Электрические системы и сети

1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств



Составим и рассчитаем баланс активной мощности:









 -активная мощность ТЭЦ

 - активная мощность энергосистемы



 - потери активной мощности в линиях и трансформаторах 

Расчет суммарной активной мощности:







Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере от 2% от суммарной активной мощности i-го потребителя:



	

	

	

	Находим активную мощность, которую необходимо потребить у РПП:




	



Составим и рассчитаем баланс реактивной мощности:









 –реактивная мощность ТЭЦ

 - реактивная мощность энергосистемы



 – потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах принимаем их равными друг другу 

 - потери реактивной мощности в трансформаторах 

Определяем реактивную мощность первого потребителя:











Аналогично производим расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определяем полную мощность каждого потребителя:









Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Полная мощность всех потребителей:









Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах.

Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной мощности:



Определяем потребляемую реактивную мощность:









Далее определяем реактивную мощность, получаемую от системы:














Сравнив реактивную мощность, получаемую от системы, с потребляемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств (БСК). Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:







Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:







Для первого потребителя:









Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Принимаем к установке компенсирующие устройства с единичной мощностью 0,4 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для первого потребителя:









Произведем уточненный расчет необходимой мощности компенсирующего устройства для первой подстанции:











Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определим уточненную мощность компенсирующих устройств:









Проверяем баланс, исходя из условия:









0,033<0,2 значит будем считать, что баланс сошелся

Определим реактивную мощность, потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:





Для первого потребителя:









Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.



Таблица 1 – Расчет баланса и выбор компенсирующих устройств

№ потреб

Pi, МВт

tg 

Qi, МВAp

, MBAp

ni, 

шт

, MBAp

, МВАр

1

4,6

0,512

2,357

1,716

4

1,6

0,757

2

12

0672

8,064

5,871

15

6

2,064

3

21,1

0,936

19,754

14,382

36

14,4

5,354

4

26,4

0,963

25,446

18,526

46

18,4

7,046

5

17,6

0,991

17,439

12,697

32

12,8

4,639

6

26,2

0,963

25,253

18,386

46

18,4

6,853






2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта





Длины участков:

РПП-4=52 км; РПП-6=18 км; РПП-ТЭЦ=19 км; РПП-3=55 км;

ТЭЦ-6=16 км; ТЭЦ-1=17 км; ТЭЦ-4=46 км; 6-5=80 км; 6-1=20 км;

5-1=68 км; 5-2=116 км; 2-3=42 км; 2-4=56 км; 4-3=28 км.

Рисунок 1. Взаимное расположение источников и потребителей

Составление вариантов конфигурации сети.





Вариант 1. Радиально-магистральная сеть

Вариант 1 представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.

Определяем общую длину линий:



Общая длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:







Вариант 2. Комбинированная сеть



Вариант 2 представляет собой комбинированную сеть, в ней потребители 4,2,3 и РПП объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 1,5,6 и ТЭЦ.

Общая длина линий:



Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:








Вариант 3. Комбинированная сеть



Вариант 3 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,3,2 объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 6,1 включающие в себя РПП и ТЭЦ.

Общая длина линий:



Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:







Вариант 4. Комбинированная сеть

Вариант 4 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,6,1 объединены в кольцевую сеть связывающую их с ТЭЦ и РПП.

Общая длина линий:



Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:







Вариант 5. Кольцевая сеть 



Вариант 5 представляет собой кольцевую сеть, связывающую всех потребителей с ТЭЦ и РПП.







Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Варианты 2,3,4 относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы сеть с наименьшей протяженностью линий является сеть, представленная вариантом 4. 

Варианты 1 и 5 аналогов не имеют, сравнивать их не с чем, поэтому оставляем оба варианта для дальнейшего рассмотрения.

Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для вариантов 1, 4 и 5.






3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов





Расчетная схема варианта 1.



Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 3-2 равен мощности потребителя 2, то есть:







Поток мощности на участке 4-3 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 3:







Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 1-2:










Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110 кВ.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.



Таблица 2 – Выбор номинального напряжения на участках цепи для варианта 1.

Участок

L, км

Pi, MBт

Qi, MBAp



UНОМ, кВ

3-2

42

12

2,064

48,305

110

4-3

28

33,1

7,418

76,941

110

РПП-4

52

59,5

14,464

103,338

110

1-5

68

17,6

4,639

58,575

110

6-1

20

22,2

5,396

63,215

110

РПП-6

18

48,4

12,249

87,344

110

ТЭЦ-РПП

19

-22

-7,985

62,798

110



Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.

Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:







– ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке

 – полная мощность каждого участка

 – величина номинального напряжения учатка

Ток на участке 1-2:



Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Определяем расчетную токовую нагрузку линии.







 - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05;

 - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для  

принимаем 1,3.

Расчетная токовая нагрузка участка цепи:



Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.






Таблица 3 – Сечения и марки проводов

Участок

Imax, A

Ip, A

Iпав, А

Сеч, мм2

Iдоп., А

Марка провода

3-2

31,992

43,669

63,984

70

265

АС-70/11

4-3

89,125

121,656

178,25

95

330

АС-95/16

РПП-4

160,885

219,608

321,77

150

450

АС-150/24

1-5

47,822

65,277

95,644

70

265

АС-70/11

6-1

60,026

81,935

120,052

70

265

АС-70/11

РПП-6

131,177

179,057

262,354

120

390

АС-120/19

ТЭЦ-РПП

61,492

83,937

122,984

70

265

АС-70/11



Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. 













Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 4.

=15% для 35-110 кВ в нормальном режиме;

=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.

Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-2:





Определяем потерю напряжения на участке 1-2:



Определяем потерю мощности на участке 1-2:







Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.



Таблица 4 – Параметры линий

Участок

L, км

r0,Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

Х, Ом

ΔU, %

ΔP,МВт

3-2

42

0,422

8,862

0,444

9,324

1,037

0,118

4-3

28

0,301

4,214

0,434

6,076

1,525

0,439

РПП-4

52

0,204

5,304

0,42

10,92

3,378

1,692

1-5

68

0,422

14,348

0,444

15,096

2,666

0,428

6-1

20

0,422

4,22

0,444

4,44

0,972

0,198

РПП-6

18

0,244

2,196

0,427

3,843

1,267

0,501

ТЭЦ-РПП

19

0,422

4,009

0,444

4,218

1,007

0,198



Потеря напряжения в радиально-магистральной сети считается от источника до самого удалённого потребителя:











Для расчета берём участки, у которого самая большая потеря напряжения.







 

Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).





Расчетная схема варианта 5.



Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:




















Поток мощности на участке ТЭЦ-6 определяем по первому закону Кирхгофа:







Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.

Выполним проверку посредством баланса мощностей.

Рассчитаем поток мощности, протекающей через участок В-4:



















Поток мощности, рассчитанный таким образом, практически совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.

Балансы активной и реактивной мощностей:

















Будем считать, что баланс по обеим мощностям сошелся (табл.1).

Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-4:







Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной схеме. 

Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: , то есть они проходят по нагреву.




Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок

P, МВт

Q, Мвар

сеч, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

L, км

R, Ом

X, Ом

ΔU, %

ΔP, МВт

А-ТЭЦ

30,854

5,223

240

0,118

0,435

19

2,242

8,265

0,232

0,045

ТЭЦ-6

52,854

13,208

240

0,118

0,435

16

1,888

6,96

0,396

0,116

6-1

26,654

6,355

240

0,118

0,435

20

2,36

8,7

0,244

0,037

1-5

22,054

5,598

240

0,118

0,435

68

8,024

29,58

0,708

0,086

5-2

4,454

0,959

240

0,118

0,435

116

13,688

50,46

0,226

0,006

2-3

7,546

1,105

240

0,118

0,435

42

4,956

18,27

0,155

0,006

3-4

28,646

6,459

240

0,118

0,435

28

3,304

12,18

0,358

0,059

4-В

55,046

13,505

185

0,159

0,413

52

6,136

22,62

1,329

0,407



Участок

Iпав, A

Iдоп., А

Марка провода

А-ТЭЦ

82,22

605

АС-240/32

ТЭЦ-6

143,14

605

АС-240/32

6-1

71,994

605

АС-240/32

1-5

59,782

605

АС-240/32

5-2

11,971

605

АС-240/32

2-3

20,037

605

АС-240/32

3-4

77,154

605

АС-240/32

4-В

148,917

605

АС-240/32



















Самым тяжелым считается аварийный режим. За аварию примем выход из строя участка В-4. Тогда сеть превращается в радиально-магистральную.





Расчетная схема послеаварийного режима варианта 5.



Определяем потоки мощности на всех участках по первому закону Кирхгофа. Определяем потерю напряжения на каждом из участков.

Таблица 6 – Некоторые параметры линий в аварийном режиме

Участок

P, МВт

Q,Мвар

ΔU, %

А-ТЭЦ

85,9

18,728

0,718

ТЭЦ-6

107,9

26,713

0,805

6-1

81,7

19,86

0,755

1-5

77,1

19,103

2,446

5-2

59,5

14,464

3,191

2-3

47,5

12,4

0,954

3-4

26,4

7,046

0,358



Из полученных данных видно, что проверка по потере напряжения выполняется:







Потеря напряжения в аварийном режиме меньше допустимых (20%).





Расчетная схема варианта 3.



Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая – радиально-магистральной.

На участках 4-2 и 1-5 находим мощности по первому закону Кирхгофа:







Поскольку остальная часть сети кольцевая, то разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием. Учитываем то, что мощности в точках 1 и 4 соответственно:









Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:













На всех оставшихся участках цепи находим потокораспределение по первому закону Кирхгофа, аналогично тому, как мы это делали, при расчете кольцевой сети.

Проверка:









Будем считать, что баланс по мощностям сошелся.

Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку А-4:







Принимаем номинальное напряжение кольцевого участка 220 кВ.

По этой же формуле выбираем величину напряжения участков 3-6 и 2-1 соответственно:











Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110кВ для обоих участков.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной и кольцевой схемах. 



Таблица 6 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок

P, МВт

Q, Мвар

сеч, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

L, км

R, Ом

X, Ом

ΔU, %

ΔP, МВт

,

кВ

А-4

38,954

8,824

240

0,118

0,405

52

9,776

21,06

1,171

0,322

116,414

4-3

33,1

7,418

150

0,204

0,42

28

2,856

5,88

1,142

0,272

76,941

3-2

12

2,064

70

0,422

0,444

42

8,862

9,324

1,038

0,109

48,305

ТЭЦ-4

20,546

5,64

240

0,118

0,405

46

5,428

18,63

0,448

0,051

86,858

ТЭЦ-1

1,454

2,345

240

0,118

0,405

17

2,006

6,885

0,039

0,001

23,913

1-5

17,6

4,639

95

0,301

0,434

68

10,234

14,756

2,054

0,28

58,575

6-1

20,746

3,051

240

0,118

0,405

20

2,36

8,1

0,152

0,021

82,898

В-6

46,946

9,904

240

0,118

0,405

18

2,124

7,29

0,355

0,101

111,086



Участок

Imax, A

Ip, A

Iдоп., А

Марка провода

А-4

104,942

143,246

605

АС-240/32

4-3

178,25

243,311

450

АС-150/24

3-2

63,983

87,337

265

АС-70/11

ТЭЦ-4

55,98

76,413

605

АС-240/32

ТЭЦ-1

7,249

9,895

605

АС-240/32

1-5

95,644

130,554

330

АС-95/16

6-1

55,095

75,205

605

АС-240/32

В-6

126,061

172,073

605

АС-240/32



Потеря напряжения до точки потокораздела равна:









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:



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



Капиталовложения в трансформаторы подстанций рассчитываем аналогично радиально-магистральной сети результаты сводим в таблицу 13. 



Таблица 13 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

nТ

Куд, тыс. руб./км

КТР, тыс.руб.

1

ТРДН-40000/220

2

400

29104

2

ТРДН-40000/220

2

400

29104

3

ТРДН-40000/220

2

400

29104

4

ТРДН-40000/220

2

400

29104

5

ТРДН-40000/220

2

400

29104

6

ТРДН-40000/220

2

400

29104

Итого

174624



Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме). 




Таблица 14 – Капиталовложения в ОРУ

ПС

, кВ



, тыс. руб.

, тыс. руб.

1

220



480

17462,4

2

220



480

17462,4

3

220



480

17462,4

4

220



480

17462,4

5

220



480

17462,4

6

220



480

17462,4

РПП

220

2

600

43656

ТЭЦ

220

2

600

43656

Итого

192086,4



Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой схеме у нас используется везде мостиковая схема, то постоянная часть затрат: 



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:



Издержки на потери в линии:



Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах как и в предыдущем расчете. Результаты расчета сводим в таблицу 15.



Таблица 15. Издержки на потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ, Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWтр, тыс.руб

1

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

4,662

2,515

1770,4

2

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

12,176

17,153

1877,53

3

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

21,769

54,83

2153,25

4

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,324

86,384

2384,16

5

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

18,201

38,33

2032,5

6

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,081

84,854

2372,96

Итого

12590,8



Общие издержки на потери электроэнергии:



Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:








5.3 Комбинированная сеть





Рисунок - Однолинейная схема комбинированной сети



Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.



Таблица 16. Капиталовложения в ВЛ.

Участок

L, км

Uном, кВ

Марка провода

n

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

А-4

52

220

АС-240/32

1

38

71886,88

4-3

28

110

АС-150/24

1

57

58062,48

3-2

42

110

АС-70/11

1

57

91833,84

4-ТЭЦ

46

220

АС-240/32

1

38

63592,24

ТЭЦ-1

17

220

АС-240/32

1

38

23501,48

1-5

68

110

АС-95/16

1

57

141008,88

1-6

20

220

АС-240/32

1

38

27648,8

6-В

18

220

АС-240/32

1

38

24883,92

Итого

 

 

 

 

 

502418,52





Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты расчета заносим в таблицу 17.



Таблица 17 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

nТ

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

1

ТРДН-40000/220

2

400

29104

2

ТДН-10000/110

2

148

10768,48

3

ТДН-16000/110

2

172

12514,72

4

ТРДН-40000/220

2

400

29104

5

ТДН-16000/110

2

172

12514,72

6

ТРДН-40000/220

2

400

29104

Итого

123109,92



Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме). Расчеты ведем аналогично расчетам радиально-магистральной и кольцевой сетей. Результаты заносим в таблицу 17.



Таблица 17 – Капиталовложения в ОРУ

ПС

, кВ



, тыс. руб.

, тыс. руб.

1

220

8

600

174624

2

110



198

7203,24

3

110

8

290

84401,6

4

220

8

600

174624

5

110



198

7203,24

6

220



411

14952,18

РПП

220

2

600

43656

ТЭЦ

220

2

600

43656

Итого

550320,26



Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения.



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:



Издержки на потери в линии:







Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети считаются так же, как и в ранее представленных вариантах. Результаты приведены в таблице 18.



Таблица 18. Издержки на потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ, Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWтр, тыс.руб

1

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

4,662

2,515

1770,4

2

110

ТДН-10000/110

14

7,95

12,176

97,407

1203,38

3

110

ТДН-16000/110

19

4,38

21,769

171,54

1921,09

4

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,324

86,384

2384,16

5

110

ТДН-16000/110

19

4,38

18,201

119,917

1543,31

6

220

ТРДН-40000/220

50

5,6

27,081

84,854

2372,96

Итого

11195,3

Общие издержки на потери электроэнергии:







Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:



Таким образом, минимум дисконтированных издержек мы получили в кольцевой сети (она является экономически выгоднее радиально-магистральной примерно на 28,72%, а комбинированной – на 45,38%). 

Дальнейшие расчеты будем производить для кольцевой сети.