Проектировка районной электрической сети

        

       Условие (1.52) не выполняется для третьей  подстанции.

       Для этой подстанции определяется допустимая мощность трансформатора в аварийном  режиме S_доп, МВА:

                                        (1.53) 

       Необходимая мощность отключения нагрузки S_откл, МВА:

                                            (1.54) 

       Условие проверки

       ,                                      (1.55)

       где S_III% - удельный вес потребителей третьей категории в общей нагрузке подстанции. 

       Так как условие (1.55) не выполняется, то увеличиваем мощность трансформатора: выбираем ТРДН-32000/150; и повторяем  проверку на аварийную перегрузку. Расчет аналогичен предыдущему и ведется по формулам (1.49) – (1.55). 
 
 
 
 

       Условие проверки по мощности:

                                              (1.56)

       п/с 1      

       п/с 2      

       п/с 3      

       п/с 5      

       Выбранные трансформаторы удовлетворяют условиям по аварийной перегрузке. 
 

       Таблица 1.38 – Параметры выбранных трансформаторов  класса 150 кВ

       

№ п/с	Тип трансформатора	Sнт, МВА	UBH, кВ	UHH, кВ	Pxx, кВт	Pкз, кВт	Uкз, %	Ixx, %
1	ТДН-16000/150	16	158	11	21	85	11	0,8
2	ТДН-16000/150	16	158	11	21	85	11	0,8
3	ТРДН-32000/150	32	158	11	35	145	10,5	0,7
4	ТРДН-63000/150	63	158	11	59	235	17	0,65
5	ТДН-16000/150	16	158	11	21	85	11	0,8

 
      

9. Формирование  схем электрических  соединений вариантов сети

 

       В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей, данные схемы электрических соединений построены с использованием выключателей. 

         

         

2. Технико-экономическое сравнение вариантов сетей
1. Расчет потерь мощности в элементах сети

 

       Переменные  потери мощности в трансформаторах  подстанций:

                                                     (2.1) 

       Потери  холостого хода:

                                                      (2.2) 

       Расчеты по остальным подстанциям сведены  в таблицу 2.1.

       Таблица 2.1 – расчет потерь мощности в трансформаторах  подстанций

       

№ п/с	Si, MBA	Sнт, МВА	n	∆Pxx, кВт	∆Pкз, кВт	∆PT, кВт	∆Pxxп, кВт
1	15,457	16	2	21	85	39,667	42
2	13,396	16	2	21	85	29,794	42
3	25,762	32	2	35	145	46,991	70
4	31,945	63	1	59	235	60,423	59
5	17,518	16	2	21	85	50,950	42
Итого						227,824	255

 

       Расчет  переменных потерь мощности в ЛЭП:

                                                  (2.3)

       Для участка 2-3 радиально-магистрального варианта: 

       Расчеты для остальных участков сведены  в таблицы 2.2 – 2.3.

       Таблица 2.2 – Расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта

       

Участок	S, MBA	r, Ом	∆Pл, кВт
2-3	25,762	6,275	185,094
0-2	39,159	21,021	1432,595
4-5	31,945	11,922	540,74
1-5	49,464	8,785	955,261
0-1	64,921	17,256	3232,402
Итого			6346,092

 

       Таблица 2.3 - Расчет потерь в ЛЭП смешанного варианта

       

Участок	S, MBA	r, Ом	∆Pл, кВт
1-4	31,945	20,707	939,180
0-1	47,403	17,256	1723,293
0-2	31,014	42,041	1797,195
2-3	17,617	12,55	173,107
3-5	8,145	25,099	74,011
0-5	25,664	40,295	1179,532
Итого			5886,321

 

       Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составляют:

                                            (2.4)

       Для радиально-магистрального варианта сети: 

       Для смешанного варианта сети: 
 

      

2. Расчет  потерь электроэнергии

 

       Время максимальных потерь:

                                           (2.5) 

       Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии:

                                     (2.6)

                                               (2.7)

       Для радиально-магистрального варианта сети: 
 

       Для смешанного варианта сети: 
 

       Суммарные потери электроэнергии

                                             (2.8)

       Для радиально-магистрального варианта сети: 

       Для смешанного варианта сети: 
 

      

3. Расчет  капитальных затрат

 

       Расчет  радиально-магистрального варианта.

       Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП К_л, тыс.р, определяются по формуле:

       ,                                             (2.9)

       где К_оi – стоимость сооружения одного километра линии i-ого участка сети, определяется по таблице 2.3 [2], тыс.р./км;

          l_i – длина трассы i-ого участка, км;

          р – количество участков сети. 

          Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций К_пс, тыс.р.:

       ,             (2.10)

       где К_трi – расчетная стоимость трансформаторов, устанавливаемых на i-ой подстанции, принимается по таблице 2.4 [2];

          К_ОРУ.ВНi – укрупненный показатель стоимости открытого распределительного устройства, принимается по таблице 10.25 [3];

          К_В – суммарная стоимость ячеек выключателей, устанавливаемых на стороне ВН подстанций, принимается по таблице 2.5 [2];

          К_постi – постоянная часть затрат i-ой подстанции, определяется по таблице 2.7 [2]. 
 
 
 
 

          Величина К_доп, тыс.р., определяется по формуле:

       ,           (2.11)

       где γ – коэффициент, учитывающий  удаленность потребителя электроэнергии от источника питания, γ = 1.1;

       К_рм – коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени, K_pм = 1;

       К_р - коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции, К_р = 1.1;

       К_сн - коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции, К_сн = 1,04;

       К_ст – расчетная стоимость 1 кВт мощности, К_ст = 75 руб/кВт;

       К_тт – удельные капиталовложения в топливную базу, К_тт = 28 руб/т.у.т;

       b_т – расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии, b_т = 300·10^-6 т.у.т./кВт·ч.

        

          Общие капитальные  вложения К, тыс.р.:

                                                (2.12) 

       Коэффициент удорожания тарифа:

                                                  (2.13)

       где a₀ и b₀ – соответственно основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на 1990 г, a₀ = 60 руб/кВт, b₀ = 1.5 коп/кВт·ч;

                а и b – ставки двухставочного тарифа на 2010 г. 

       Капитальные вложения в ценах на 2010 г:

                                                             (2.14) 

       Расчет  смешанного варианта сети. Выполняется  аналогично предыдущему. 

            
 
 
 
 
 

         
 
 

      

4. Расчет  эксплуатационных издержек

 

       Эксплуатационные  издержки определяются по формуле: