15,2 Мм (ас-70/11) [4, стр.227]

Выбираем провод типа АС-70/11. Его характеристики сведены в таблице №10.

• участок АВ

где S_ав =S_в =8,7 МВ ^.А =8700000 В ^.А

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70/11.

• участок АГ

где S_аг =S_г =10,9 МВ ^.А =10900000 В ^.А

Определяем сечение:

Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-120/19.

2. Магистральная схема

• участок АБ

где ;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-120/19.

• участок БВ

где S_бв =S_в =8,7 МВ ^.А =8700000 В ^.А

Определяем сечение:

Выбираем провод марки АС-70/11.

• участок АГ

Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме, поэтому выбираем провод марки АС-120/19.

3. Кольцевая схема

• участок АБ

где ; ;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-185/24.

• участок БВ

где ; ;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-185/24.

• участок ВГ

где ; ;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-120/19.

• участок АГ

где ; ;

;

Определяем сечение:

Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-120/19, проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).

Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице №10.

Таблица №10

Схема	Участок	Расчетный ток, Iр , А	Максимальный ток, Imax , А	Марка провода	Допустимый длительный ток провода, А	Погонные сопротивления (проводимости)
						активное, R0 , Ом/км	индуктивное, Х0 , Ом/км	емкостная, 0 , 10 -6 1/(Ом .км)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
радиальная	АБ	34,1	68,2	АС-70/11	265	0,46	0,425	2,6
	АВ	22,8	45,7
	АГ	28,6	57,2	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79
магистральная	АБ	56,9	113,9	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79
	БВ	22,8	45,7	АС-70/11	265	0,46	0,425	2,6
	АГ	28,6	57,2	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79

Продолжение таблицы №10

1	2	3	4	5	6	7	8	9
кольцевая	АБ	112,8	171,1	АС-185/24	510	0,17	0,394	2,9
	БВ	44,6	171,1
	ВГ	1,2	113,9	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79
	АГ	58,3	171,1	2х АС-120/19	2х380			2,79

Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения U_н=110 кВ равным 4 м [3, стр.48].

Находим потери напряжения сетей по формуле:

[кВ]

Потери мощности находим по формулам:

Потери электроэнергии определяем по формуле:

Все потери записываем в таблицу №11.

Таблица №11

Схема	Участок	Длина участка, , км	Потери напряжения		Потери мощности		Потери электроэнергии, , кВт .ч
			Uл , кВ	Uл , %	Рл , кВт	Qл , кВар
1	2	3	4	5	6	7	8
радиальная	АБ	77	2,7	2,4	124,4	114,9	359043,3
	АВ	178	4,1	3,8	255,7	236,2	738001,3
	АГ	228	4,6	4,2	301,4	455,5	869900,7
	Итого, Wл.		-	-	-	-	1966945,3
магистральная	АБ	77	3,1	2,8	405,7	613,1	1170931,3
	БВ	107	2,5	2,3	153,7	142	443608,9
	АГ	228	4,6	4,2	301,4	455,5	869900,7
	Итого, Wл.		-	-	-	-	2484440,9

Продолжение таблицы №11

1	2	3	4	5	6	7	8
кольцевая	АБ	77	4,7	4,2	500,4	1159,9	1444254,5
	БВ	107	2,6	2,3	107,8	249,9	311132,4
	ВГ	181	0,16	0,1	0,2	0,3	577,2
	АГ	228	4,7	4,3	313,9	474,3	905978,2
	Итого, Wл.		-	-	-	-	2661942,3

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

3. Технико-экономический расчет вариантов схем.

Для выбора технико-экономического варианта или наиболее выгодного варианта сопоставляются экономические и технические варианты.

К важнейшим технико-экономическим показателям относятся: надежность, долговечность, удобство эксплуатации, степень автоматизации.

Одним из основных экономических показателей является затраты на сооружение:

Капиталовложение линии (К_л) – это затраты на изыскательные работы, подготовку трассы, затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов, на их транспортировку и монтаж. Капиталовложение подстанции (К_п/ст) – это затраты на приобретение оборудования и его монтаж.

Эксплуатационные расходы (издержки – И), слагаются из затрат на амортизацию, ремонт, обслуживание электрических сетей и стоимости потерь электроэнергии в течении одного года:

где И_W – годовые издержки, связанные с потерей электроэнергии.

 ^/ и  ^// - стоимость 1 кВт ^. ч потерянной электроэнергии, зависящей и независящей от нагрузки.

По графику [1, стр.22] определяем, что  ^/=6,4 коп./(кВт ^. ч) и  ^//=4,8 коп./(кВт ^. ч).

Издержки в [%] от капиталовложения – это отчисления на амортизацию. Устанавливаются с таким расчетом, чтобы к моменту возможного износа оборудования или сооружения накопилась сумма, необходимая для их восстановления (реконструкция):

Отчисления на амортизацию идут на капитальный ремонт и инновацию.

Ремонтные затраты связаны с текущим ремонтом оборудования для поддержания его в нормальном состоянии (мелкий ремонт, профилактика, чистка изоляции):

В затраты на обслуживание входят: зарплата обслуживающего персонала, расходы на связь, транспорт, жилые дома для обслуживающего персонала:

В расчетах издержки определяются по формуле:

где , принимаем=5%;

, принимаем =15%;

Расчет капиталовложений трех вариантов представлен в таблице №12, эксплуатационные расходы за один год – в таблице №13.

Таблица №12

Наименование оборудования	Единица измерения	Цена, тыс.грн/шт., (тыс.грн/км)	Варианты схем
			радиальная		магистральная		кольцевая
			шт. (км)	тыс. грн	шт. (км)	тыс. грн	шт. (км)	тыс. грн
ОРУ 110 кВ с МВ	шт.	36	12	432	8	288	11	396
ТП-110/10 кВ; 6,3 МВ .А	шт.	110 (блочн.) 122 (мост.)	1	110	1	110	1	122
ТП-110/10 кВ; 10 МВ .А	шт.	120 (блочн.) 142 (мост.)	2	240	2	240	2	284
Компенсирующие устройства; 2,3 МВар	шт.	4	1	4	1	4	1	4
Компенсирующие устройства; 2,9 Мвар	шт.	5	2	10	2	10	2	10
Итого, Кп/ст			-	796	-	652	-	816
ВЛ-110 кВ (одноцепная) с ж/б опорами, провод АС-120/19	км.	8,2					181	1484,2
То же, провод 2хАС-120/19	км.	10,3					228	2348,4
То же, провод АС-185/24	км.	9,0					184	1656
ВЛ-110 кВ (двухцепная) с ж/б опорами, провод АС-70/11	км.	13,5	255	3442,5	107	1444,5
То же, провод АС-120/19	км.	14,5	228	3306	305	4422,5
Итого, Кл			-	6748,5	-	5867	-	5488,6
Всего, К			-	7544,5	-	6519	-	6304,6

Таблица №13.

Наименование показателя	Единица измерения	Варианты схем
		радиальная	магистральная		кольцевая
1	2	3	4		5
Потери электроэнергии, зависимые от нагрузки, W /	кВт .ч	708457,3
Потери электроэнергии, независимые от нагрузки, W //	кВт .ч	3232378,6	3749874,2	3927375,6
Расходы, связанные с потерей электроэнергии, ИW	тыс. грн	200,5	225,3	233,9

Продолжение таблицы №13

1	2	3	4	5
Расходы, связанные с амортизацией, ремонтом и обслуживанием ВЛ, Ил	тыс. грн	337,4	293,4	274,4
Расходы, связанные с амортизацией, ремонтом и обслуживанием ТП, Ип/ст	тыс. грн	119,4	97,8	122,4
Всего, И	тыс. грн	657,3	616,5	630,7

Из трех вариантов схем наиболее целесообразной является магистральная схема. Хотя при капитальном строительстве она дороже кольцевой схемы на 214,4 тыс. грн, но эксплуатационные расходы на содержание меньше на 14,2 тыс. грн и эта разница окупится за 15 лет. Также при строительстве ВЛ-110 кВ магистральная сеть будет длиной 412 км, а кольцевая – 593 км.

3. Уточенный расчет выбранного варианта проектируемой сети.

Расчет проектируемой сети будем производить в трех режимах:

• режим максимальной нагрузки;

• режим минимальной нагрузки;

• послеаварийный режим.

Расчеты включают в себя:

• точное потокораспределение;

• уровни напряжений;

• коэффициент трансформации в трех режимах.

Зная сечения проводов, определяем точные значения зарядной мощности:

1. Максимальный режим:

• участки АБ и БВ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем:

Определяем уровни напряжений у трансформаторных подстанций:

Где U₁ – напряжение, вырабатываемое подстанцией А, U₁=115 кВ. Находим:

Определяем коэффициенты трансформации трансформаторов подстанций:

;

;

• участок АГ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем полную мощность и коэффициент мощности источника питания А:

; ;

Определяем уровень напряжения у трансформаторных подстанций:

Определяем коэффициент трансформации трансформатора подстанции:

;

2. Минимальный режим:

В целях сокращения однотипных расчетов режим наименьших нагрузок можно рассматривать упрощенно с некоторой неточностью, допускаемой в этом случае. Можно считать, что потери напряжения в сети в режиме наименьших нагрузок уменьшаются пропорционально величине:

А потери мощности пропорционально величине:

Поэтому величины потерь напряжения и мощности в линиях и обмотках трансформаторов в режиме наименьших нагрузок могут быть получены путем умножения соответствующих значений, найденных для режима наибольших нагрузок, на приведенные значения.

• участки АБ и БВ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем:

Определяем уровни напряжений у трансформаторных подстанций:

Находим:

Определяем коэффициенты трансформации трансформаторов подстанций:

;

;

• участок АГ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем полную мощность и коэффициент мощности источника питания А:

Определяем уровень напряжения у трансформаторных подстанций:

Определяем коэффициент трансформации трансформатора подстанции:

;

3. Послеаварийный режим:

В этом режиме произошел обрыв одной из цепей двухцепной линии, поэтому потери электроэнергии в линиях и трансформаторах, и потери напряжения увеличатся в два раза, а зарядная мощность – уменьшится в два раза.

• участки АБ и БВ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем:

Определяем уровни напряжений у трансформаторных подстанций:

Находим:

• участок АГ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем полную мощность и коэффициент мощности источника питания А:

Определяем уровень напряжения у трансформаторных подстанций:

Результаты расчетов заносим в таблицу №14.

Таблица №14.

Параметры		Режимы сети
		максимальный	минимальный	послеаварийный
Полная мощность источника питания А, S1 , кВ .А		31070,8+j2975,8	7567 – j10222,8	32141,6+j13645,6
Уровень напряжения возле подстанции, кВ	Б	111,9	114,4	108,8
	В	109,4	113,6	103,8
	Г	111,4	113,9	105,8
Коэффициент трансформации на подстанции, КТ	Б	10,17	10,4	-
	В	9,95	10,33	-
	Г	10,13	10,35	-

Определяем пределы регулирования коэффициентом трансформации силовых трансформаторов:

Находим:

Т.е. коэффициенты трансформации трансформаторов подстанции в максимальном и минимальном режимах соответствуют нормам.

Определяем себестоимость передачи 1 кВт ^.ч электроэнергии по проектируемой сети по формуле:

[1, стр.26]

где W_ - годовое количество электроэнергии, передаваемое потребителям с помощью проектируемой сети с учетом потерь энергии в ней:

Р₁ – максимальное значение мощности, кВт.

Определяем: