по одной цепи, кВт.
Для варианта схемы 1 на участке сети ИП-А:
кВ,
где МВт.
Таковым образом, находим напряжение и на остальных участках схемы сети и их значения заносим в таблицу 2.
Набросок 2. Вариант 1

Набросок 3. Вариант 2
Набросок 4. Вариант 3
Набросок 5. Вариант 4

Набросок 6. Вариант 5

Таблица 2

Подготовительный выбор питающих напряжений

Вариант

сети

Участок

сети

Мощность, МВт

Длина,

км

Напряжение, кВ

Выбранное

напряжение,

кВ

по формуле

Стилла

по формуле

Залесского

вся линия

на одну

цепь

1

ИП-А

А-Г

А-Б

А-В

В-Д

360

25

95

220

80

180

12,5

47,5

110

40

11

19

18

20

18

 —

64,2

121,1

—

111,3

164,2

—

—

135,6

—

220

110

110/220

220

110/220

2

ИП-А

А-В

В-Б

В-Г

В-Д

360

340

95

25

80

180

170

47,5

12,5

40

11

20

15

17

18

—

—

120,8

63,9

111,3

164,2

168,5

—

—

—

220

220

110/220

110

110/220

3

ИП-А

А-Г

А-Б

Б-В

В-Д

360

25

315

220

80

180

12,5

157,5

110

40

11

19

18

15

18

—

64,2

—

—

111,3

164,2

—

160

132

—

220

110

220

110/220

110/220

4

ИП-А

А-Г

Г-В

В-Б

В-Д

360

340

315

95

80

180

170

157,5

47,5

40

11

19

17

15

18

—

—

—

120,8

111,3

164,2

167,7

159,6

—

—

220

220

220

110/220

110/220

5

ИП-А

А-Б

А-Г

Г-В

В-Д

360

95

245

220

80

180

47,5

122,5

110

40

11

18

19

18

18

—

121

—

—

111,3

164,2

—

142,3

134,2

—

220

110/220

220

110

110/220

3 Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях

При проектировании подстанции нужно учесть требования резервирования, исходя из того, что пользователи первой группы обязаны иметь питание от 2-ух независящих источников электроэнергии, при всем этом быть может обеспечено резервирование питания и всех остальных потребителей. При питании потребителей первой группы от одной подстанции, для обеспечения надежности питания, нужно иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шины, при всем этом мощность трансформаторов обязана быть выбрана так, чтоб при выходе из строя 1-го из их, 2-ой с учетом ГОСТ 14209-69 допустимой перегрузки силового трансформатора до 40% на время максимумов с общей дневной длительностью не наиболее 6 часов в течение 5 суток попорядку, при коэффициенте наполнения не наиболее 0,75, обеспечивая питание всех потребителей первой группы.
Выбор трансформаторов производим для каждой подстанции с 2-мя трансформаторами, при номинальной мощности всякого, рассчитанного в границах от 60% до 70% наибольшей перегрузки и с учетом перегрузки в аварийном режиме до 40%. Так, для подстанции А с наибольшей перегрузкой S=21,3 МВА — избираем два трансформатора, мощность всякого по 16 МВА, тогда коэффициент загрузки в обычном режиме:
,
а в аварийном режиме при одном рабочем трансформаторе:
Аналогичным образом избираем трансформаторы для других подстанций. Результаты заносим в таблицу 3.
Согласно требованиям ПУЭ [6] принимаем к установке однотипные трансформаторы.
Таблица 3
характеристики трансформаторов и автотрансформаторов.

Подстанция

Uном

Наибольшая
перегрузка,

S, МВА

Мощность
потребителей
1-й и 2-й
группы,

S1,2, МВА

Кол-во
избранных

трансф-ров

Номинальная
мощность
трансф-ров,

Sн, МВА

Коэф-т
загрузки
в норм.
режиме,

Кз.н.

Коэф-т
загрузки
в аварийном
режиме,

Ка.р.

А

115

21,3

19,2

2

25

0,43

0,85

230

2

25

0,43

0,85

Б

115

97,9

88,1

2

80

0,61

1,22

230

2

80

0,61

1,22

В

115

142,9

121,5

2

125

0,57

1,14

230

2

125

0,57

1,14

Г

115

26,9

22,9

2

25

0,54

1,08

230

2

25

0,54

1,08

Д

115

88,9

80

2

80

0,56

1,11

230

2

80

0,56

1,11

По избранной мощности выписываем технические данные трансформаторов и заносим их в таблицу 4.
Таблица 4
Технические данные силовых трансформаторов.

П/ст.

Тип

трансф-ра

Мощность
трансф-ров,

МВА

Номинальное
напряжение,

Uв/Uн, кВ

Утраты
Х.Х.,

кВт

Утраты
К.З.,

кВт

Напряжение
К.З.,

%

ток
Х.Х.,

%

Стоимость,

тыс.руб.

А

2ТДТН

25

115/6,6

36

120

10,5

1

27

2ТДТН

25

230/6,6

50

145

11

1,2

36

Б

2ТДЦ

80

115/6,3

70

310

10,5

0,45

65

2ТДЦ

80

242/6,3

80

320

11

0,6

90

В

2ТДЦ

125

121/10,5

120

400

10,5

0,5

82

2ТДЦ

125

242/10,5

115

380

12,2

3,8

108

Г

2ТДТН

25

115/6,6

36

120

10,5

1

27

2ТДТН

25

230/6,6

50

145

11

1,2

36

Д

2ТДЦ

80

115/6,3

70

310

10,5

0,45

65

2ТДЦ

80

242/6,3

80

320

11

0,6

90

4 анализ и обоснование схем электронной сети
На первом шаге сопоставление производим по облегченным показателям, анализируя длины трасс. Суммарный момент активной мощности, определяемый по формуле:
, МВт·км,
где P — мощности, передаваемые по участку сети, МВт;
l — длина участка сети, км.
Рассчитаем суммарный момент активной мощности для варианта 1:
Длина трассы:
км,
Длина цепей:
км.
Аналогичным образом рассчитываем суммарный момент активной мощности оставшихся вариантов. И заносим результаты в таблицу 5.
Таблица 5
Облегченные характеристики рассматриваемых схем

Вариант

Длина трассы,

км

Длина цепей,

км

Суммарный момент мощности,

МВт·км

1

86

172

12075

2

81

162

14050

3

81

162

14845

4

80

160

18640

5

83

166

15725

Беря во внимание, что варианты схем 1, 2, 3 фактически в одинаковой мере удовлетворяют таковым показателям как: надежность, упругость, удобство многообещающего развития и эксплуатация сети, свойство электроэнергии, то для предстоящего технико-экономического расчета и сопоставления избираем варианты 1, 2, 3.
сейчас определим утраты напряжения в сети, но потому что сочетания проводов еще не выбраны, то эту операцию выполним приближенно, базируясь на среднем значении погонных активных и реактивных сопротивлениях ЛЭП :
110 кВ: rо = 0,17 Ом/км; 220 кВ: rо = 0,10 Ом/км;
хо = 0,42 Ом/км; хо = 0,43 Ом/км;
Для определения падений напряжений на участках сети используем формулу (3):
; (3)
где Rл, Xл — соответственно активное и реактивное сопротивления рассматриваемой сети;
P, Q — соответственно активная и реактивная мощности рассматриваемой сети;
Uн — номинальное напряжение сети.
Для пересчета в процентное соотношение воспользуемся формулой (4):
(4)
Активные и реактивные сопротивления участков сети определяются по погонным характеристикам сети. Так для участка сети ИП-В варианта 1 и для номинального напряжения 220 кВ:
Ом, (220 кВ),
Ом, (220 кВ).
сейчас зная активную и реактивную мощности линий и сопротивления этих линий по формуле (3) определим падение напряжения на отдельных участках линий. Для участка сети ИП-В варианта 1 в обычном режиме:
кВ, (220 кВ).
В процентном отношении:
%, (220 кВ).
Дальше определим падение напряжения на отдельных участках линий варианта 1 в аварийном режиме по формуле (5):
(5)
Для участка сети ИП-В:
кВ;
В процентном отношении:
%.
Аналогичным образом определяем падение напряжения в обычном и аварийном режимах для всех линий вариантов 1, 2, 3; данные расчетов заносим в таблицу 6.
Таблица 6
Падение напряжения в ЛЭП

Вариант

Участок

сети

Длина
Полосы, L

Номин.
напряжение,

Uн, кВ

Активное
сопрот-е,

R, Ом

Реактив.
сопрот-е,

Х, Ом

Активная
мощ-ть,

Р, МВт

Реактив.
мощ-ть,

Q, МВар

Падение
напряж.
в норм.
режиме,

Uн.р., кВ

Падение
напреж-я,

Uн.р., %

Падение
напряж. в
аварийном
режиме,

Uа.р., кВ

Падение
напряж-я,

Uа.р., %

1

ИП-А
А-Г
А-Б
А-В

В-Д

11
19
18
20

18

220
110
110/220
220

110/220

1,1
3,23
3,06/1,8
2

3,06/1,8

4,73
7,98
7,56/7,54
8,6

7,56/7,74

180
12,5
47,5
110

40

108,1
9,9
23,8
67,1

38,7

3,22
1,09
2,96/1,23
3,62

3,77/1,69

1,46
0,99
2,69/0,56
1,68

3,43/0,77

6,44
2,18
5,92/2,46
7,24

7,54/3,38

2,93
1,98
5,38/1,12
3,29

6,85/1,54

2

ИП-А
А-В
В-Б
В-Г

В-Д

11
20
15
17

18

220
220
110/220
110

110/220

1,1
2
2,55/1,5
2,89

3,06/1,8

4,73
8,6
6,3/6,45
7,14

7,56/7,74

180
170
47,5
12,5

40

108,1
100,8
23,8
9,9

38,7

3,22
5,49
2,46/1,02
0,97

3,77/1,69

1,46
2,5
2,24/0,46
0,88

3,43/0,77

6,44
10,98
4,92/2,04
1,94

7,54/3,38

2,93
4,99
4,47/0,93
1,76

6,85/1,54

3

ИП-А
А-Г
А-Б
Б-В

В-Д

11
19
18
15

18

220
110
220
110/220

110/220

1,1
3,23
1,8
2,55

3,06/1,8

4,73
7,98
7,74
6,3

7,56/7,74

180
12,5
157,5
110

40

108,1
9,9
90,9
67,1

38,7

3,22
1,09
4,49
6,39

3,77/1,69

1,46
0,99
2,04
5,81

3,43/0,77

6,44
2,18
8,98
12,78

7,54/3,38

2,93
1,98
4,08
11,62

6,85/1,54

5 Технико-экономическое сопоставление вариантов
Выбор и обоснование рационального варианта электронной сети
Из отобранных по результатам подготовительного анализа 3-х вариантов нужно избрать более прибыльный вариант.
Условием оптимальности является: З = min,
где З — приведенные Издержки.
При сооружении всей сети в течение 1-го года и схожей степени надежности, приведенные издержки всякого варианта определяются по формуле:
, (6)
где К — единовременное серьезное вложение в данный вариант сети, тыс. руб.,
И — каждогодние эксплуатационные расходы, тыс. руб.,
Рн — нормативный эффект, Рн = 0,15.
Сопоставление рассматриваемых вариантов проводим в два шага. На первом шаге — для всякого варианта нужно найти сечения проводов ЛЭП . Для сетей и ЛЭП напряжением до 220 кВ (вкл.) оно выбирается по экономической плотности тока — для дюралевых неизолированных проводов (см. таблицу 7).
Таблица 7
Выбор экономической плотности тока.

Длительность использования

макс. перегрузки, ч/год

1000 — 3000

3001 — 5000

5001 — 8760

Финансовая плотность тока, А/мм2

1,3

1,1

1,0

Экономическое сечение провода при всем этом определяется по формуле:
, (7)
где Iм — ток полосы в обычном режиме при наибольшей перегрузке, при Uн;
iЭК — финансовая плотность тока, А/мм2
Для ЛЭПИП — В(220 кВ) в варианте 1 ток равен:
кА = 495,9 А,
где 2 — количество цепей.
Тогда по формуле (7) определяем экономическое сечение провода:
мм2.
Избираем 2 провода АС — 300.
Таковым образом определяем экономическое сечение проводов для всех других линий. Приобретенные данные сводим в таблицу 8, беря во внимание, что сечение проводов обязано быть не наименее для ЛЭП — 110 кВ: АС — 70, ЛЭП — 220 кВ: АС — 240.
Выбранное сечение проводов округляем до наиблежайшего обычного и проверяем по условию нагрева в аварийных режимах работы. Для двухцепной полосы этот вариант соответствует отключению одной полосы и протеканию двойного малого тока по оставшимся в работе ЛЭП , а в замкнутой сети — по линиям, отключаемым попеременно.
Так для полосы ИП-В в варианте 1:
А.
А по избранному сечению и марки проводов определяем продолжительно допустимый ток перегрузки. Из таблицы 9 видно, что выбранное сечение проводов всех линий удовлетворяет условию продолжительно допустимой токовой перегрузки.
сейчас перейдем ко второму шагу, где проведем сопоставление вариантов по наименьшим приведенным затратам. На базе имеющихся данных о цены прокладки 1-го километра ВЛ и данных таблицы 8 о марке избранных проводов, определяем стоимость серьезных вложений на сооружение линий варианта электрификации промышленного района, беря во внимание количество цепей на любом участке.
Таблица 8
Цены линий.

Марка

провода

Номинальное

напряжение, кВ

Стоимость

полосы, тыс. руб./км

Марка

Провода

Номинальное

напряжение, кВ

Стоимость

полосы, тыс. руб./км

АС-70

110

7,5

АС-300

220

13,5

АС-240

110

12,6

АС-400

220

14,7

АС-240

220

12,6

Определим стоимость участков сети по формуле (10), умножая длину полосы на подобающую стоимость из таблицы 9.
(10)
По варианту 1:
руб.;
руб.;
Таблица 9
Экономическое сечение проводов.

Вариант

Участок

сети

Номин.
напряж-е

Uн, кВ

Кол-во

цепей

S
полосы

МВт

Макс. рабочий
ток на одну цепь,

А

Экономич.
плотность
тока,

А/мм2

Расчетно-
эконом.
сечение,

мм2

Принятый
эталон.

провод

Аварийный
ток,

А

Допустимый
по нагреву

ток, А

Длина

полосы, км

1

ИП-А

220

2

377,9

495,9

1

495,9

2хАС-300

1140,6

690

11

А-Г

110

2

26,9

70,6

1,1

64,2

АС-70

162,4

265

19

А-Б

110/220

2

97,9

256,9/128,5

1,1

233,5/116,8

АС-240/АС-240

590,9/295,6

610/610

18

А-В

220

2

231,8

304,2

1

304,2

АС-400

699,7

835

20

В-Д

110/220

2

88,9

233,3/116,7

1

233,3/116,7

АС-240/АС-240

536,6/268,4

610/610

18

2

ИП-А

220

2

377,9

495,9

1

495,9

2хАС-300

1140,6

690

11

А-В

220

2

356,6

467,9

1

467,9

2хАС-240

1076,2

610

20

В-Б

110/220

2

97,9

256,9/128,5

1,1

233,5/116,8

АС-240/АС-240

590,9/295,6

610/610

15

В-Г

110

2

26,9

70,6

1,1

64,2

АС-70

162,4

365

17

В-Д

110/220

2

88,9

233,3/116,7

1

233,3/116,7

АС-240/АС-240

536,6/268,4

610/610

18

3

ИП-А

220

2

377,9

 495,9

1

495,9

2хАС-300

1140,6

690

11

А-Г

110

2

26,9

70,6

1,1

64,2

АС-70

162,4

265

19

А-Б

220

2

329,7

432,6

1

432,6

2хАС-240

995

610

18

Б-В

110/220

2

231,8

608,3/304,2

1

608,3/304,2

2хАС-400/АС-400

1399/699,7

835

15

В-Д

110/220

2

88,9

233,3/116,7

1

233,3/116,7

АС-240/АС-240

536,6/268,4

610/610

18

руб.;
руб.;
руб.
Аналогичным образом определяем стоимость участков сети всех линий для вариантов 2 и 4.
Стоимость серьезных вложений по линиям варианта 1:
Полосы 110 кВ: руб.
Полосы 220 кВ: руб.
Суммарная стоимость руб.
Стоимость серьезных вложений по варианту 2:
Полосы 110 кВ: руб.
Полосы 220 кВ: руб.
Суммарная стоимость руб.
Стоимость серьезных вложений по варианту 3:
Полосы 110 кВ: руб.
Полосы 220 кВ: руб.
Суммарная стоимость руб.
Результаты заносим в таблицу 11.
В серьезные Издержки подстанции входят стоимость оборудования подстанции и неизменная часть издержек. Определяем величину серьезных издержек на оборудование подстанции, которые выписаны и сведены в таблицу 10. За ранее избираем схемы подстанций, набросок 7.
Таблица 10
Стоимость оборудования.

Оборудование

Обозначение

Кол-во

Стоимость, руб.

Выключатели

ВВУ-100-40/2000

ВВБ-220-31,5/2000

3

30000

32000

Разъединители

РЛНД-110/600

РЛНД-220П/1000

2

105

208

Заземляющие ножики

ЗОН-110М-I

ЗР-330-1УХЛ I

8

75

90

Суммарная стоимость оборудования.

Напряжение

110 кВ

220 кВ

Стоимость оборудования

91230 руб.

97968 руб.

Набросок 7. Конфигурация схемы с 2-мя трансформаторами
Определяем серьезные Издержки по варианту 1:
руб. (220 кВ);
руб. (110 кВ)
руб. (220 кВ);
руб. (220 кВ);
руб. (220 кВ).
Сумма серьезных издержек на оборудование подстанции по варианту 1 электрификации района:
руб.
руб.
руб.
Полная сумма серьезных издержек по варианту складывается из суммы серьезных издержек на сооружение ВЛ и на оборудование подстанции:

Для варианта 1:
руб.;
руб.;
руб.;
руб.;
руб.;
руб.
Таковым же образом рассчитываем сумму серьезных издержек для других вариантов и результаты заносим в таблицу 11.
Стоимость утрат электроэнергии состоит из цены утрат электроэнергии в линиях и трансформаторах, которые определяются:
, руб./год
где IМ — наибольшая токовая перегрузка;
R — сопротивление полосы;
ф — время наибольших утрат;
в — стоимость 1 кВт•ч утрат электроэнергии.
к примеру, для варианта 1 участка ИП-А:
тыс. руб.
Суммарные значения ИЛ равны:
Для варианта 1
тыс. руб.
Для варианта 2
тыс. руб.
Для варианта 3
тыс. руб.
Стоимость утрат электроэнергии в трансформаторах определим по формуле:
,
где РХХ — утрат мощности трансформатора при Х.Х;
ф — время наибольших утрат;
в — стоимость 1 кВт•ч утрат электроэнергии;
КЗН — коэффициент загрузки трансформатора при обычном режиме работы.
К примеру, для варианта 1 подстанции А:
тыс. руб.
Суммарные значения равны:
Для варианта 1
тыс. руб.
Для варианта 2
тыс. руб.
Для варианта 3
тыс. руб.
Определяем каждогодние эксплуатационные расходы:
И = И2+И3,
где И2 — расходы на текущий ремонт и сервис;
И3 — стоимость утрат электроэнергии.
Определяем отчисление на ремонт и сервис по формуле:
И2=0,003КЛ+0,03УКП.СТ110кВ+0,02УКП.СТ220кВ (8)
где КЛ — величина серьезных издержек варианта на сооружение ВЛ, тыс. руб.;
КП.СТ110кВ — величина серьезных издержек варианта на оборудование подстанций с напряжением 110кВ, тыс. руб.;
КП.СТ220кВ — величина серьезных издержек варианта на оборудование подстанций с напряжением 220кВ, тыс. руб.
к примеру, рассчитаем отчисление на ремонт и сервис для варианта 1:
И2=0,003•2370,6+0,03•271,2+0,02•896=32,4 тыс. руб.
Аналогично рассчитываем для 2 и 4 вариантов, и результаты заносим в таблицу 11.
Определяем утраты электроэнергии, как сумму стоимостей утрат электроэнергии в линиях и трансформаторах:
.
Для варианта 1:
тыс. руб.
Для варианта 2:
тыс. руб.
Для варианта 3:
тыс. руб.
Определяем каждогодние эксплуатационные расходы:
Для варианта 1:
тыс. руб.
Для варианта 2:
тыс. руб.
Для варианта 3:
тыс. руб.
В итоге определяем приведенные Издержки по формуле:
Для варианта 1:
З = 0,15 • 3537,8 + 432,06 = 962,73 тыс. руб.
Для варианта 2:
З = 0,15 • 3823,8 + 519,98 = 1093,55 тыс. руб.
Для варианта 3:
З = 0,15 • 4289 + 529,25 = 1296,56 тыс. руб.
Данные вычислений заносим в таблицу 11.
По таблице 11 самым прибыльным по экономическим показателям является вариант 1 с минимальными приведенными затратами. Примем данный вариант за базу проекта электрификации района и проведем по нему последующие исследования избранных частей сети.
Таблица 11
Результирующая таблица ТЭП.

Вариант

Подстанция

Uном

Серьезные Издержки, тыс. руб.

Эксплуатационные расходы, тыс. руб.

Приведенные

Издержки, З,

Кл

Кп/ст

К

И3

И2

Ит р

ИЛ

И

тыс. руб.

1

В

220

594

314

908

398,89

33,17

34,34

116,9

432,06

962,73

Б

110

285

271,2

556,2

28,67

7

А

220

450

152

602

15,36

23,5

Г

220

588

152

740

12,49

97,7

Д

220

453,6

278

731,6

44,73

18,2

У

2370,6

1167,2

3537,8

135,59

263,3

2

В

220

594

314

908

487,58

32,4

34,34

116,9

519,98

1093,55

Б

220

1008

278

1286

28,67

189,2

А

220

378

152

530

15,36

19,6

Г

110

255

163,2

418,2

16,24

7,6

Д

220

453,6

228

681,6

41,47

18,2

У

2688,6

1135,2

3823,8

136,08

351,5

3

В

220

594

314

908

617,79

35,42

34,34

116,9

653,21

1296,56

Б

110

285

271,2

556,2

28,67

7

А

220

907,2

152

1059,2

15,36

266,8

Г

220

882

152

1034

12,49

73,3

Д

220

453,6

278

731,6

44,73

18,2

У

3121,8

1167,2

4289

135,59

482,2

6 электронный расчет главных режимов работы сети.

п/ст

Утраты мощности в тр-ре, МВ·А

Мощность нагрузок п/ст преведенные к

высочайшей стороне, МВ·А

Напряжение ВН тр-ра, кВ

Продольная составляющая падения

напряжения, кВ

Поперечная составляющая падения

напряжения, кВ

Воздействие поперечной состовляющей

падения напряжения,%

Падение напряжения в тр-ре, кВ

Напряжение НН тр-

ра, кВ

А

0,077+j0,808

10,154+j5,266

230

1,733

6,6

Б

0,185+j3,486

47,87+j18,872

115

—

1,674

6,3

В

0,238+j9,705

70,476+j33,61

242

—

1,497

10,5

Г

0,092+j1,102

12,684+j7,154

230

—

2,383

6,6

Д

0,18+j3,24

40,36+j25,83

242

—

2,842

6,3

Продольную составляющую падения напряжения определим по формуле:
(22)
где P и Q — активная и реактивная мощности рассматриваемой полосы, МВА
R и X — активное и реактивное сопротивление рассматриваемой полосы, Ом
Расчет для участка сети ИП-А:
Для участка А-Г:
Для участка А-Б:
Для участка А-В:
Для участка В-Д:
Результаты записываем в таблицу 13.

В процентном отношении:

(23)

Расчет для участка сети ИП-А:

Для участка А-Г:

Для участка А-Б:

Для участка А-В:

Для участка В-Д:

Результаты вычислений заносим в таблицу 13.

Падение напряжения в линиях при наибольшей перегрузке

Уч. цепи

Утраты мощности в тр-ре, МВ·А

Мощность прередаваемая по полосы, МВ·А

Напряжении в полосы, кВ

Продольная составляющая падения напряжения,кВ

Поперечная составляющая падения напряжения, кВ

Воздействие поперечной состовляющей падения напряжения,%

Падение напряжения в полосы ?Uн.р., кВ

Напряжение НН тр-

ра, кВ

ИП-А

—

180+j54,05

220

—

0,0146

1,46

3,22

6,3

А-Г

—

12,5+j4,95

110

—

0,0086

0,86

0,95

6,6

А-Б

—

47,5+j11,9

220

—

0,0056

0,56

1,23

6,3

А-В

—

110+j33,55

220

—

0,0165

1,65

3,62

10,5

В-Д

—

40+j19,35

220

—

0,0077

0,77

1,69

6,6

электронный расчет обычного режима работы сети при малой перегрузке

Выпишем наибольшие значения перегрузки по отдельным участкам сети рассматриваемого варианта (вариант 1) и нанесем их на схему замещения:

SИП-А = МВА

SА-Г= МВА

SА-Б= МВА

SА-В= МВА

SВ-Д = МВА

Реактивную мощность, генерируемую половиной полосы, берем из расчета для наибольшей мощности.

Утраты мощности для трансформаторов, установленных на подстанциях, определяем аналогично, как и для наибольшей перегрузки:

Определим утраты для подстанции А:

МВА

Для подстанции Б:

.

Для подстанции В:

.

Для подстанции Г:

Для подстанции Д:

сейчас определяем мощности нагрузок подстанций с учетом утрат в трансформаторах, приведенных к стороне высочайшего напряжения:

(20)

Для подстанции А:

Аналогично определяем для других подстанций, результаты заносим в таблицу 12.

Определяем продольную составляющую падения напряжения в трансформаторах:

(21)

Рассчитаем падения напряжения в трансформаторах подстанции А:

где %

Аналогично для других вариантов, результаты вычислений заносим в таблицу 14.

Таблица 14

Падение напряжения на подстанции при малой перегрузке.

п/ст

Утраты мощности в тр-ре, МВ·А

Мощность нагрузок п/ст приведенные к

высочайшей стороне, МВ·А

Напряжение ВН тр-ра, кВ

Продольная составляющая падения

напряжения, кВ

Поперечная составляющая падения

напряжения, кВ

Воздействие поперечной составляющей

падения напряжения, %

Падение напряжения в тр-ре, кВ

Напряжение НН тр-

ра, кВ

А

0,077+j0,808

10,154+j5,266

230

2,433

6,3

Б

0,185+j3,486

47,87+j18,872

115

—

3,515

6,3

В

0,238+j9,705

70,476+j33,61

242

—

4,259

10,5

Г

0,092+j1,102

12,684+j7,154

230

—

3,375

6,3

Д

0,18+j3,24

40,36+j25,83

242

—

3,615

6,3

Продольную составляющую падения напряжения определим по формуле:

(22)

где P и Q — активная и реактивная мощности рассматриваемой полосы, МВА

R и X — активное и реактивное сопротивление рассматриваемой полосы, Ом

Расчет для участка сети ИП-А:

Для участка А-Г:

Для участка А-Б:

Для участка А-В:

Для участка В-Д:

Результаты записываем в таблицу 13.

В процентном отношении:

(23)

Расчет для участка сети ИП-А:

Для участка А-Г:

Для участка А-Б:

Для участка А-В:

Для участка В-Д:

Результаты вычислений заносим в таблицу 15.

Падение напряжения в линиях при малой перегрузке