4 Схема
24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,8 млн.р
= 22 тыс/ км.*2*75*68,8=227 млн.р
=
17,8
тыс/ км.*2*42*68,8=102,9 млн.р
118,8+227 +102,9)* =448,8 млн.рублей
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+
=97,512 млн.р
= 97,512 млн.р +448,8 млн.р=546,312 млн.рублей
0,028*448,8
=12,56 млн.р
=0,094*97,512 =9,17 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
=
=
(
54,31
млн.р
=12,56 +9,17+54,31=76,04 млн.р
У=
=2,49
млн.р
=0,2*546,312 +76,04 +2,49=187,79млн.р
5 Схема
= 17,8 тыс/ км.*2*36*68,8=88,174 млн.р
= 20 тыс/ км.*2*45*68,8=123,84 млн.р
=
22
тыс/ км.*2*42*68,8=127,1 млн.р
88,174 +123,84 +127,1)=339,1 млн.р
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+
=95,036 млн.р
= 95,036 млн.р +339,1 млн.р=434,136 млн.рублей
0,028*339,1 =9,49 млн.р
0,094*95,036 =8,93 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
=
=
(
47,334млн.р
=9,49 +8,93+47,334=65,75 млн.р
У= =2,49 млн.р
=0,2*434,136+65,75 +2,49=155,06млн.р
В таблице 2.3.1 представлен сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей.
Таблица 2.3.1 «Сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей»
Показатель |
Вариант 1 |
Вариант 2 |
Вариант 3 |
Вариант 4 |
Вариант 5 |
Капитальные вложения в лини, млн.р |
203,26 |
494,3 |
179,54 |
448,8 |
339,1 |
Капитальные вложения в ПС, млн.р |
45,5 |
45,5 |
45,5 |
45,5 |
45,5 |
Издержки на амортизацию и обслуживания линий, млн.р |
5,7 |
13,84 |
5,03 |
12,56 |
9,49 |
Издержки на амортизацию и обслуживания ПС, млн.р |
6,84 |
6,84 |
7,07 |
9,17 |
8,93 |
Годовые издержки на потери, млн.р |
30,8 |
37,73 |
29,8 |
54,31 |
47,334 |
Приведенные затраты, млн.р |
101,03 |
177,78 |
95,3 |
187,79 |
155,06 |
Приведенные затраты, в % |
106 |
186,5 |
100 |
197 |
162,7 |
Сравнение приведенных затрат показывает, что 1 и 3 варианты (отличие всего составляет примерно 5%) экономически выгодны относительно других вариантов схем развития электрической сети.
Глава III анализ нормального и послеаварийного режимов и регулирование параметров качества электрической энергии.
Анализ приведенных затрат, показал, что наиболее ближайшими по затратам являются варианты 1 и 3, поэтому дальнейшие расчеты проводим для вариантов №1 и №3.
3.1.Исследование установившихся режимов
1 Вариант
Расчет установившегося режима выполняется с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования приведены в таблицах 3.1.1
Таблица 3.1.1 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»
Установившийся режим |
||||
Ветви ЛЭП |
R, Ом |
Х, Ом |
В, мкСм |
|
1-2 |
4,32 |
14,58 |
101,1* |
|
1-2 |
4,32 |
14,58 |
101,1* |
|
2-5 |
4,32 |
14,58 |
101* |
|
5-7 |
18,67 |
32,025 |
199,5* |
|
7-6 |
5,4 |
18,225 |
126* |
|
6-1 |
8,28 |
27,945 |
194* |
|
Трансформаторы |
R, Ом |
Х, Ом |
|
|
2-21 |
2,54 |
55,9 |
|
0,09 |
2-21 |
2,54 |
55,9 |
|
0,09 |
5-51 |
2,54 |
55,9 |
|
0,09 |
5-51 |
2,54 |
55,9 |
|
0,09 |
7-71 |
1,45 |
38,4 |
|
0,087 |
7-71 |
1,45 |
38,4 |
|
0,087 |
6-61 |
8 |
139 |
|
0,095 |
6-61 |
8 |
139 |
|
0,095 |
Таблица 3.1.2 « Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»
№ узла |
U ном |
Pнагр.,МВт |
Qнагр.,МВт |
Uтреб..,кВ |
Uрасч.,кВ |
Откл-е % |
21 |
10,5 |
30 |
14,4 |
10,5 |
10,05 |
4,2 |
51 |
10,5 |
20 |
9,6 |
10,3 |
9,72 |
5,6 |
61 |
11 |
10 |
4,8 |
10 |
10,15 |
1,5 |
71 |
10,5 |
45 |
23,04 |
10 |
8,94 |
10,6 |
Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов более 5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов.
Выбор количества отпаек производится по формуле:
-
цена деления отпайки ,
x- число отпаек на которое нужно установить РПН.
Узел 51:
Согласно
каталожным данным номинальные напряжения
трансформатора ТРДН 25000/ 110 :
,
=10,5
кВ
=
=2,047
%
=
=10,57
1/
=1/10,57=0,094
Узел 71:
Согласно
каталожным данным номинальные напряжения
трансформатора ТД 40000/ 110 :
,
=10,5
кВ
=
=3,025
%
=
=10,5875
1/ =1/10,5875=0,094
Падение напряжения в узлах 21 и 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены в таблицу 3.1.3.
Таблица 3.1.3 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования»
№ узла |
U ном |
Pнагр.,МВт |
Qнагр.,МВт |
Uтреб..,кВ |
Uпосле переключения РПН.,кВ |
N отпайки |
21 |
10,5 |
30 |
14,4 |
10,5 |
10,05 |
0 |
51 |
10,5 |
20 |
9,6 |
10,3 |
10,14 |
-3 |
61 |
11 |
10 |
4,8 |
10 |
10,13 |
0 |
71 |
10,5 |
45 |
23,04 |
10 |
9,64 |
-5 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 1.