Электрические системы и сети (стр. 4 из 6)
1,73<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.
Отключаем головной участок В-6, тогда расчетная схема будет иметь вид:
Расчетная схема аварийного режима варианта 3.
Рассчитаем потоки мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима.
Далее рассчитаем некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 7.
Таблица 7 – Параметры линий в аварийном режиме
| Участок | P, МВт | Q, Мвар | сеч, мм2 | r0, Ом/км | x0, Ом/км | L, км | R, Ом | X, Ом | ΔU, % | ΔP, МВт |
| А-4 | 85,9 | 18,728 | 240 | 0,118 | 0,405 | 52 | 9,776 | 21,06 | 2,55 | 1,561 |
| 4-3 | 33,1 | 7,418 | 150 | 0,204 | 0,42 | 28 | 2,856 | 5,88 | 1,142 | 0,272 |
| 3-2 | 12 | 2,064 | 70 | 0,422 | 0,444 | 42 | 8,862 | 9,324 | 1,038 | 0,109 |
| 4-ТЭЦ | 26,4 | 4,264 | 240 | 0,118 | 0,405 | 46 | 5,428 | 18,63 | 0,592 | 0,08 |
| ТЭЦ-1 | 48,4 | 12,249 | 240 | 0,118 | 0,405 | 17 | 2,006 | 6,885 | 0,375 | 0,103 |
| 1-5 | 17,6 | 4,639 | 95 | 0,301 | 0,434 | 68 | 10,234 | 14,756 | 2,054 | 0,28 |
| 1-6 | 26,2 | 6,853 | 240 | 0,118 | 0,444 | 20 | 2,36 | 8,1 | 0,242 | 0,036 |
| 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: