65
= 255877 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 4
К
WΣ4
= 3847 · 11 + 4088 · 8 + 3847 · 14 + 3329 · 10 + 3329 · 9 + 3584 · 15 =
= 245890 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 5
К
WΣ5
= 3584 · 9 + 3584 · 13 + 4375 · 8 + 4088 · 11 + 3329 · 9 + 3584 · 14 =
= 238953 тыс. руб.
Капиталовложения в силовые трансформаторы одинаковы для всех
вариантов и составляют:
К
трΣ
= ΣК
тр
· n
тр
, (2.38)
где К
тр
– стоимость трансформаторов на каждой ПС, стоимость
трансформаторов ТМН-1000/110 составляет 1200 тыс. руб., стоимость
трансформаторов ТМН-4000/110 составляет 4200 тыс. руб., стоимость
трансформаторов ТМН-6300/110 составляет 5300 тыс. руб., стоимость
трансформаторов ТМН-10000/110 составляет 8700 тыс. руб.,
n
тр
– количество трансформаторов на каждой ПС;
К
трΣ
= 1200 · 2 + 4200 · 2 + 5300 · 2 + 8700 · 4 = 56200 тыс. руб.
Капиталовложения в оборудование подстанций включает только
капиталовложения в ячейки выключателей.
К
ПСΣ
= К
выклΣ
= К
выкл
∙ n
Σ
, (2.39)
где К
выкл
– капиталовложения в один выключатель, для элегазовых
выключателей 35 кВ К
выкл
= 2100 тыс.руб.;
n
Σ
– суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;
Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяется
из расчета, что на тупиковых подстанциях применяется схема мостика. При
этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитывается,
так как он присутствует в обеих схемах. Для первого варианта электрической
сети n
Σ
= 20.
К
ПСΣ1
= 2100
∙ 20 = 42000 тыс.руб.
66
аналогично определяются капиталовложения в оборудование подстанций для
остальных вариантов
К
ПСΣ2
= 2100
∙ 27 = 56700 тыс.руб.;
К
ПСΣ3
= 2100
∙ 27 = 56700 тыс.руб.;
К
ПСΣ4
= 2100
∙ 30 = 63000 тыс.руб.;
К
ПСΣ5
= 2100
∙ 30 = 63000 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из
суммарных капиталовложений в ЛЭП, силовых трансформаторах и
суммарных капиталовложений в оборудование ПС.
К
Σ
= К
WΣ
+ К
трΣ
+ К
ПСΣ
; (2.40)
К
Σ1
= 223978 + 56200 + 42000 = 322178 тыс. руб.;
К
Σ2
= 249717 + 56200 + 56700 = 362617 тыс. руб.;
К
Σ3
= 255877 + 56200 + 56700 = 368777 тыс. руб.;
К
Σ4
= 245890 + 56200 + 63000 = 365090 тыс. руб.;
К
Σ5
= 238953 + 56200 + 63000 = 358153 тыс. руб.
Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:
(2.41)
где а
ЛЭПΣ
– суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание
ЛЭП, для ВЛ а
ЛЭПΣ
= 5,8 %.
Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:
(2.42)
67
где а
ПСΣ
– суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание
электрооборудования ПС, а
ПСΣ
= 10,9%.
И
экспл.ПСΣ1
= 0,109 ∙ (56200 + 42000) = 10704 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ2
= 0,109 ∙ (56200 + 56700) = 12306 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ3
= 0,109 ∙ (56200 + 56700) = 12306 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ4
= 0,109 ∙ (56200 + 63000) = 12993 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ5
= 0,109 ∙ (56200 + 63000) = 12993 тыс. руб./год
Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:
И
экспл.Σ
= И
экспл.ЛЭПΣ
+ И
экспл.ПСΣ
; (2.43)
И
экспл.Σ1
= 12991 + 10704 = 23695 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ2
= 14484 + 12306 = 26790 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ3
= 14841 + 12306 = 27147 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ4
= 14262 + 12993 = 27255 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ5
= 13859 + 12993 = 26852 тыс. руб./год.
Суммарные издержки определяются по формуле:
И
Σ
= И
экспл.Σ
+И
ΔЭ
; (2.44)
где И
ΔЭ
- суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии;
И
ΔЭ
= β
’
· ΔЭ
’
; (2.45)
где β – стоимость 1 кВт·ч потерь, β = 4 тыс. руб. / МВт·ч;
И
ΔЭ1
= 4 ∙ 7485 = 29938 тыс.руб/год.;
И
ΔЭ2
= 4 ∙ 6568 = 26271 тыс.руб/год.;
И
ΔЭ3
= 4 ∙ 6956 = 27823 тыс.руб/год.;
И
ΔЭ4
= 4 ∙ 6794 = 27178 тыс.руб/год.;
И
ΔЭ5
= 4 ∙ 7280 = 29121 тыс.руб/год.
Суммарные издержки составляют
И
Σ1
= 23695 + 29938 = 53633 тыс. руб./год.;
И
Σ2
= 26790 + 26271 = 53061 тыс. руб./год.;
И
Σ3
= 27147 + 27823 = 54970 тыс. руб./год.;
И
Σ4
= 27255 + 27178 = 54433 тыс. руб./год.;
И
Σ5
= 26852 + 29121 = 55973 тыс. руб./год.
68
Приведенные затраты
З
пр1
= 0,12 ∙ 322178 + 55633 = 94294 тыс. руб./год.;
З
пр2
= 0,12 ∙ 362617 + 53061 = 96575 тыс. руб./год.;
З
пр3
= 0,12 ∙ 368777 + 54970 = 99223 тыс. руб./год.;
З
пр4
= 0,12 ∙ 365090 + 54433 = 98244 тыс. руб./год.;
З
пр5
= 0,12 ∙ 358153 + 55973 = 98951 тыс. руб./год.
Результаты расчета приведенных затрат рассматриваемых вариантов
сведены в таблицу 2.5.
Таблица 2.5
Технико-экономические показатели вариантов схем
№
схемы
Капитальные затраты, тыс. руб.
Ежегодные издержки, тыс. руб.
З
К
W
К
ПС
К
т
К
Σ
И
W
И
пс
И
Э
И
Σ
1
223978
42000
56200
322178
12991
10704
23695
55633
94294
2
249717
56700
56200
362617
14484
12306
26790
53061
96575
3
255877
56700
56200
368777
14841
12306
27147
54970
99223
4
245890
63000
56200
365090
14262
12993
27255
54433
98244
5
238953
63000
56200
358153
13859
12993
26852
55973
98951
Два самых экономически выгодных варианта электрической сети,
которому соответствуют наименьшие приведенные затраты являются первый
и второй варианты сети. Разница в данных вариантах составляет
таким образом, данные два варианта можно считать равноэкономичными и
наиболее лучший вариант следует выбрать по техническим параметрам. С
технической точки зрения вариант 2 электрической сети лучше, так как как
он обладает лучшей надежностью, по сравнению с кольцевым вариантом
сети, и в нем отсутствуют участки, которые не загружены в нормальном
режиме (в кольцевой сети по участку БЭС-ПС4 в нормальном режиме
протекает активная мощность всего 0,047 МВт). Поэтому выбирается
вариант электрической сети 2.
69
2.10. Расчет параметров сети
Расчету установившихся режимов ЭС предшествует составление ее
расчетной схемы замещения. Эту схему получаем в результате объединения
схем замещения отдельных элементов ЭС в соответствии с принципиальной
схемой электрических соединений [22].
Для составления схемы замещения ЭС необходимо выбрать схему
замещения каждого элемента системы и рассчитать ее параметры.
Все параметры схемы замещения ЭС необходимо вычислять в
именованных единицах по усредненным погодным данным: r
0
, х
0
, ΔР
0
, b
0
–
для воздушных линий и паспортным данным: U
ном
, S
ном
, ΔР
х
, I
х
, ΔР
к
, u
k
– для
трансформаторов и автотрансформаторов.
Для каждой линии определяем активное и реактивное сопротивления,
зарядную мощность [34]:
r
лΣ
= r
0
∙ L / n
ц
, (2.46)
x
лΣ
= x
0
∙ L / n
ц
, (2.47)
Q
c
= n
ц
∙ b
0
∙ L ∙
HOM
2
U
, (2.48)
где r
0
, x
0
, b
0
– удельные параметры схемы замещения, соответственно
активное сопротивление, реактивное сопротивление, емкостная
проводимость;
L – длина линии, определяем по плану;
n
ц
– число цепей в линии;
U
ном
– номинальное напряжение линии.
Для линий марки:
- АС-50/8 r
0
= 0,592 Ом/км; x
0
= 0,392 Ом/км; b
0
= 0,251∙10
-5
Cм/км;
- АС-70/11 r
0
= 0,428 Ом/км; x
0
= 0,382 Ом/км; b
0
= 0,255∙10
-5
Cм/км;
- АС-95/16 r
0
= 0,306 Ом/км; x
0
= 0,371 Ом/км; b
0
= 0,261∙10
-5
Cм/км.
Параметры линий электропередач сводим в таблицу 2.6.
70
Таблица 2.6
Результаты выбора сечений линий кольцевого варианта
Линия
L, км
r
0
, Ом/км
r
Σ
, Ом
х
0
, Ом/км
х
Σ
, Ом
b
0
, ∙10
-6
Cм/км
Q
C
, Мвар
ПС3-ПС4
9
0,428
1,93
0,382
1,72
2,55
0,056
ЭС-ПС3
13
0,428
2,78
0,382
2,48
2,55
0,081
ЭС-ПС2
14
0,306
2,14
0,371
2,60
2,61
0,090
ПС5-БЭС
15
0,428
3,21
0,382
2,87
2,55
0,094
ПС1-ПС5
11
0,592
3,26
0,392
2,16
2,51
0,068
ЭС-ПС1
8
0,592
2,37
0,392
1,57
2,51
0,049
ПС3-ПС4
9
0,428
1,93
0,382
1,72
2,55
0,056
Двухобмоточные трансформаторы при расчетах режима ЭС чаще всего
представляют в виде однолучевой Г-образной схемы замещения. При
параллельном включении n
т
однотипных двухобмоточных трансформаторов
параметры Г-образной схемы замещения определяют по следующим
формулам:
????
????
(2.49)
Проводимость представляется в виде эквивалентной нагрузки ΔS
х
при
холостом ходе трансформатора:
ΔS
х
= (ΔP
х
+ jΔQ
х
) · n
т
; (2.50)
ΔS
х1
= (0,0056 + j0,036) · 2 = 0,0112 + j0,072 МВА;
ΔS
х2
= (0,012 + j0,075) · 2 = 0,024 + j0,150 МВА;
ΔS
х3
= (0,0021 + j0,014) · 2 = 0,0042 + j0,028 МВА;
ΔS
х4
= (0,008 + j0,0504) · 2 = 0,016 + j0,1008 МВА;
71
ΔS
х5
= (0,012 + j0,075) · 2 = 0,024 + j0,150 МВА.
На рисунке 2.3 представлена расчетная схема замещения.
Рисунок 2.1. Расчетная схема замещения сети
Расчет потокораспределения и напряжений в максимальном режиме
Исходными данными являются составленная расчетная схема
замещения, мощности нагрузок, а также значение напряжения в
балансирующем узле. Поскольку нагрузки даны на шинах вторичного
напряжения подстанций и напряжения в узлах, кроме балансирующего
неизвестны, расчет потокораспределения проводят методом
последовательных приближений (итерационным методом).
Результатом первого приближения (итераии) является значение
потокораспределения, определенное с учетом потерь мощности в
сопротивлениях и проводимостях ЭС по номинальному напряжению.
72
Используя найденные таким образом значения потокораспределения,
определяю напряжения в узлах ЭС.
Нагрузочные потери мощности в трансформаторах
????
???? (2.51)
????
????
????
????
????
????
????
????
????
????
Мощность, потребляемая трансформаторами, определяется по
формуле:
????
= S + ΔS
T
+ ΔS
х
; (2.52)
????
= 3,345 + j1,596 + 0,144 + j0,129 + 0,0112 + j0,072 = 3,500 + j1,796 МВА;
????
= 10,253 + j4,990 + 0,390 + j0,520 + 0,024 + j0,150 = 10,667 + j5,660 МВА;
????
= 1,048 + j0,441 + 0,079 + j0,042 + 0,0042 + j0,028 = 1,131 + j0,511 МВА;
????
= 7,29 + j3,658 + 0,390 + j0,396 + 0,016 + j0,1008 = 7,696 + j4,154 МВА;
????
= 11,835 + j5,935 + 0,526 + j0,701 + 0,024 + j0,150 = 12,385 + j6,786 МВА.
Мощность в конце линии ЭС-ПС2 отлична от мощности
????
на
величину зарядной мощности jQ
c.ЭС-ПС2
/2
S
к.ЭС-ПС2
=
????
- jQ
c.ЭС-ПС2
/ 2; (2.53)
S
к.ЭС-ПС2
= 10,667 + j5,660 – j0,090 / 2 = 10,667 + j5,615 МВА.
Потери мощности в линии ЭС-ПС2
????
????
(2.54)
????
????
73
Мощность в начале линии ЭС-ПС2
S
н.ЭС-ПС2
= S
к.ЭС-ПС2
+ ΔS
w.ЭС-ПС2
; (2.55)
S
н.ЭС-ПС2
= 10,667 + j5,615 + 0,254 + j0,308 = 10,921 + j5,923 МВА.
Мощность, потребляемая линией ЭС-ПС2 с шин электростанции
????
= S
н.ЭС-ПС2
- jQ
c.ЭС-ПС2
/ 2; (2.56)
????
= 10,921 + j5,923 – j0,090 / 2 = 10,921 + j5,878 МВА.
Аналогично рассчитываются мощности в начале и в конце остальных
линий. Результаты расчета сведены в таблицу 2.7.
Таблица 2.7
Результаты расчета потокораспределения сети в максимальном режиме
Линия
????
, МВА
S
к
, МВА
ΔS
w
, МВА
S
н
, МВА
????
, МВА
ПС3-ПС4
7,696 + j4,154
7,696 + j4,126
0,120 + j0,107
7,816 + j4,233
7,816 + j4,205
ЭС-ПС3
8,947 + j4,716
8,947 + j4,675
0,231 + j0,207
9,178 + j4,882
9,178 + j4,841
ЭС-ПС2
10,667 + j5,660
10,667 + j5,615
0,254 + j0,308
10,921 + j5,923
10,921 + j5,878
БЭС-ПС5
9,179 + j5,159
9,179 + j5,112
0,289 + j0,258
9,468 + j5,370
9,468 + j5,323
ПС1-ПС5
3,206 + j1,627
3,206 + j1,593
0,034 + j0,023
3,240 + j1,616
3,240 + j1,582
ЭС-ПС1
6,740 + j3,378
6,740 + j3,353
0,110 + j0,073
6,850 + j3,426
6,850 + j3,401
Потери напряжения в линии и в трансформаторе определяются по
формуле
(2.57)
где U
н
– напряжение в начале линии или на стороне ВН силового
трансформатора, в максимальном режиме U
н
= 38,5 кВ.
Потеря напряжения в линии ЭС-ПС2 равна
Напряжение на шинах ВН подстанции 2
U
ВН.ПС2
= U
ЭС
– ΔU
ЭС-ПС2
= 38,5 – (1,01 + j1,07) = 37,49 – j1,07 кВ.
Величина напряжения на шинах ВН подстанции 2
Потеря напряжения в трансформаторах ПС2 равна
74
Напряжение на шинах НН подстанции 2, приведенное к стороне ВН
U
НН.ПС2
= U
ВН.ПС2
– ΔU
ПС2
= 37,49 – j1,07 – (1,66 + j1,83) = 35,83 – j2,90 кВ.
Величина напряжения на шинах НН подстанции 2, приведенное к
стороне ВН
Величина напряжения на шинах НН подстанции 2 равна
(2.58)
Отклонение напряжения на шинах НН подстанции 2 от желаемого (U
ж
= 10 кВ) составляет
(2.59)
Так как на силовом трансформаторе на ПС2 установлен РПН,
позволяющий регулировать напряжение в диапазоне ±12%, то рассчитанное
отклонение напряжения на шинах НН подстанции 2 можно привести к
желаемого при помощи РПН.
Аналогично определяются напряжения на всех остальных линиях и
подстанциях. Результаты расчета сведены в таблицы 2.8 и 2.9.
Таблица 2.8
Расчет напряжений в линиях
Линия
S
н
, МВА
Uн, кВ
ΔU, кВ
Uк, кВ
U, кВ
ПС3-ПС4
7,816 + j4,233
37,52-j0,94
0,58 + j0,56
36,94 - j1,51
36,97
ЭС-ПС3
9,178 + j4,882
38,5
0,98 + j0,94
37,52 - j0,94
37,53
ЭС-ПС2
10,921 + j5,923
38,5
1,01 + j1,07
37,49 - j1,07
37,51
БЭС-ПС5
9,468 + j5,370
38,5
1,19 + j1,15
37,31 - j1,15
37,33
ПС1-ПС5
3,240 + j1,616
37,94-j0,49
0,36 + j0,32
37,57 - j0,81
37,58
ЭС-ПС1
6,850 + j3,426
38,5
0,56 + j0,49
37,94 - j0,49
37,94