общая энергетика

руб/годРасчет ликвидационной стоимостиРасчет издержек без амортизационных отчисленийДисконтированных затратСебестоимость передачи электроэнергии по линиям СЛ и сети в целом СУдельные капитальные вложения вычисляются по выражениям: - на 1 кВт нагрузки линии- на 1 кВт нагрузки и на 1 км длины L линииСхема 2Таблица10-Таблицаданныхдля ВЛучастокП/СТ-1П/СТ-21-52-44-33-66-4Протяженностьтрассы,км17,2316,5915,3112,7615,3128,0735,73F,мм2702407095707070K0j,тыс.руб.1280128012801280128012801280Рассчитаем стоимость ЛЭП Затраты на вырубку просеки и устройство лежневых дорогПункт 1 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 20 МВА.Тип и количество трансформаторов: ТДН-16000/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 2 ВЛ 110 кВ.K1 = Kт + KоруВН + KзруНН + Knocm + KГВ = 2 ∙ 4100 + 2 ∙ 11000 + 3 ∙ 160 + 7000 ++ 4 ∙ 7000 = 65,68млн.рубПункт 2 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 20 МВА.Тип и количество трансформаторов: ТДН-10000/110/10, 2 шт.Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 2 ВЛ 110 кВ.K2 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 4100 + 2 ∙11000 + 3 ∙160 + 7000K2 = 37,68млн.руб.Пункт 3 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 20 МВА.Тип и количество трансформаторов: ТДН-10000/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 2 ВЛ 110 кВ.K3 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 4100 + 2 ∙11000 + 3 ∙160 + 7000K3 = 37,68млн.руб.Пункт 4 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 32 МВА.Тип и количество трансформаторов: ТДН-16000/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии; Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 2 ВЛ 110 кВ.K4 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 5900 + 2 ∙11000 + 3 ∙160 + 7000K4 = 41,28 млн.руб.Пункт 5 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 12,6 МВА Тип и количество трансформаторов: ТМН-6300/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 20 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 2 ВЛ 110 кВ.K5 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 2100 + 2 ∙11000 + 3 ∙160 + 7000K5 = 33,68млн.руб.Пункт 6 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 12,6 МВА Тип и количество трансформаторов: ТМН-6300/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 2 ВЛ 110 кВ.K6 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 2100 + 2 ∙11000 + 3 ∙160 + 7000K6 = 33,68 млн.руб.С учетом стоимости строительства ПС (с учетом затрат, сопутствующемустроительству 21%) и затрат по отводу земельного участка под строительство ПС:KПсх2= Расчет издержек Расчет потерь в трансформаторах∆Pт.1 = ∙ ∆Pк.1 ∙ (S1/Sном.тр.1)2 = ∙ 85 ∙ (15,55/10)2 = 102,766 кВт∆Pт.2 = ∙ ∆Pк.2 ∙ (S2/Sном.тр.2)2 = ∙ 60 ∙ (12,49/16)2 = 18,281 кВт∆Pт.3 = ∙ ∆Pк.3 ∙ (S3/Sном.тр.3)2 = ∙ 60 ∙ (10,43/16)2 = 12,748 кВт∆Pт.4 = ∙ ∆Pк.4 ∙ (S4/Sном.тр.4)2 = ∙ 85 ∙ (15,64/10)2 = 103,96 кВт∆Pт.5 = ∙ ∆Pк.5 ∙ (S5/Sном.тр.5)2 = ∙ 60 ∙ (6,26/6,3)2 = 29,62 кВт∆Pт.6 = ∙ ∆Pк.6 ∙ (S6/Sном.тр.6)2 = ∙60 ∙ (9,38/6,3)2 = 66,504 кВт1 = (0,124 + Тmax1 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 5000 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 5242 ч/год2 = (0,124 + Тmax2 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 5300 ∙ 10-4)2 ∙ 8400= 5494 ч/год3 = (0,124 + Тmax3 ∙ 10-4)2 ∙ 8400= (0,124 + 4800 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 5074 ч/год4 = (0,124 + Тmax4 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 3800 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4234 ч/год5 = (0,124 + Тmax5 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 3700 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4150 ч/год6 = (0,124 + Тmax6 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 3900 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4318 ч/годРасчет нагрузочных потерь в линиях∆Pлп/ст1 = (/) ∙ R0 ∙ lп/ст1=(18,012/1152) ∙ 0,422 ∙ 17,23 = 178,33 кВт∆Pлп/ст2 = (/) ∙ R0 ∙ lп/ст2=(79,422/1152) ∙ 0,118 ∙ 16,59 = 933,67 кВт∆Pл15 = (/) ∙ R0 ∙ l15=(6,262/1152) ∙ 0,422 ∙ 15,31 = 19,14 кВт∆Pл24 = (/) ∙ R0 ∙ l24=(32,312/1152) ∙ 0,301 ∙12,76= 303,18 кВт∆Pл43 = (/) ∙ R0 ∙ l43=(12,562/1152) ∙ 0,422 ∙ 15,31= 77,07 кВт∆Pл36 = (/) ∙ R0 ∙ l36=(12,142/1152) ∙ 0,422 ∙ 28,07= 132,01 кВт∆Pл64 = (/) ∙ R0 ∙ l64=(7,162/1152) ∙ 0,422 ∙ 35,73 = 58,45 кВтп/ст1 = (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4393 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4732 ч/годп/ст2 = (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4667 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4962 ч/год15= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4200 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4570 ч/год24 = (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4667 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4962 ч/год43= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4393∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4732 ч/год36= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 3829 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4258 ч/год64= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 3843 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4270 ч/годРасчет потерь на корону в линиях∆Pк = (17,23+16,59+15,31+12,76+15,31+28,07+35,73) ∙ 0,08 = 11,28 кВт∆ = 8400 ∙ ( + ∆Pк) = 8400 ∙ [(19 + 14 + 14 + 19 + 14+ 14) ∙∙ 2) + 11,28] = 1673,952 ∙ 103 кВт ∙ чРасчет потерь в линии∆ = 178,33 ∙ 4732 + 933,67 ∙ 4962 + 19,14 ∙ 4570 + 303,18 ∙4962 + + 177,07 ∙ 4732 + 132,01 ∙ 4258+58,45 ∙4270= 8,718 ∙ 106 кВт ∙ чРасчет потерь в трансформаторах∆ = 102,766 ∙ 5242 + 18,281 ∙ 5494 + 12,748 ∙ 5074 + 103,96 ∙ 4234 + 29,62 ∙ 4150 + 66,504 ∙ 4318 = 1,554 ∙ 106 кВт ∙ чмлн.руб/годРасчет ликвидационной стоимостиРасчет издержек без амортизационных отчисленийДисконтированных затратСебестоимость передачи электроэнергии по линиям СЛ и сети в целом СУдельные капитальные вложения вычисляются по выражениям: - на 1 кВт нагрузки линии- на 1 кВт нагрузки и на 1 км длины L линииТаблица 11- экономические показателиПоказательСхема 1Схема 2, млн.руб,млн. руб1954,3, млн рубИпот∑, млн руб, млн руб160,8, млн руб379,1, млн руб66,64, р/кВт*ч0,190,24С, р/кВт*ч0,230,30, р/кВт13572138, р/кВт16,115,3Как видно из таблицы, 1 схема более выгодна с экономической точки зрения.9. Расчет установившегося режима сетиРисунок 6 - Схема замещения наиболее экономически выгодного вариантаТаблица 12 - Параметры ВЛЭП№F, мм2L, кмR0, Ом/кмХ0, Ом/кмR, ОмX, Омb0*10-4, м/кмQc, МВарп/ст17017,230,4220,4443,643,830,025470,531п/ст29516,590,3010,4342,503,600,026110,5242-47012,760,4220,4442,692,830,025470,3934-3707,660,4220,4441,621,700,025470,2361-57015,310,4220,4443,233,400,025470,4725-67014,680,4220,4443,103,260,025470,453Для двухцепной линииДля одноцепной линииТаблица 13 - Параметры трансформаторов№ S, кВА12х1600010.585190,71124,3886,722х1000010.560140,7707,9513932х1000010.560140,7707,9513942х1600010.585190,71124,3886,752х630010.544100,7707,9513962х630010.544100,7707,95139Так как все трансформаторы работают параллельноРассчитаем режим максимальных нагрузок = МВА МВА МВА МВА МВА МВАПотери мощности в трансформаторахМощность трансформатора 2 с учетом потерь + Мощность трансформатора 4 с учетом потерь+Мощность в конце линии 24Потери мощности в линии 24Мощность в начале линии 24Мощность линии 24Мощность трансформатора 4 с учетом потерь+Мощность трансформатора 3 с учетом потерь+Мощность в конце линии 43Потери мощности в линии 43Мощность в начале линии 43 Мощность линии 43Мощность трансформатора 1 с учетом потерь+Мощность трансформатора 5 с учетом потерь+Мощность в конце линии 15Потери мощности в линии 15Мощность в начале линии 15 Мощность линии 15Мощность трансформатора 5 с учетом потерь+Мощность трансформатора 6 с учетом потерь +Мощность в конце линии 56Потери мощности в линии 56Мощность в начале линии 56 Мощность линии 56Мощность ПСТ1 с учетом потерь+Мощность в конце линии ПСТ1Потери мощности в линии ПСТ1Мощность в начале линии ПСТ1Мощность линии ПСТ1Мощность ПСТ2 с учетом потерь+Мощность в конце линии ПСТ2Потери мощности в линии ПСТ2 Мощность в начале линии ПСТ2Мощность линии ПСТ2Мощность схемыРасчет потери напряженияK1 = , - коэффициент трансформацииНапряжение на подстанцииUПСТ = 121 кВПотеря напряжения в линии ПСТ2Напряжение в конце линииUлПСТ2 = UПСТ – UлПСТ2 = 121-1,16 = 119,84 кВПотеря напряжения в трансформаторе 2Напряжение на ВНUВ2Т = UлПСТ2 - U2Т = 119,84 – 7,08 = 112,76 кВНапряжение на ННUН2Т = UВ2Т K1 = 112,76* = 10,79 кВПотеря напряжения в линии 24Напряжение в конце линииUл24= UлПСТ2 – Uл24= 119,84 – 0,48 = 119,36 кВПотеря напряжения в трансформаторе 4Напряжение на ВНUВ4Т = Uл24 - U4Т = 119,36 – 5,2 = 114,16 кВНапряжение на ННUН4Т = UВ4Т K1 = 114,16* = 10,92 кВПотеря напряжения в линии 43Напряжение в конце линииUл43 = Uл4 – Uл43 = 119,36 – 0,2 = 119,16 кВПотеря напряжения в трансформаторе 3Напряжение на ВНUВ3Т = Uл43 - U3Т = 119,16 – 5,76 = 113,4 кВНапряжение на ННUН3Т = UВ3Т K1 = 113,4* = 10,85 кВПотеря напряжения в линии ПСТ1Напряжение в конце линииUлПСТ1= UПСТ – UлПСТ1= 121-1,21 = 119,79кВПотеря напряжения в трансформаторе 1Напряжение на ВНUВ1Т = UлПСТ1 - U1Т = 119,79 – 2,78 = 117кВНапряжение на ННUН1Т = UВ1Т K1 = 117,03* = 11,19кВПотеря напряжения в линии 15Напряжение в конце линииUл15= Uл1 – Uл15= 119,81 – 0,21 = 119,60кВПотеря напряжения в трансформаторе 5Напряжение на ВНUВ5Т = Uл15 - U5Т = 119,6 – 3,88 = 115,72кВНапряжение на ННUН5Т = UВ5Т K1 = 115,72* = 11,06кВПотеря напряжения в линии 56Напряжение в конце линииUл56= Uл5 – Uл56= 119,24 – 0,33 = 118,91кВПотеря напряжения в трансформаторе 6Напряжение на ВНUВ6Т = Uл56 - U6Т = 118,91 – 5,05 = 113,86кВНапряжение на ННUН6Т = UВ6Т K1 = 113,86* = 10,89кВВыбор средств регулирования напряжения для максимальной нагрузки Все выбранные трансформаторы оснащены средством регулирования РПН с характеристикой ± 9 x1,78 %. В послеаварийном режиме на шинах 10кВ необходимо обеспечить уровень напряжения входящий в диапазон 1,05UHUжел 1,1 UН . Следовательно, напряжение должно находиться в диапазоне 10,5 кВUжел 11 кВ.Отпайки будем выбирать, используя формулуПосле выбора отпайки пересчитываем напряжениеЗначения выбранных отпаек и скорректированные напряжения занесем в таблицу 14.Таблица14-Результатывыбораотпаекдля максимальнойнагрузкиПункты123456UФАКТ,кВ11,1910,7910,8510,9211,0610,89N-2----2-UСКОР,кВ10,7910,7910,8510,9210,6710,89РассчитаемрежимминимальнойнагрузокS1 (1 – Kорг1) = P1 + j Q1 = S2 (1 – Kорг2) = P2 + j Q1 = S3 (1 – Kорг3) = P3 + j Q1 = S4 (1 – Kорг4) = P4 + j Q1 = S5 (1 – Kорг5) = P5 + j Q1 = S6 (1 – Kорг6) = P6 + j Q1 = Потери мощности в трансформаторахМощность трансформатора 2 с учетом потерь +Мощность трансформатора 4 с учетом потерь+Мощность в конце линии 24Потери мощности в линии 24Мощность в начале линии 24 Мощность линии 24Мощность трансформатора 4 с учетом потерь+Мощность трансформатора 3 с учетом потерь+Мощность в конце линии 43Потери мощности в линии 43Мощность в начале линии 43 Мощность линии 43Мощность трансформатора 1 с учетом потерь+Мощность трансформатора 5 с учетом потерь+Мощность в конце линии 15Потери мощности в линии 15Мощность в начале линии 15 Мощность линии 15Мощность трансформатора 5 с учетом потерь+Мощность трансформатора 6 с учетом потерь +Мощность в конце линии 56Потери мощности в линии 56Мощность в начале линии 56 Мощность линии 56Мощность ПСТ1 с учетом потерь+Мощность в конце линии ПСТ1Потери мощности в линии ПСТ1Мощность в начале линии ПСТ1 Мощность линии ПСТ1Мощность ПСТ2 с учетом потерь+Мощность в конце линии ПСТ2Потери мощности в линии ПСТ2 Мощность в начале линии ПСТ2Мощность линии ПСТ2Мощность схемы10. Расчет потери напряженияK1 = , - коэффициент трансформацииНапряжение на подстанцииUПСТ = 121 кВПотеря напряжения в линии ПСТ2Напряжение в конце линииUлПСТ2 = UПСТ – UлПСТ2 = 121-1,02 = 119,98кВПотеря напряжения в трансформаторе 2Напряжение на ВНUВ2Т = UлПСТ2 - U2Т = 119,98 – 5,36 = 114,62кВНапряжение на ННUН2Т = UВ2Т K1 = 114,62* = 10,96кВПотеря напряжения в линии 24Напряжение в конце линииUл24 = UлПСТ2 – Uл24 = 119,98 – 0,44 = 119,54кВПотеря напряжения в трансформаторе 4Напряжение на ВНUВ4Т = Uл24 - U4Т = 119,54 – 4,58 = 114,96кВНапряжение на ННUН4Т = UВ4Т K1 = 114,96* = 10,98 кВПотеря напряжения в линии 43Напряжение в конце линииUл43 = Uл4 – Uл43 = 119,54 – 0,16 = 119,38кВПотеря напряжения в трансформаторе 3Напряжение на ВНUВ3Т = Uл43 - U3Т = 119,38 – 4,72 = 114,66кВНапряжение на ННUН3Т = UВ3Т K1 = 114,66* = 10,96кВПотеря напряжения в линии ПСТ1Напряжение в конце линииUлПСТ1 = UПСТ – UлПСТ1 = 121-1,08 = 119,9кВПотеря напряжения в трансформаторе 1Напряжение на ВНUВ1Т = UлПСТ1 - U1Т = 119,9 – 3,84 = 116,06кВНапряжение на ННUН1Т = UВ1Т K1 = 116,06* = 11,1 кВПотеря напряжения в линии 15Напряжение в конце линииUл15 = Uл1 – Uл15 = 119,9 – 0,22 = 119,68кВПотеря напряжения в трансформаторе 5Напряжение на ВНUВ5Т = Uл15 - U5Т = 119,68 – 4,69 = 114,99кВНапряжение на ННUН5Т = UВ5Т K1 = 114,99* = 10,9кВПотеря напряжения в линии 56Напряжение в конце линииUл56 = Uл5 – Uл56 = 119,68 – 0,27 = 119,41кВПотеря напряжения в трансформаторе 6Напряжение на ВНUВ6Т = Uл56 - U6Т = 119,41 – 4,146 = 115,26кВНапряжение на ННUН6Т = UВ6Т K1 = 115,26 * = 11,0кВВыбор средств регулирования напряжения для максимальной нагрузки Все выбранные трансформаторы оснащены средством регулирования РПН с характеристикой ± 9 x1,78 %. В послеаварийном режиме на шинах 10 кВ необходимо обеспечить уровень напряжения входящий в диапазон 1,05 UHUжел 1,1 UН . Следовательно, напряжение должно находиться в диапазоне 10,5 кВUжел 11 кВ.Отпайки будем выбирать, используя формулуПосле выбора отпайки пересчитываем напряжениеЗначения выбранных отпаек и скорректированные напряжения занесем в таблицу 15.Таблица15-Результатывыбораотпаекдля минимальнойнагрузкиПункты123456UФАКТ,кВ11,110,9610,9610,9810,911N-2-----1UСКОР,кВ10,710,9610,9610,9810,910,83