Проектирование развития районной электрической сети

 

ΔР_мах = 3 · I²₄ · R_Σ = 3 · 0,088² · 15,9 = 0,369 МВт

 

     Число часов  максимальных потерь

 

τ = (0,124 + Т_мах / 10⁴)² · 8760 = 5248 ч.

 

     Удельная  стоимость потерь электроэнергии  составляет 1,5 коп/ кВтч или 

β₀ = 1,5 · 10^-2 т.р. / МВТч

    

     Годовая стоимость  потерь электроэнергии – издержки:

 

И_ΔЭ = β₀ (τ · ΔР_мах + 8760 · ΔР_хх) = 1,5 · 10^-2 (5248 · 0,369 + 8760 · 0,038) =         = 34 т.р.

Е_Н – нормативный коэффициент эффективности (Е_Н = 0,12…0,15)

Приведенные затраты в варианте а составляют

 

З_а = Е_Н · К_Σ + α_л · К_л + α_п · К_П + И_ΔЭ = 0,12 · 2413 + 0,028 · 2112 +

+ 0,094 · 301 + 34 = 411 т.р.

Вариант Б:

К_Л = с₀ · l =16,9 · 64 = 1081 т.р.

К_П = nК_Т + nК_В = 63 + 35 · 2 = 133 т.р.

К_Σ =  К_Л + К_П = 1214,6 т.р.

 

R_Л = r · l/n = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

R_П = R _Т/n = 4,38 Ом

R_Σ = R_Л + R_П = 15,94 + 4,38 = 20,32 Ом

ΔР_хх = ΔР_тхх  = 0,019 МВт

ΔР_мах = 3 · I²₄ · R_Σ = 3 · 0,088² · 20,32 = 0,472 МВт

И_ΔЭ = 1,5 · 10^-2 (5248 · 0,472 + 8760 · 0,019) = 39,7 т.р.

 

В рассматриваемом варианте при отключении линии или трансформатора электроснабжение потребителя прекращается. При расчете ущерба, связанного с перерывом питания, следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), полное отключение нагрузки ε = 1, удельный ущерб α = 6 · 10³ т.р. / МВт и       Р_мах = 15 МВт.  Параметры потока отказов линии ω_л = 1,1 отказа/год на 100 км, трансформатора  ω_т = 0,02 отказа/год. Среднее время восстановления для линии Т_вл = 1,0 · 10^-3 лет/отказ,  трансформатора –   Т_вт = 20 · 10^-3 лет/отказ.  Величина ущерба составляет:

У = α Р_мах ε(ω_л(l/100) Т_вл + ω_т Т_вт) = 6 · 10³ · 15 · 1· (1,1 · (64/100) · 10^-3 +

+ 0,02 · 20 · 10^-3) = 99 т.р.

 

Приведенные затраты в варианте б составляют

З_б = Е_Н · К_Σ + α_л · К_л + α_п · К_П + И_ΔЭ + У = 0,12 · 1214 + 0,028 · 2112 +

+ 0,094 · 133 + 39,7 + 99 = 356 т.р.

 

Вариант «Б» дешевле варианта «А» на 13,4 %. Поэтому во всех вариантах развития сети питание потребителей узла 4 предусматривается по одной линии АС-120 с установкой на подстанции одного трансформатора ТРДН-16000/110.

2.3. Расчет третьего варианта

   Общая протяженность линий 368 км

2.3.1  Расчет токов в кольцевом  участке

Ток на головном участке 1 – 5

 

I₅₄ = I₁₅ – I₅ = 0,257 – 0,234 = 0,023 кА

I₄₃ = I₅₄ – I₄ = 0,023 – 0,088 = – 0,065 кА

I₁₃ = I₃ – I₄₃ =  0,117 + 0,065 =  0,182 кА

2.3.2.  Выбор сечений линий электропередачи

 

     Токи на  участках:

      1 – 2:

I₁₂ = 146 А.  С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

 

                             

Ближайший критический  ток I_кр = 85 А соответствует сечению 70 мм². На этом участке выбираются две одноцепные линии АС-70.

В условиях аварийного режима (обрыв 1 цепи)  I₁₂^АВ = 146 А. I_доп = 265 А.

I₁₂^АВ < I_доп    – Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

 

Кольцевая часть:

      1 – 5:

      I₁₅ = 257 А.   I_кр = 370 А.   АС-240.

 

      5 – 4:

      I₅₄ = 23 А. I_кр = 80 А.  АС-70

 

      4 – 3:

    I₄₃ = 65 А.  I_кр = 80 А.   АС-70 (предварительно)

 

       1 – 3:

      I₁₃ = 182 А.   I_кр = 370 А.   АС-240.

      Анализ  распределения токов в кольцевой  части сети по условиям надежности  показал, что худшим аварийным  режимом является режим с отключенной  линией  1 – 5. В этом случае  по линии 3 – 4, имеющей сечение 70 мм² протекает ток I₃₄^АВ = 322 А   при I_доп = 265 А. Принимаем для линии 3 – 4 провод АС-120.

2.3.3.  Результаты расчетов по варианту 3

 

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 – 2	73	2АС-70	Обрыв 1 цепи	146	265
1 – 5	257	АС-240	Обрыв 1 – 3	439	610
5 – 4	23	АС-70	Обрыв 1 – 5	234	265
4 – 3	65	АС-120	Обрыв 1 – 5	322	370
1 – 3	182	АС-240	Обрыв 1 – 5	439	610

2.3.4.  Выбор схемы подстанции

         Число ячеек выключателей 110 кВ:

 

Узел	Число присоединений		Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	4	2	7
2	2	2	5
3	2	2	5
4	2	2	5
5	2	2	5

Всего выключателей –   27

2.4. Расчет четвертого варианта

        Общая протяженность линий 388 км.

2.4.1. Выбор сечений линий электропередачи

 

     Токи на  участках:

      1 – 2:

I₁₂ = 146 А.  С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

                             

  Ближайший критический ток I_кр = 85 А .   2АС-70.

В условиях аварийного режима I₁₂^АВ = 146 А. I_доп = 265 А.

I₁₃^АВ < I_доп  .  – Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

 

      1 – 3:

     I₁₃ = 117 А.  I_ц = 58 А.   I_кр = 85 А.  2АС-70.

     I₁₂^АВ = 117 А  при I_доп = 265 А.

 

     1 – 5:

    I₁₅ = 234 А.  I_ц = 117 А.    I_кр = 180 А.  2АС-120.

     I₁₅^АВ = 234 А  при I_доп = 370 А.

  

     1 – 4:

    I₁₄ = 88 А.  I_кр = 170 А.  АС-120.

    В  расчете  второго варианта было проведено  экономическое   сопоставление   вариантов подключения узла 4 по линиям АС-120 и АС-70 на предмет ущерба от перерыва электроснабжения,  которое однозначно определяет выбор одноцепной линии АС-120.

2.4.2.  Результаты расчетов по варианту 4

 

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 – 2	73	2АС-70	Обрыв 1 цепи	146	265
1 – 3	58	2АС-70	Обрыв 1 цепи	117	265
1 – 5	117	2АС-120	Обрыв 1 цепи	234	370
1 – 4	88	АС-120	Ущерб	–	–

 

 

   

 

       

 

 

 

2.4.3.  Выбор схемы подстанции

          Число ячеек выключателей 110 кВ:

 

Узел	Число присоединений		Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	7	2	10
2	2	2	5
3	2	2	5
4	1	1	2
5	2	2	5

Всего выключателей –   27

3. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

 

Узел	Мощность нагрузки		S / 1,4 МВ · А	Тип и число трансформаторов
	Р, МВт	S, МВ · А
2	25	27,8	19,9	2ТРДН-25000/110
3	20	22,2	15,9	2ТДН-16000/110
4	15	16,7	–	ТРДН-16000/110
5	40	44,4	31,7	2ТРДН-40000/110

4. Расчет экономических показателей линий

4.1.  Вариант 1

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ΔРмах, МВт	Кл, т.р.
1 – 2	54	259	АС-240	6,53	1,314	1015,2
2 – 3	84	113	АС-240	10,16	0,389	1579,2
3 – 4	64	4	АС-120	15,94	0,0008	1081,6
4 – 5	104	92	АС-120	25,9	0,658	1757,6
1 – 5	42	326	АС-240	5,08	1,620	789,6
Всего:					3,982	6223,2

 

Участок 1 – 2:   R_л = r · l / n = 0,121 · 54 = 6,53 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · I² · R_л = 3 · 0,259² · 6,53 = 1,314 МВт

                                   К_л = n · c₀ · l = 18,8 · 54 = 1015,2 т.р.

 

Участок 2 – 3:   R_л = 0,121 · 84 = 10,16 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,113² · 10,16 = 0,389 МВт

                                   К_л = 18,8 · 84 = 1579,2 т.р.

         

Участок 3 – 4:   R_л = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,004² · 15,94 = 0,0008 МВт

                                   К_л = 16,9 · 64 = 1081,6 т.р.

    

Участок 4 – 5:   R_л = 0,249 · 104 = 25,9 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,092² · 25,9 = 0,658 МВт

                                   К_л = 16,9 · 104 = 1757,6 т.р.

 

Участок 1 – 5:   R_л = 0,121 · 42 = 5,08 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,326² · 5,08 = 1,620 МВт

                                   К_л = 18,8 · 42 = 789,6 т.р.

 

Издержки на компенсацию  потерь энергии

      

И_ΔЭ = 1,5 · 10^-2 · 5248 · ΔР_мах^Σ = 1,5 · 10^-2 · 5248 · 3,982 = 313,5 т.р.

 

Стоимость выключателей   К_в = 25 · 35 = 875 т.р.

 

Общие затраты:

      

З₁ = Е_Н · К_л + α_л · К_л + И_ΔЭ + К_в = 0,12 · 6223,2 + 0,028 · 6223,2 +

 

+ 313,5 + 875 = 2109,5 т.р.

4.2.  Вариант 2

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ΔРмах, МВт	Кл, т.р.
1 – 2	54	157	АС-240	6,53	0,483	1015,2
2 – 5	80	11	АС-70	34,24	0,012	1320
1 – 5	42	223	АС-240	5,08	0,758	789,6
1 – 3	50	102	2АС-120	6,23	0,194	1690
3 – 4	64	88	АС-120	15,94	0,370	1081,6
Всего:					1,817	4896,4