Электрические системы и сети
Участок
|
Iпав,
A
|
Iдоп.,
А
|
Марка провода
|
А-4
|
417,612
|
605
|
АС-240/32
|
4-3
|
265,795
|
450
|
АС-150/24
|
3-2
|
421,477
|
265
|
АС-70/11
|
4-ТЭЦ
|
246,511
|
605
|
АС-240/32
|
ТЭЦ-1
|
556,611
|
605
|
АС-240/32
|
1-5
|
144,330
|
330
|
АС-95/16
|
1-6
|
109,119
|
605
|
АС-240/32
|
Выбранные провода всех
участков удовлетворяют условию по нагреву ,
кроме участка 1-4, поэтому увеличим сечение провода дна данном участке и
возьмем провод марки АС-240/32.
Посчитаем суммарные потери
напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 2 и 4, т.к.
протяженность линий до каждого из этих участков от РПП 61 км.
Суммарная потеря
напряжения подстанции 5:
Суммарная потеря
напряжения подстанции 6:
В послеаварийном режиме
условие выполняется,
т.к. 7,751<20 и 5,939<20.
4 Выбор трансформаторов
на подстанциях потребителей
Теперь выбираем
трансформаторы на подстанциях.
На каждой из подстанций
предусматриваем установку двух трансформаторов, по причине наличия на каждой
подстанции потребителей или I,или
II категорий, или I
и II категорий одновременно.
Номинальная мощность трансформаторов
должна удовлетворять условию:
Sномi
– номинальная мощность i-той
подстанции,
Sнагрi
–
нагрузочная мощность i-той
подстанции (см. п1. табл.1).
ПС1:
Выбираем два
трансформатора ТМН-6300/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.
ПС2:
Выбираем два
трансформатора ТДН-10000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта
ТРДН-40000/220.
ПС3:
Выбираем два трансформатора
ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.
ПС4:
Выбираем два
трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.
ПС5:
Выбираем два
трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта
ТРДН-40000/220.
ПС6:
Выбираем два
трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.
5 Технико-экономическое
сравнение вариантов и выбор из них лучшего
Сравнение различных
вариантов и выбор лучшего из них будем производить с использованием минимума
дисконтированных издержек:
К – капиталовложения в
строительство сети;
–
издержки на ремонт и обслуживание оборудования;
–
издержки на возмещение затрат потерь электроэнергии;
i
– норматив приведения разновременных затрат ().
Капитальные затраты на
строительство сети определяются по формуле:
КЛЭП –
капиталовложения в линии электропередачи;
КТР –
капиталовложения в трансформаторы;
КОРУ –
капиталовложения в открытые распределительные устройства;
КПЧЗ –
капиталовложения в постоянную часть затрат.
Куд –
удельная стоимость ЛЭП;
L
– длина линии;
n
– количество параллельно работающих цепей;
h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
Куд –
стоимость трансформатора;
nТ
– количество трансформаторов;
h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
,
где Кяч – стоимость ячейки;
nяч
– количество ячеек;
h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
h–
индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
5.1
Радиально-магистральная сеть
Рисунок - Однолинейная
схема радиально-магистральной сети
Рассчитываем
капиталовложения в ВЛ для участка 1-5. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя
из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры.
Необходимости сооружения ВЛ для участка 1-5 на отдельно стоящих опорах нет,
экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной
опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ, с сечением проводов до
150 мм2 равна 57 тыс. руб./км (стоимость на 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для участка 1-5 определятся:
Аналогично определяем
капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в
таблицу 8.
Таблица 8 – Стоимость
ЛЭП
Участок
|
L, км
|
Uном, кВ
|
Марка провода
|
n
|
Куд, тыс. руб./км
|
КЛЭП, тыс.руб.
|
3-2
|
42
|
110
|
АС-70/11
|
1
|
57
|
87093,72
|
4-3
|
28
|
110
|
АС-95/16
|
1
|
57
|
58062,48
|
РПП-4
|
52
|
110
|
АС-150/24
|
1
|
57
|
107830,32
|
1-5
|
68
|
110
|
АС-70/11
|
1
|
57
|
141008,88
|
6-1
|
20
|
110
|
АС-70/11
|
1
|
57
|
41473,2
|
РПП-6
|
18
|
110
|
АС-120/19
|
1
|
57
|
37325,88
|
ТЭЦ-РПП
|
19
|
110
|
АС-70/11
|
1
|
57
|
39339,54
|
Итого
|
513124,02
|
Рассчитываем
капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора
выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны
два трансформатора марки ТМН-6300/110 (стоимость одного такого трансформатора
на 1991 г. составляла 136 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы
подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. определятся:
Аналогично определяем
капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты
расчета заносим в таблицу 9.
Таблица 9 –
Капиталовложения в трансформаторы подстанций
ПС
|
Тип трансформатора
|
nТ
|
Куд, тыс. руб./км
|
КТР, тыс.руб.
|
1
|
ТМН-6300/110
|
2
|
136
|
9895,36
|
2
|
ТДН-10000/110
|
2
|
148
|
10768,48
|
3
|
ТДН-16000/110
|
2
|
172
|
12514,72
|
4
|
ТРДН-25000/110
|
2
|
222
|
16152,72
|
5
|
ТДН-16000/110
|
2
|
172
|
12514,72
|
6
|
ТРДН-25000/110
|
2
|
222
|
16152,72
|
Итого
|
77988,72
|
Для всех ОРУ на
подстанциях выбираем элегазовые выключатели. Рассчитываем капиталовложения в
ОРУ подстанции 1 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):
Аналогично рассчитываем
капиталовложения в ОРУ подстанций 3,4,6 а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета
заносим в таблицу 10.
На подстанциях 2 и 5
используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической
перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной
мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с
учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для подстанций 2 и 5 составят:
тыс. руб.
Таблица 10 –
Капиталовложения в ОРУ
ПС
|
, кВ
|
|
, тыс. руб.
|
, тыс. руб.
|
1
|
110
|
8
|
290
|
84401,6
|
2
|
110
|
|
198
|
7203,24
|
3
|
110
|
8
|
290
|
84401,6
|
4
|
110
|
8
|
290
|
84401,6
|
5
|
110
|
|
198
|
7203,24
|
6
|
110
|
8
|
290
|
84401,6
|
РПП
|
110
|
6
|
290
|
63301,2
|
ТЭЦ
|
110
|
2
|
290
|
21100,4
|
Итого
|
436414,48
|
Рассчитываем постоянную
часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего
и низшего напряжения. На 1,2,3,4 подстанциях примем напряжение 110/10, на
подстанциях 5,6 примем напряжение 110/6. На подстанциях 2 и 5 используется
мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для подстанций 2 и 5 составит:
На остальных подстанциях
используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла
515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 6 составит:
Общая постоянная часть
затрат составит:
Найдем общие
капитальные затраты:
Определим издержки на
ремонт и обслуживание линий электропередачи:
Определим издержки на
ремонт и обслуживание трансформаторов:
Определим издержки на
ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:
Определим общие
издержки на ремонт и обслуживание:
Рассчитаем издержки на
потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:
Издержки на потери в
линии:
Рассчитываем издержки
на потери в трансформаторах подстанции 1.
Рассчитываем потери в
обмотках трансформатора:
На подстанции 1 два
параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход
увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким
образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:
Аналогично определяем
издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций.
Результаты расчета сводим в таблицу 11.
Таблица 11. Издержки на
потери в трансформаторах
ПС
|
UНОМ
|
Тип трансформатора
|
ΔРхх,кВт
|
RТ,
Ом
|
Sобм,
МВ·А
|
ΔРобм, кВт
|
ИΔWТ,
тыс.руб
|
1
|
110
|
ТМН-6300/110
|
11,5
|
14,7
|
4,662
|
26,404
|
596,18
|
2
|
110
|
ТДН-10000/110
|
14
|
7,95
|
12,176
|
97,407
|
1203,39
|
3
|
110
|
ТДН-16000/110
|
19
|
4,38
|
21,769
|
171,54
|
1921,09
|
4
|
110
|
ТРДН-25000/110
|
27
|
2,54
|
27,324
|
126,725
|
1873,45
|
5
|
110
|
ТДН-16000/110
|
19
|
4,38
|
18,201
|
119,917
|
1543,31
|
6
|
110
|
ТРДН-25000/110
|
27
|
2,54
|
27,081
|
153,949
|
2072,68
|
Итого
|
9210,1
|
Общие издержки на
потери электроэнергии:
Дисконтированные
издержки для радиально-магистральной сети составят:
5.2
Кольцевая сеть
Рисунок - Однолинейная
схема кольцевой сети
Рассчитываем капитальные
вложения в ВЛ кольцевой сети проводим аналогично расчету
радиально-магистральной сети. Результаты расчетов помещаем в таблицу 12.
Таблица 12 – Стоимость
ЛЭП
Участок
|
L, км
|
Uном, кВ
|
Марка провода
|
n
|
Куд, тыс. руб./км
|
КЛЭП, тыс.руб.
|
А-ТЭЦ
|
19
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
26266,36
|
ТЭЦ-6
|
16
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
22119,04
|
6-1
|
20
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
27648,8
|
1-5
|
68
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
94005,92
|
5-2
|
116
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
160363,04
|
2-3
|
42
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
58062,48
|
3-4
|
28
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
38708,32
|
4-В
|
52
|
220
|
АС-240/32
|
1
|
38
|
71886,88
|
Итого
|
499060,84
|
Страницы: 1, 2, 3, 4
|