Коэффициент трансформации
считается по формуле: [5]
,
Где X - шаг
изменения напряжения с помощью РПН, n - номер отпайки
Результаты расчёта режимов с
отрегулированными напряжениями приведены в приложении Б. Выбранные отпайки,
соответствующие коэффициенты трансформации и результаты регулирования
представлены в таблицах 5.1 - 5.4:
Таблица 5.1 - Регулирование
напряжения в режиме НБ
№ пункта
1
2
3
4
5
6
U до регулирования, кВ
10,7
10,2
10,7
10,8
10,9
10,5
КТ до регулирования
0,09565
0,0913
0,3348
0,09565
0,09565
0,31428
0,09565
Выбранная отпайка
-1 × 1,78
+2 × 1,78
0 × 1,78
-1 × 1,78
-2 × 1,5
0 × 1,78
изменённый КТ
0,0939
0,0946
0,3288
0,09565
0,0939
0,305
0,09565
U, кВ
10,5
10,6
10,7
10,5
10,6
10,6
Таблица 5.2 - Регулирование
напряжения в режиме НМ
№ пункта
1
2
3
4
5
6
U до регулирования, кВ
10,6
10,1
10,5
10,6
11,4
10,6
КТ до регулирования
0,09565
0,0913
0,3348
0,09565
0,09565
0,31428
0,09565
Выбранная отпайка
-3× 1,78
-1× 1,78
-3× 1,78
-3× 1,78
-4× 1,5
-3× 1,78
изменённый КТ
0,0905
0,0905
0,295
0,0905
0,0905
0,311
0,0905
U, кВ
10
9,9
9,9
10
9,9
10
Таблица 5.3 - Регулирование
напряжения в ПАР с отключением линии
№ пункта
1
2
3
4
5
6
U до регулирования, кВ
10,7
10,1
10,7
10,7
10,7
10,5
КТ до регулирования
0,09565
0,0913
0,3348
0,09565
0,09565
0,31428
0,09565
Выбранная отпайка
-3× 1,78
0× 1,78
-3× 1,78
-3× 1,78
-4× 1,5
-2× 1,78
изменённый КТ
0,0905
0,0913
0,3348
0,0905
0,0905
0,295
0,0922
U, кВ
10,1
10,1
10,1
10,1
10,1
10,1
Таблица 5.4 - Регулирование
напряжения в ПАР с отключением трансформатора
№ пункта
1
2
3
4
5
6
U до регулирования, кВ
10,7
10,1
10,7
10,7
10,8
10,5
КТ до регулирования
0,09565
0,0913
0,3348
0,09565
0,09565
0,31428
0,09565
Выбранная отпайка
-3× 1,78
0× 1,78
-3× 1,78
-3× 1,78
-4× 1,5
-2× 1,78
изменённый КТ
0,0905
0,0913
0,3348
0,0905
0,0905
0,295
0,0922
U, кВ
10,1
10,1
10,1
10,1
10,2
10,1
Вывод: в данной главе было
отрегулировано напряжение на нагрузке при помощи РПН трансформаторов и доведено
до требуемого ПУЭ уровня. На каждом трансформаторе отпаек оказалось достаточно
для регулирования напряжения во всех режимах.
Для выбранного варианта
электрической сети рассчитаем полные капиталовложения, полные ежегодные
издержки, себестоимость передачи электроэнергии.
Капиталовложения в линии:
Расчёт представлен в виде
таблицы:
Таблица 6.1 - Капитальные
вложения в линии
Линия
ИП1-1
ИП1-3
ИП1-2
2-4
2-5
4-6
ИП2-4
Марка провода
АС-95/16
АС-95/16
АС-120/19
АС-70/11
АС-120/19
АС-70/11
АС-120/19
UНОМ, кВ
110
110
110
110
35
110
110
Длина, км
36,8
36,8
26,5
45,6
30,9
23,5
33,8
К0, тыс. руб/км
64
64
64
64
56
64
64
КВЛ, тыс. руб
2355,2
2355,2
1696
2918,4
1730,4
1504
2163,2
К∑ВЛ = 14722,4
тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Расчёт представлен в виде
таблицы:
Таблица 6.2 - Капитальные
вложения в подстанции
Подстанция
1
2
3
4
5
6
Трансформатор
ТДН - 16000/110
ТДТН -
40000/110
ТДН –
16000/110
ТДН - 16000/110
ТМН - 6300/35
ТДН - 16000/110
Схема
ОРУ
ВН
110 - 4Н
110 - 4Н
110 - 4Н
110 - 12
35 - 4Н
110 - 4Н
СН
-
35 - 9
-
-
-
-
КОРУ, тыс. руб.
ВН
198
198
198
75×10
40
198
СН
-
25×5
-
-
-
-
КТР, тыс. руб.
172×2
320×2
172×2
172×2
95×2
172×2
КП.Ч., тыс. руб.
360
360
360
0,7×540
200
360
КПС, тыс. руб.
902
1323
902
1472
430
902
К∑ПС = 5931 тыс.
руб.
Суммарные капиталовложения:
тыс.
руб.
Возвратная стоимость
демонтируемого оборудования:
,
где: К0 - первоначальная
стоимость демонтируемого оборудования, тыс. руб., αР - норма
амортизационных отчислений на реновацию, % (таблица 8.2 [4]), t
- продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, (25 лет).
1) 2 ячейки выключателя 35 кВ на
подстанции 2
тыс.
руб.
2) 2 ячейки выключателя 35 кВ на
подстанции 4
тыс.
руб.
3) 2 трансформатора ТМН - 6300/35
на подстанции 4
тыс.
руб.
тыс.
руб.
Суммарные капиталовложения с
учётом возврата:
тыс.
руб.
Суммарные ежегодные издержки:
Издержки на обслуживание и
ремонт:
тыс.
руб.
тыс.
руб.
Издержки на потери
электроэнергии в сети:
Расчёт потерь в линиях представлен
в виде таблицы:
Таблица 6.3 - Годовые потери
электроэнергии в линиях
Линия
ИП1-1
ИП1-3
ИП1-2
2-4
2-5
4-6
ИП2-4
PВЛ MAX, МВт
22
23
53,8
2
12
19
36,6
SВЛ MAX, МВА
22,56
23,54
57,46
2,01
12,32
19,52
38,52
UНОМ, кВ
110
110
110
110
35
110
110
RВЛ, Ом
5,63
5,63
2,11
9,62
3,85
4,96
4,12
, МВт·ч
334,4
331,2
734,4
28,8
172,8
288,8
605,6
, МВт·ч
167,2
165,6
367,2
14,4
86,4
144,4
302,8
WГОД, МВт·ч
94468
93564
207468
8136
48816
81586
171082
ТMAX Л, ч
4294
4068
3856
4068
4068
4294
4674
τ Л, ч
2683
2468
2275
2468
2468
2683
3064
ΔPВЛ, МВт
0,237
0,258
0,884
0,0032
0,477
0,156
0,505
ΔWВЛ, МВт∙ч
635,4
636,3
2011,1
7,89
1177,3
419,1
1548
МВт·ч
Определим потери в
трансформаторах по формуле:
Расчёт представим в виде таблицы:
Таблица 6.4 - Годовые потери
электроэнергии в трансформаторах
