Электрическая сеть промышленного района

-стоимость 1кВт∙ч потерь электроэнергии холостого хода;

- стоимость 1кВт∙ч нагрузочных потерь электроэнергии.

Капитальны влжения в сеть:

,     (10)

где – капитальные вложения в строительство ЛЭП;

 – капитальные вложения в строительство подстанций.

 

Стоимость линий:

                                                                                                               (11)

 
         где К_0j – удельная стоимость j-ой линии, тыс. у.е.; принимается по данным [1, с.297]

l – длина j- ой линии, км;

n – количество линий.  

Принимаем р_л =2,8%;   р_п =9,4%.

 

Стоимости линий для схем № 1 и № 2 приведены в табл. 7.1-7.2.

 

Таблица 7.1 – Стоимость линий для схемы № 1

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. у.е./км	Полная стоимость, тыс. у.е.
4-1	26,6	АС-2х240/32	30,7	816,62
2-4	51,3	АС-95/16	16,4	841,32
2-8	26,6	АС-2х240/32	30,7	816,62
5-3	36,1	АС-2х95/16	24,4	880,84
5-6	41,8	АС-240/32	18,8	785,84
6-7	32,3	АС-185/29	18	581,4
7-1	43,7	АС-2х185/29	28,5	1245,45
6-2	43.7	АС-120/19	16,9	738,53
3-8	77,9	АС-2х150/24	25,7	2002,03
Итого:	8 708,65

 

 

     Таблица 7.2 – Стоимость линий для схемы № 2

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. у.е./км	Полная стоимость, тыс. у.е.
4-1	26,6	АС-2х240/32	30,7	816,62
6-2	43,7	АС-95/16	16,4	716,68
4-8	57	АС-95/16	16,4	934,8
5-3	36,1	АС-2х120/19	25,2	909,71
5-6	41,8	АС-240/32	18,8	785,84
6-7	32,3	АС-240/32	18,8	607,24
7-1	43,7	АС-2х240/32	30,7	1341,59
2-8	26,6	АС-2х240/32	30,7	816,52
3-8	77,9	АС-2х120/19	25,2	1963,08
Итого:	8 892,08

 

      Стоимость подстанции вычисляется по формуле:

,                          (12)

где i – индексы номеров понижающих подстанций;

           – стоимость РУ подстанции, тыс. у.е., [1, с.218 табл. V1];

 – расчетная стоимость трансформаторов на i-той подстанции, тыс. у.е., [1, c.299];

 – постоянная часть затрат на i-тую подстанцию, тыс. у.е., [1, с.300 табл. V7].

Для подстанций со сборными шинами стоимость РУ находим по формуле:

                                                

                                       (13)

где – количество выключателей на i-ой подстанции;

 – стоимость ячейки соответствующего напряжения i-ой подстанции, тыс. у.е., [1, с.298 табл. V5];

K_доп – стоимость дополнительного оборудования, тыс. у.е., [2, с.340].

Полные стоимости подстанций сведём в таблицы 7.3 и 7.4 для 1-го и 2-го вариантов сети.

После того, как в расчетную схему ввели  трансформаторы, оказалось, что для  поддержания напряжения на должном  уровне необходимо поставить компенсирующие устройства (КУ):

для схемы  №1 в узлах 2,3,4,5,6,7;

для схемы  №2 в узлах 2,3,4,5,6,7.

Таблица 7.3 – Стоимость подстанций для схемы №1

Номер узла	Стоимость трансформаторов тыс. у.е..	Стоимость РУ, тыс. у.е.	Стоимость доп. оборудова-ния, тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Полная стоимость подстанции, тыс. у.е.
2	2х84	7х42	146,2	290	898,2
3	2х79	7х42	29,24	320	801,24
4	2х157	6х42	172,86	290	1028,86
5	2х157	6х42	155,66	290	1011,66
6	2х54	6х42	30,1	290	680,1
7	2х109	6х42	92,88	290	852,88
Итого	5 272,94

 

Таблица 7.4 – Стоимость подстанций для схемы №2

Номер узла	Стоимость трансформаторов тыс. у.е..	Стоимость РУ, тыс. у.е.	Стоимость доп. оборудова-ния, тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Полная стоимость подстанции, тыс. у.е.
2	2х84	7х42	146,2	290	898,2
3	2х79	7х42	29,24	320	801,24
4	2х157	6х42	172,86	290	1028,86
5	2х157	6х42	155,66	290	1011,66
6	2х54	6х42	30,1	290	680,1
7	2х109	6х42	92,88	290	852,88
Итого	5 272,94

 

Потери электроэнергии холостого хода:

                                                     

                                         (14)

где ΔP_0п  - потери активной мощности в стали трансформаторов.

                                                         ,                                  (15)

где ΔP_опi – потери активной мощности в стали трансформаторов i-ой подстанции, МВт; [1, с.286-292] .

Потери холостого хода трансформаторов  приведены в табл. 7.4.

 

Таблица 7.5 – Потери холостого хода в трансформаторах

Номер узла	Тип и мощность трансформатора	Rт, Ом	Xт, Ом	ΔPоп, МВт	ΔQоп, Мвар
2	2xТРДН-25000/110	2,54	55,9	2х0,027	2х0,175
3	2xТДТН-16000/110	2,6/2,6/2,6	88,9/0/52	2x0,023	2x0,16
4	2xТРДЦН-80000/110	0,6	17,4	2х0,007	2х0,48
5	2xТРДЦН-80000/110	0,6	17,4	2х0,007	2х0,48
6	2хТДН-10000/110	7,95	139	2x0,014	2x0,07
7	2xТРДН-40000/110	1,4	34,7	2x0,036	2x0,26

 

 

+

    ΔW₀=ΔP_{0п ∙}8760= 0,228∙8760=1997,28 МВт∙ч

Нагрузочные потери электроэнергии:

                                           

,                                    (16)

где ΔP_НТ и ΔP_НЛ – нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах и линиях, МВт; принимаются по данным электрического расчета режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов;

τ – время потерь, ч.  

 

Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах  определим из программы RASTR.

 

 

Таблица 7.6 – Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах

Тип трансформатора	, кВт
ТРДН-25000/110	1,38
ТДТН-16000/110	0,08
ТРДЦН-80000/110	0,34
ТРДЦН-80000/110	0,33
ТДН-10000/110	0,08
ТРДН-40000/110	0,12
Итого	2,33

 

 

Нагрузочные потери активной мощности в линиях определим из программы RASTR.

Таблица 7.7 – Нагрузочные потери мощности в ЛЭП схемы сети №1

Линия	Потери мощности , МВт
4-1	2,16
2-4	0,21
2-8	1,34
5-3	0,58
5-6	0,96
6-7	0,7
7-1	1,68
6-2	0,11
3-8	2,24
Итого	9,98

 

 

 

 

Таблица 7.8 – Нагрузочные потери мощности в ЛЭП схемы сети №2

Линия	Потери мощности , МВт
4-1	1,78
6-2	0,07
4-8	0,05
5-3	0,38
5-6	0,74
6-7	1,2
7-1	2,32
2-8	1,96
3-8	1,7
Итого	10,2

 

 

      Время наибольших потерь:

                              ₍₁₇₎

 

 

Вариант №1:

Вариант №2:

Стоимость единиц потерь электроэнергии в электрических  сетях примем:

 

_{Определим приведенные  затраты для двух вариантов схем:}

З₁ =0,028∙8708,65+0,094∙5272,94+(1997,28+30245,7)∙0,02=1384,36 тыс. у.е.

  З₂= 0,028∙8892,08+0,094∙5272,94+(1997,28+30786,2)∙0,02=1400,3 тыс. у.е.

Т.к. приведенные  затраты варианта №1 меньше, чем у варианта №2, то для дальнейших расчетов принимаем вариант №1.

 

                           

 

8. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов для обеспечения встречного регулирования напряжения