1) компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать на наиболее мощных и по возможности удаленных подстанциях;

2) следует избегать трансформации больших потоков реактивных мощностей.

В качестве средств компенсации реактивной мощности применяются синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы и батареи конденсаторов.

Для определения суммарной реактивной мощности компенсации вычисляется располагаемая реактивная мощность пункта питания сети (балансирующего узла):

,

где PБУ - активная мощность пункта питания (берется из расчета установившегося режима);

- наибольший допустимый коэффициент реактивной мощности пункта питания (вычисляется для заданного коэффициента мощности cosц).

Суммарная реактивная мощность компенсации равна:

где QБУ - реактивная мощность пункта питания (берется из расчета установившегося режима).

Полученную таким образом мощность компенсации следует уменьшить на 20…25 % и выполнить расстановку компенсирующих устройств в сети.

После расстановки компенсирующих устройств следует вновь выполнить расчет режимов максимальных нагрузок и подобрать ответвления РПН на новых подстанциях, чтобы показать возможность встречного регулирования напряжения на шинах НН подстанций.

На шинах ВН подстанций в режиме максимальных нагрузок необходимы такие уровни напряжения, при которых на вторичной стороне трансформаторов с учетом использования РПН напряжение не будет ниже 1,05 номинального, а в послеаварийных режимах - номинального. Для всех шин подстанций (ВН, СН и НН) напряжение не должно превышать наибольшего рабочего напряжения (табл. 7.0.1).

Таблица 7.0.1

Наибольшие рабочие напряжения в электрических сетях, кВ

Номинальное напряжение	6	10	20	35	110	220	330	500	750	1150
Наибольшее напряжение	7,2	12	24	40,5	126	252	363	525	787	1200

Уровни напряжения можно изменить с помощью отпаек РПН трансформаторов новых подстанций (локальное регулирование напряжения) и отпаек РПН автотрансформаторов действующих подстанций А и Г (централизованное регулирование напряжения). При этом с целью предупреждения появления уравнительных потоков мощности в контурах сети 110/220 кВ следует устанавливать отпайки РПН на автотрансформаторах одинаковыми.

Вывод формулы для определения ориентировочного напряжения отпаек РПН.

обозначим как , и получим:

Проверка загрузки существующей сети выполняется по результатам расчета потоков мощности по действующим ЛЭП и трансформаторам. В начале следует рассчитать токи в ЛЭП (по полученным потокам мощности в ЛЭП и напряжениям узлов) и сопоставить с предельно допустимыми по условию нагрева проводов; затем потоки мощности через трансформаторы сопоставить с установленной мощностью трансформаторов на подстанциях. При недопустимых перегрузках элементов действующей сети следует либо изменить решения принятые при подборе вариантов сооружения новой сети, либо выполнить реконструкцию существующей сети.

7.1 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланс реактивной мощности для радиального варианта сети

Вначале выполним расчет при отпайках находящихся в нулевом положении.

Таблица 7.1.1.

Результаты предварительного расчета режима радиального варианта электрической сети по узлам.

Номер узла	Напряжение, кВ	Фаза напряжения, град	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВАр
201	242.000	0.000	-410.2019	-352.8498
202	229.501	-2.123	-0.0000	-0.0000
203	230.667	-2.277	80.4000	60.4000
204	223.026	-3.788	-0.0000	-0.0000
112	108.441	-8.766	110.6000	93.0000
114	108.847	-8.625	90.4000	75.8000
115	105.417	-9.790	-0.0000	0.0000
31	34.159	-12.160	25.4000	18.3000
11	106.718	-9.153	0.0520	0.3500
1	9.354	-12.433	23.0000	14.0000
12	105.840	-9.785	0.0720	0.5200
2	9.070	-14.582	52.0000	33.0000
13	106.294	-9.191	0.0380	0.2240
3	9.658	-13.000	17.0000	11.0000

Напряжения на шинах НН новых подстанций значительно ниже нормы. А реактивная мощность пункта питания очень велика. Установим устройства продольной компенсации.

Выполним расчет баланса реактивной мощности и выберем мощности компенсирующих устройств. Для cos коэффициент реактивной мощности cos.

Ориентировочная суммарная реактивная мощность компенсации равна:



Уменьшим мощность компенсации на 20%:

На подстанции А и Г установим синхронные компенсаторы мощностью каждый по 50 МВАр (КСВБ-50-11). На подстанцию 2, как на самую мощную из новых, установим 2 шунтовые конденсаторные батареи мощностью каждая по 12 МВАр. В итоге получаем мощность полной компенсации 124 МВАр.

Повторим расчет режима таблица 7.1.2.

Таблица 7.1.2.

Номер узла	Напряжение, кВ	Фаза напряжения, град	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВАр
201	242.000	0.000	-406.4184	-182.6180
202	234.627	-2.335	-0.0000	-0.0000
203	234.711	-2.391	80.4000	60.4000
204	230.580	-3.948	-0.0000	-0.0000
112	117.469	-8.397	110.6000	43.0000
114	117.250	-8.278	90.4000	25.8000
115	114.750	-9.276	-0.0000	0.0000
31	37.386	-11.265	25.4000	18.3000
11	115.310	-8.739	0.0520	0.3500
1	10.172	-11.530	23.0000	14.0000
12	116.267	-9.417	0.0720	0.5200
2	10.438	-13.282	52.0000	9.0000
13	114.922	-8.774	0.0380	0.2240
3	10.528	-12.004	17.0000	11.0000

Проверим величину коэффициента реактивной мощности пункта питания.

Окончательную регулировку напряжений на шинах НН подстанций 1, 2, 3 выполним с помощью ответвлений РПН.

Подстанция 1. Установим отпайку РПН в положений -2.

Подстанция 2. Установим отпайку РПН в положений -1.

Подстанция 3. Данное напряжение соответствует желаемому.

Окончательные результаты расчета приведены в таблице 7.1.3.

Таблица 7.1.3.

Окончательные результаты расчета режима радиального варианта электрической сети по узлам после расстановки компенсирующих устройств и регулирования напряжения на новых подстанциях

Номер узла	Напряжение, кВ	Фаза напряжения, град	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВАр
201	242.000	0.000	-406.4184	-182.6180
202	234.627	-2.335	-0.0000	-0.0000
203	234.711	-2.391	80.4000	60.4000
204	230.580	-3.948	-0.0000	-0.0000
112	117.469	-8.397	110.6000	43.0000
114	117.250	-8.278	90.4000	25.8000
115	114.750	-9.276	-0.0000	0.0000
31	37.386	-11.265	25.4000	18.3000
11	115.310	-8.739	0.0520	0.3500
1	10.547	-11.530	23.0000	14.0000
12	116.267	-9.417	0.0720	0.5200
2	10.627	-13.282	52.0000	9.0000
13	114.922	-8.774	0.0380	0.2240
3	10.528	-12.004	17.0000	11.0000

Суммарные нагрузочные активные потери равны 7.456379 МВт.

Выполним проверку загрузки линий электропередачи существующей сети после присоединения к ней новых подстанций. В таблице введем колонку расчетного тока в максимальном режиме и колонку допустимого тока для каждого провода ВЛ существующей сети с учетом количества цепей. Из сравнения этих токов с расчетными видно, что ни одно значение тока не превышает предельно допустимого значения. Кроме того, в послеаварийном режиме, когда для двухцепных ЛЭП токи увеличатся примерно вдвое, по токовой нагрузке все сечения существующих линий также проходят.

Где n - число цепей, S - мощность передаваемая через линию, U - напряжение в начале линии. Результаты в таблице 7.1.4.

Таблица 7.1.4

Окончательные результаты расчета режима радиального варианта электрической сети по ветвям после расстановки компенсирующих устройств и регулирования напряжения на новых подстанциях

Имя ветви	Pij, МВт	Qij, МВАр	Pji, МВт	Qji, МВАр	I, А	Iдоп*, А
201	202	-192.3660	-81.7359	189.9642	90.1930	249	1780
201	203	-214.0524	-100.8821	211.8762	106.6011	282	2141
202	203	-1.4468	6.3900	1.4464	4.5120	16	890
203	204	-132.9226	-50.7131	132.1155	62.7725	175	2141
112	115	-25.7525	-16.4711	25.4314	19.6988	75	1316
112	114	0.7747	-0.5997	-0.7764	2.4959	5	658
114	11	-40.7379	-27.5571	40.2867	28.2532	121	1006
112	12	-52.5320	-12.3874	52.2212	13.2174	133	1574
11	13	-17.1623	-12.2705	17.1121	12.6910	53	684
112	202	188.1099	72.4583	-188.5174	-96.5831	-	-
114	204	131.9143	50.8612	-132.1155	-62.7725	-	-
31	115	25.4000	18.3000	-25.4314	-19.6988	-	-
1	11	23.0000	14.0000	-23.0724	-15.6327	-	-
2	12	52.0000	9.0000	-52.1492	-12.6974	-	-
3	13	17.0000	11.0000	-17.0741	-12.4670	-	-

Iдоп домноженно на поправочный коэффициент на температуру воздуха для неизолированных проводов. В нашем случае коэффициент равен 1.29.

Проверим загруженность трансформаторов.

Подстанция А.

Подстанция Г.

1.131.

В нормальном режиме при максимальных нагрузках автотрансформаторы подстанций А и Г при данных коэффициентах загрузки будут работать в нормальном режиме. Однако в режиме при отключении одного из параллельно работающих трансформаторов для подстанции А желательно увеличить мощность автотрансформаторов.

7.2 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланс реактивной мощности для кольцевого варианта сети

Вначале выполним расчет при отпайках находящихся в нулевом положении.

Таблица 7.2.1.

Результаты предварительного расчета режима кольцевого варианта электрической сети по узлам.

Номер узла	Напряжение, кВ	Фаза напряжения, град	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВАр
201	242.000	0.000	-411.2187	-354.9397
202	229.584	-2.105	-0.0000	-0.0000
203	230.482	-2.303	80.4000	60.4000
204	222.577	-3.861	-0.0000	-0.0000
112	108.639	-8.628	110.6000	93.0000
114	108.348	-8.871	90.4000	75.8000
115	105.623	-9.649	-0.0000	0.0000
31	34.231	-12.010	25.4000	18.3000
11	105.064	-9.743	0.0520	0.3500
1	9.195	-13.132	23.0000	14.0000
12	103.466	-10.219	0.0720	0.5200
2	8.836	-15.256	52.0000	33.0000
13	107.289	-9.122	0.0380	0.2240
3	9.759	-12.856	17.0000	11.0000

Напряжения на шинах НН новых подстанций значительно ниже нормы. А реактивная мощность пункта питания очень велика. Установим устройства продольной компенсации.

Выполним расчет баланса реактивной мощности и выберем мощности компенсирующих устройств. Для cos коэффициент реактивной мощности cos.

Ориентировочная суммарная реактивная мощность компенсации равна:



Уменьшим мощность компенсации на 20%:

На подстанции А и Г установим синхронные компенсаторы мощностью каждый по 50 МВАр (КСВБ-50-11). На подстанцию 2, как на самую мощную из новых, установим 2 шунтовые конденсаторные батареи мощностью каждая по 12 МВАр. В итоге получаем мощность полной компенсации 124 МВАр.

Повторим расчет режима таблица 7.1.2.

Таблица 7.2.2

Номер узла	Напряжение, кВ	Фаза напряжения, град	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВАр
201	242.000	0.000	-406.8953	-182.7506
202	234.639	-2.308	-0.0000	-0.0000
203	234.694	-2.421	80.4000	60.4000
204	230.554	-4.030	-0.0000	-0.0000
112	117.424	-8.257	110.6000	43.0000
114	117.294	-8.490	90.4000	25.8000
115	114.704	-9.137	-0.0000	-0.0000
31	37.370	-11.128	25.4000	18.3000
11	114.903	-9.351	0.0520	0.3500
1	10.133	-12.163	23.0000	14.0000
12	114.547	-9.972	0.0720	0.5200
2	10.277	-13.957	52.0000	9.0000
13	116.335	-8.707	0.0380	0.2240
3	10.670	-11.857	17.0000	11.0000

Проверим величину коэффициента реактивной мощности пункта питания.

Окончательную регулировку напряжений на шинах НН подстанций 1, 2, 3 выполним с помощью ответвлений РПН.

Подстанция 1. Установим отпайку РПН в положений -2.

Подстанция 2. Установим отпайку РПН в положений -2.

Подстанция 3. Данное напряжение соответствует желаемому.

Окончательные результаты расчета приведены в таблице 7.2.3.

Таблица 7.2.3.

Окончательные результаты расчета режима кольцевого варианта электрической сети по узлам после расстановки компенсирующих устройств и регулирования напряжения на новых подстанциях

Номер узла	Напряжение, кВ	Фаза напряжения, град	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВАр
201	242.000	0.000	-406.8953	-182.7506
202	234.639	-2.308	-0.0000	-0.0000
203	234.694	-2.421	80.4000	60.4000
204	230.554	-4.030	-0.0000	-0.0000
112	117.424	-8.257	110.6000	43.0000
114	117.294	-8.490	90.4000	25.8000
115	114.704	-9.137	-0.0000	-0.0000
31	37.370	-11.128	25.4000	18.3000
11	114.903	-9.351	0.0520	0.3500
1	10.507	-12.163	23.0000	14.0000
12	114.547	-9.972	0.0720	0.5200
2	10.657	-13.95	52.0000	9.0000
13	116.335	-8.707	0.0380	0.2240
3	10.670	-11.857	17.0000	11.0000

Суммарные нагрузочные активные потери равны 7.933263МВт.

Выполним проверку загрузки линий электропередачи существующей сети после присоединения к ней новых подстанций. В таблице введем колонку расчетного тока в максимальном режиме и колонку допустимого тока для каждого провода ВЛ существующей сети с учетом количества цепей. Из сравнения этих токов с расчетными видно, что ни одно значение тока не превышает предельно допустимого значения. Кроме того, в послеаварийном режиме, когда для двухцепных ЛЭП токи увеличатся примерно вдвое, по токовой нагрузке все сечения существующих линий также проходят.

Где n - число цепей, S - мощность передаваемая через линию, U - напряжение в начале линии. Результаты в таблице 7.2.4.

Таблица 7.2.4

Окончательные результаты расчета режима кольцевого варианта электрической сети по ветвям после расстановки компенсирующих устройств и регулирования напряжения на новых подстанциях

Имя ветви	Pij, МВт	Qij, МВАр	Pji, МВт	Qji, МВАр	I, А	Iдоп*, А
201	202	-190.4501	-81.8788	188.0858	90.4999	247	1780
201	203	-216.4451	-100.8718	214.2304	106.3755	285	2141
202	203	-3.0899	6.5596	3.0884	4.3377	18	890
203	204	-136.9188	-50.3132	136.0723	62.1444	179	2141
112	115	-25.7528	-16.4763	25.4315	19.7000	75	1316
112	114	-2.5922	1.2223	2.5882	0.6682	14	658
112	12	-45.6545	-15.3407	44.9773	14.5235	237	658
11	12	-7.2911	2.5118	7.2486	-1.1897	67	503
114	11	-30.8441	-13.4803	30.4161	13.4833	165	503
114	13	-17.2059	-11.0711	17.1102	12.6523	50	1006
112	202	184.5995	73.5947	-184.9959	-97.0594	-	-
114	204	135.8618	49.6832	-136.0723	-62.1444	-	-
31	115	25.4000	18.3000	-25.4315	-19.7000	-	-
1	11	23.0000	14.0000	-23.0730	-15.6452	-	-
2	12	52.0000	9.0000	-52.1539	-12.8138	-	-
3	13	17.0000	11.0000	-17.0722	-12.4283	-	-

Iдоп домноженно на поправочный коэффициент на температуру воздуха для неизолированных проводов. В нашем случае коэффициент равен 1.29.

Проверим загруженность трансформаторов.

Подстанция А.

Подстанция Г.

1.157.

В нормальном режиме при максимальных нагрузках автотрансформаторы подстанций А и Г при данных коэффициентах загрузки будут работать в нормальном режиме. Однако в режиме при отключении одного из параллельно работающих трансформаторов для подстанции А желательно увеличить мощность автотрансформаторов.

8. Выбор схем присоединения к сети новых и расширения существующих понижающих подстанций

Выбор схем присоединения к сети всех новых подстанций выполняется из числа типовых коммутационных схем с учетом их области применения. Они являются схемами открытых распределительных устройств (ОРУ), стоимости которых включаются в затраты при сопоставлении вариантов.

Следует иметь в виду, что присоединение ЛЭП к существующим подстанциям требует расширение их ОРУ. Поэтому стоимости ячеек (комплектов выключателей - по одному на одну линию) также должна включаться в затраты при сопоставлении вариантов.

Для радиального варианта выбираем схему РУ 4Н, а для кольцевого варианта выбираем схему 5 АН.

Схемы РУ приведены ниже:

Рис 8.1. Типовые схемы РУ



Рис. 8.2. Схемы присоединения к сети понижающих подстанций.

9. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети

[1] Выбор окончательного варианта следует делать путем сопоставления полных (дисконтированных) или удельных затрат. При расчете затрат на сооружение сети необходимо пользоваться укрупненными стоимостными показателями электрических сетей (УСП). УСП учитывают типизацию проектирования, прогрессивную технологию строительства, его механизацию и индустриализацию с максимальным использованием унифицированных элементов и конструкций заводского изготовления.

УСП приведены в приложении в базовых сметных ценах 1991 г. И не включают НДС.

Для определения текущих стоимостей могут быть использованы ведомственные индексы цен. Индексы представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем уровне цен к стоимости в базовом уровне цен. Индексы цен публикуются в «Межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене», издаваемом ежеквартально Госстроем РФ.

В суммарные затраты на сооружение сети Ку по УСП по каждому варианту включаются стоимости только тех элементов, на которые варианты различаются между собой, включая стоимости расширения действующих подстанций при присоединении к ним новых ЛЭП. В Ку не включены стоимости трансформаторов подстанций, распределительных устройств НН, компенсирующих устройств, а также ЛЭП и ОРУ подстанций, которые входят во все сравниваемые варианты.

Для расчетов полных затрат необходим расчет потерь мощности:

· нагрузочных потерь в сети (выполняется при расчете установившегося режима на ЭВМ),

· потерь холостого хода (сумма потерь холостого хода всех трансформаторов, установленных на новых подстанциях),

· потерь на корону,

· потерь в ВЛ от токов утечки по изоляторам.

Последние три составляющие потерь относятся к классу условно-постоянных потерь мощности (энергии).

При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающихся от приведенных в таблице, расчетные значения потерь получаются умножением значений на отношение , где Fт - суммарное сечение проводов фазы, приведенное в таблице; Fф - фактическое сечение фазы линии.

Чтобы получить средние потери мощности на корону в линии необходимо умножить табличные значения на число цепей, длину линии, отношение и поделить на число часов в году.

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ для 7-го региона на одну цепь принимают:

· для напряжения 220 кВ - 1,08 тыс. кВт ч/км в год;

· для напряжения 110 кВ - 0,86 тыс. кВт ч/км в год.

Чтобы получить средние мощности по линии электропередачи необходимо умножить указанные значения на число цепей, длину линии и поделить на число часов в году.

Для вычисления полных затрат определяются:

1. Суммарные затраты на сооружения сети по УСП в ценах 1991 г.

2. Капитальные вложения в сооружение сети в начале первого года строительства сети без учета инфляции, ежегодных платежей и учетной ставки банка

,

kп - коэффициент пересчета цен на сооружение ЛЭП и подстанций на момент времени t = 0 (индекс цен).

3. Капитальные вложения

,

где i - ежегодная инфляция и учетная ставка кредитора при долгосрочном кредите;

kп2 - коэффициент приведения ежегодных затрат к сегодняшнему дню

,

где iэ - эквивалентная учетная ставка;

;

a - рост стоимости электрической энергии;

Tв - срок строительства электрической сети;

Tэ- экономический срок службы электрической сети.

4. Эксплуатационные затраты

.

где в - относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат.

5. Капитализированная стоимость потерь

,

где ИДP - стоимость расширения электростанций и подстанций для компенсации потерь мощности в электрической сети;

;

где м- удельная стоимость расширения электростанций и подстанций;

ДPУ = ДPкор + ДPх + ДPн - полные потери мощности в электрической сети;

ДPкор - потери в ЛЭП на корону;

ДPх - потери холостого хода на подстанциях;

ДPн - суммарные нагрузочные потери в ЛЭП и на подстанциях;

,

где ф - время наибольших потерь:

;

b - удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии.

Полные затраты каждого варианта З определяются по формуле

.

Из предложенных вариантов выбирается вариант с наименьшими затратами.

Если полные затраты сравниваемых вариантов различаются менее, чем на 5 %, то варианты считаются неразличимыми с точки зрения используемого критерия и требуется привлечение дополнительных критериев сравнения.

Расчет

Постоянную часть затрат , которая оказалась одинаковой для обоих вариантов, исключаем из расчетов.

Таблица 9.1

Капитальные вложения для сооружения радиального варианта электрической сети

Объекты и оборудование	Количество единиц (км для ЛЭП)	Стоимость, тыс. руб. (в ценах 1991 г.)
		Единицы	Общая
ВЛ А-2, 2 цепи АС-240/39 на Ж/Б опорах	24.7	66	1630.2
ВЛ Г-1, 2 цепи АС-120/19 на Ж/Б опорах	20.7	57	1179.9
ВЛ 1-2, 2 цепи АС-70/11 на Ж/Б опорах	7	57	399
Итого по ВЛ			3209.1
ПС1 и ПС2. Схема ОРУ номер 4Н	2	198	396
Постоянная часть затрат на ПС1 и ПС2. Схема ОРУ номер 4Н	2	400	800
Ячейка с выключателем для расширения существующих подстанций А и Г (масляный)	4	75	300
Итого по ПС			1496
ВСЕГО			4705.1

Таблица 9.2

Капитальные вложения для сооружения кольцевого варианта электрической сети

Объекты и оборудование	Количество единиц (км для ЛЭП)	Стоимость, тыс. руб. (в ценах 1991 г.)
		Единицы	Общая
ВЛ А-2, 1 цепь АС-185/29 на Ж/Б опорах	24.7	38	938.6
ВЛ 1-2, 1 цепь АС-120/19 на Ж/Б опорах	40	34	1360
ВЛ Г-1, 1 цепь АС-120/19 на Ж/Б опорах	20.7	34	703.8
ВЛ Г-3, 2 цепи АС-120/19 на Ж/Б опорах	24.1	57	1373.7
Итого по ВЛ			4376.1
ПС1 и ПС2. Схема ОРУ номер 5АН	2	235	470
Постоянная часть затрат на ПС1 и ПС2. Схема ОРУ номер 5АН	2	400	800
Ячейка с выключателем для расширения существующих подстанций А и Г (масляный)	2	75	150
Итого по ПС			1420
ВСЕГО			5796.1

Капитальные вложения по вариантам:

· для радиального 4705.1 тыс. руб.;

· для кольцевого 5796.1 тыс. руб.

Индекс цен по капитальным вложениям с учетом НДС по отношению к уровню сметных цен на 01.01.91 для 2009 г. можно принять равным 43,5.

Для радиального варианта электрической сети

Для кольцевого варианта электрической сети

.

Таблицы исходных и расчетных данных для сопоставления вариантов приведены ниже - 9.3 и 9.4.

Таблица 9.3

Исходные данные для расчета полных затрат

Наименование	Обозна- чение	Единицы измерения	Значе- ние
1. Учетная ставка кредитора	i1	о.е.	0,07
2. Коэффициент инфляции	i2	о.е.	0,06
3. Рост стоимости электроэнергии	a	о.е.	0,09
4. Срок строительства электрической сети	Tв	год	2
5. Экономический срок службы электрической сети	Tэ	год	25
6. Относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат	в	о.е.	0,02
7. Удельная стоимость расширения подстанций	м	тыс.руб/кВт	42
8. Удельная стоимость электрической энергии	b	руб/кВт ч	1,2
9. Число часов использования максимальной нагрузки	Tmax	ч	5000
10. Коэффициент пересчета укрупненных показателей стоимостей электрических сетей на момент начала строительства	k	о.е.	43,5
11. Сумма активных мощностей нагрузок потребителей	Pн	МВт	92

Таблица 9.4

Расчетные данные

Наименование	Обозна- чение	Единицы измерения	Значе- ние
1. Коэффициент учета интереса кредитора и инфляции	i	о.е.	0,13
2. Эквивалентная учетная ставка	ie	о.е.	0,04
3. Коэффициент приведения стоимости потерь за экономический срок службы к сегодняшнему дню	kп	о.е.	16,18
5. Время наибольших потерь	ф	ч	3411

Выполним расчет составляющих потерь мощности в вариантах сети.

Расчет потерь мощности на корону по вариантам сделаем в табл 9.5 и 9.6.

Таблица 9.5

Расчет среднегодовых потерь мощности на корону на ВЛ радиального варианта сети

Линия	Длина, км	Цепей	Марка провода	Сечение фазы, алюминий, мм2	Сечение типовой фазы, мм2	Удельные потери на корону, тыс. кВт ч/км	Годовые потери на корону тыс. кВт ч	Потери мощности, МВт
Г-1	20.7	2	АС-120/19	120	120	1.47	60.858	0.007
А-2	24.7	2	АС-240/39	240	120	1.47	36.309	0.004
1-3	7	2	АС-70/11	70	120	1.47	35.28	0.004
Всего	132.447	0.015

Таблица 9.6

Расчет среднегодовых потерь мощности на корону на ВЛ кольцевого варианта сети

Линия	Длина, км	Цепей	Марка провода	Сечение фазы, алюминий, мм2	Сечение типовой фазы, мм2	Удельные потери на корону, тыс. кВт ч/км	Годовые потери на корону тыс. кВт ч	Потери мощности, МВт
Г-1	20.7	1	АС-120/19	120	120	1.36	28.152	0.003
А-2	24.7	1	АС-185/29	185	120	1.36	21.789	0.002
1-2	40	1	АС-120/19	120	120	1.36	54.4	0.006
Г-3	24.1	2	АС-120/19	120	120	1.36	65.552	0.007
Всего	169.893	0.018

Расчет потерь мощности от токов утечки через изоляцию ВЛ по вариантам сделаем в табл. Табл 9.7 и 9.8

Таблица 9.7

Расчет среднегодовых потерь мощности от токов утечки через изоляторы ВЛ радиального варианта сети

Линия	Длина, км	Цепей	Удельные потери от токов утечки на ВЛ, тыс. кВт ч/км	Годовые потери от токов утечки на ВЛ, тыс. кВт ч	Потери мощности, МВт
Г-1	20.7	2	0,86	35.604	0.004
А-2	24.7	2	0,86	42.484	0.005
1-3	7	2	0,86	12.04	0.001
Всего	90.128	0.01

Таблица 9.8

Расчет среднегодовых потерь мощности от токов утечки через изоляторы ВЛ кольцевого варианта сети

Линия	Длина, км	Цепей	Удельные потери от токов утечки на ВЛ, тыс. кВт ч/км	Годовые потери от токов утечки на ВЛ, тыс. кВт ч	Потери мощности, МВт
Г-1	20.7	1	0,86	17.802	0.002
А-2	24.7	1	0,86	21.242	0.002
1-2	40	1	0,86	34.4	0.004
Г-3	24.1	2	0,86	41.452	0.005
Всего	114.89	0.013

Потери холостого хода новых трансформаторов одинаковы в обоих вариантах и равны 0.162 МВт.

Нагрузочные потери в целом по всей сети берем из расчета режима максимальных режимов вариантов сети с учетом установленных компенсирующих устройств и регулирования напряжения на трансформаторах.

Результаты расчета всех видов потерь сведены в табл. 9.10

Таблица 9.10

Потери мощности в сети по вариантам, МВт

Составляющие потерь мощности	Варианты
	1	2
1. Потери в ЛЭП на корону	0.015	0.018
2. Потери от токов утечки через изоляторы ВЛ	0.01	0.013
2. Потери холостого хода на подстанциях	0.162	0.162
Всего условно-постоянные потери	0.187	0.193
3. Нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах сети	7.456	7.933
4. Общие потери мощности в сети	7.643	8.126

Условно-постоянные потери для обоих вариантов оказались практически одинаковыми и не включаются в полные затраты.

Нагрузочные потери во втором варианте на 0,477 МВт больше, чем в первом варианте. В сравнении по затратам учтем только их разность, т.е. 0,477 МВт во втором варианте.

Капитальные вложения

Коэффициент приведения ежегодных затрат к сегодняшнему дню

Эквивалентная учетная вставка

Эксплуатационные затраты

.

Капитализированная стоимость потерь

42

тыс. руб.

тыс. руб.

Полные затраты вариантов

тыс. руб.

тыс. руб.

Стоимость кольцевого варианта на 155712.2 тыс. руб. дороже радиального варианта. Различие в стоимости 29%.

Полученная разность в затратах на сооружении сети по двум вариантам позволяет считать предпочтительным первый вариант.

Расчет составляющих и полных затрат приведен в табл. 9.11.

Таблица 9.11

Составляющие полных затрат

Составляющие затрат	Варианты
	1	2
Стоимость сооружения сети в ценах 1991 г.	4705.1	5796.1
1. Капитальные вложения в начале первого года сооружения сети, тыс.руб
2. Капитальные затраты на сооружение сети с учетом ежегодных равных платежей в течение экономического срока службы сети, тыс.руб
3. Эксплуатационные расходы, приведенные к моменту ввода сети в эксплуатацию, тыс.руб
4. Капитализированная стоимость потерь мощности, тыс.руб	0	20
5. Капитализированная стоимость потерь энергии, тыс.руб	0
6. Полные затраты, тыс.руб
Различие в полных затратах составляет	в тыс.руб	155712.2
	в %	29%

Заключение

В курсовом проекте было рассмотрено два способа расширения существующей сети: радиально-магистральный и кольцевой. В процессе проектирования решались задачи: выбора номинального напряжения; выбор сечений проводов; выбор трансформаторов; выбор схем присоединения новых подстанций для обеспечения потребителя напряжением 10.5 кВ, обеспечение в П.П. cos(?)=0.9, снижение потерь в сети. Выбор сечения проводов производился по методу экономических интервалов, это и обеспечило нам наименьшие затраты, допустимые потери напряжения, а также механическую прочность проводов. Трансформаторы выбирались по условиям: по перезагрузке в аварийном режиме и по загрузке в номинальном режиме. Для обеспечения желаемого напряжения на старых, а также на новых подстанциях производилось регулирование напряжения на подстанциях при помощи отпаек РПН на трансформаторах.

Из двух рассматриваемых вариантов был выбран вариант радиально-магистральной схемы. Данный вариант является предпочтительнее варианта кольцевой сети ,как показало технико-экономическое сопоставление, по многим критериям.

Список используемой литературы

1.Методическое укозание №621.311 Электрические системы и сети. Составители: А. В. Лыкин, канд. техн. наук, доц., Ю. М. Сидоркин, канд. техн. наук, проф.

2.Справочник по проектированию электрических сетей /Под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд - во НЦ ЭНАС, 2005.-320.

3. Лыкин. А. В. Электрические системы и сети: Учеб. Пособие.- М.: Университетская книга; Логос, 2006.-254 с.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. П. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат , 1985.- 352с.

5. Идельчик. В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энерогоатомиздат. 1989. - 592 с.

Размещено на Allbest.ru