Развитие районной электрической сети (стр. 7 из 11)
PИП1 = 102,07 МВт
Исходные данные и результаты расчета этого режима приведены в приложении А (таблицы А.10 - А.12). Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.9:
Таблица 4.9 - Напряжения у потребителей в ПАР с отключением трансформатора
| № пункта | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| U, кВ | 10,7 | 10,1 | 10,7 | 10,7 | 10,8 | 10,5 |
Согласно ПУЭ, эти напряжения в послеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, то выполним регулирование.
Вывод: в данной главе была составлена схема замещения сети и определены параметры всех её элементов. Затем с помощью ЭВМ был произведён расчёт режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и двух послеаварийных режимов. Для каждого режима были найдены мощности источников питания, потери в сети, КПД сети, напряжения в узлах нагрузки и показана необходимость регулирования напряжения с помощью РПН.
5. Регулирование напряжения сети
Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% номинального, в период наименьших - не выше 100% номинального, а в послеаварийном - не ниже 100% номинального.
Для регулирования напряжения будем применять трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН).
Выберем необходимое число отпаек РПН трансформаторов для всех рассмотренных ранее режимов следующим образом: выбираем № отпайки, рассчитываем коэффициент трансформации, изменённый коэффициент трансформации вводим для повторного расчёта режима на ЭВМ, и так продолжаем до тех пор пока не получим во всех пунктах желаемое напряжение.
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 | 0,09130,3348 | 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 | 0,09460,3288 | 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 | 0,09130,3348 | 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 | 0,09050,295 | 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 | 0,09130,3348 | 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 | 0,09130,3348 | 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 | 0,09130,3348 | 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 | 0,09130,3348 | 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.
6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети
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