Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

оборудование электротехнический энергорайон

ВВЕДЕНИЕ

1 Развитие генерирующей мощности энергорайона

1.1 Выбор главной схемы электрических соединений ГРЭС

1.2 Расчет токов короткого замыкания

1.3 Выбор и проверка электрических аппаратов

1.4 Выбор и проверка токоведущих частей

2 Обоснование развития электрической сети энергорайона

2.1 Характеристика существующей сети энергорайона

2.2 Решение основных задач синтеза вариантов развития сети

2.3 Технический анализ вариантов развития сети

2.4 Оценка экономической эффективности инвестиций

3 Комплекс профилактических испытаний подстанционного оборудования

3.1 Методы испытаний и измерений параметров электротехнического, по которым производятся оценки его состояния оборудования

3.2 Определение состояния электротехнического оборудования методикой

инфракрасной диагностики

3.3 Определение состояния маслонаполненного электротехнического оборудования по результатам хроматографического анализа газов

растворенных в масле (ХАРГ)

4 Безопасность и экологичность работы

4.1 Экологичность работы

4.2 Пожарная защита

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России, без ее развития прогресс в стране невозможен.

В энергетическом балансе России основное место занимает теплоэнергетика, на долю которой приходится около 40% топлива, добываемого в стране. Доля энергетики в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны составляет 25%.

Несомненный интерес для России представляет и большая гидроэнергетика, которая должна развиваться особенно на Дальнем Востоке и в некоторых районах Сибири.

Атомная энергетика, несомненно, нужна стране, особенно для тех районов, например, Европейская часть России, где нет местных топливных ресурсов, а завоз их очень дорог.

Единая энергетическая система России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до региона Дальнего Востока и является одним из крупнейших в мире централизованно управляемым энергообъединением, граничащим с энергообъединениями стран Европы и Азии.

Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений. На большей части территории России используется система напряжений 220--500 кВ. В ОЭС Северо-запада, западных районах ОЭС Центра и частично в ОЭС Северного Кавказа -- 330--750 кВ.

Одной из наиболее актуальных задач в перспективный период является техническое перевооружение существующих электростанций. В последние годы в условиях финансового кризиса экономики происходит постоянное нарастание объемов оборудования, выработавшего свой парковый ресурс, что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и к снижению надежности энергоснабжения потребителей. В настоящее время предельной наработки достигли 34 млн. кВт мощностей ТЭС и ГЭС, к 2015 г. парковый ресурс выработали 125 млн. кВт.

Целью выпускной работы является формирование и обоснованность варианта развития электростанции и электрической сети. Для этого решены следующие задачи: выбраны параметры основного оборудования электростанции, подстанций и линий электропередачи. Рассчитаны установившиеся и аварийные режимы энергосистемы. Выполнено экономическое сопоставление вариантов развития ЭЭС. Даны решения задачи безопасности и экологичности электроэнергетики.

Для решения поставленных задач используются методы компьютерного моделирования, натурных испытаний оборудования

1 РАЗВИТИЕ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА

1.1 Выбор главной схемы электрических соединений ГРЭС

Исходные данные:

1. Суммарная мощность ГРЭС Руст 2200 тыс.кВт с предполагаемой установкой агрегатов 2Ч500 и 4Ч300 МВт.

2. Максимальная нагрузка собственных нужд (в % от установленной мощности) Ксн 9,2

3. Коэффициент мощности максимальной нагрузки СН cosсн 0,85.

Таблица 1.1 ? Параметры потребителей

Наименование параметра	На напряжении
	среднем	высшем
Номинальное напряжение сети, кВ	220	500
Максимальная суммарная нагрузка Рнmax, тыс. кВт	800	избыток
Минимальная суммарная нагрузка Рнmin, тыс. кВт	750	избыток
Коэффициент мощности нагрузки	0,83	--
Число всех отходящих линий цепей ЛЭП на данном напряжении, включая связи с системой (плюс резервных ячеек на развитие ЭС)	10	2
Мощность нагрузки наиболее нагруженной ЛЭП, тыс. кВт: а) в нормальный максимум б) при использовании резервной способности ЛЭП в предельном аварийном длительном режиме	100 180	900
Доля потребителей высших категорий в а) первой категории б) второй категории	30 40
Число часов использования максимальной нагрузки в год, Тmax, час	4500	4500

Таблица 1.2 ? Сведения о связи с энергосистемами

Наименование параметра	Система 1	Система 2
Синхронная мощность системы Sнс, тыс. кВА	5500	8000
Реактивное сопротивление системы в базе синхронной в базе синхронной мощности хс1*н, отн.ед.	1,1	1,1
Напряжение линий связи с системой, кВ	220	500
Число линий связи с системой	2	2
Длина каждой цепи линий связи с системой, км	150	300

1.1.1 Выбор генераторов, распределение их по напряжениям

В соответствии с заданием принимаем к установке следующие генераторы:

Таблица 1.3 ? Основные характеристики генераторов

Генератор	n	PGном МВт	SGном МВА	cosсн	Uном кВ	Iном кА
	об/мин
ТГВ-300-2У3	3000,0	300	353,0	0,85	20,00	10,20	0,20	0,540
ТГВ-500-2У3	3000,0	300	588,0	0,85	20,00	26,73	0,27	0,330

Распределение генераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы получить минимальную мощность трансформаторов связи. Один из вариантов структурных схем ГРЭС приведен на рисунок 1.1.

Рисунок 1.1 - Структурная схема ГРЭС (вариант 1)

Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи выполнен для режимов максимальной, минимальной нагрузок в нормальной и послеаварийной схемах. Результаты расчетов приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 ? Результаты расчета перетоков мощности

Режим	Sпер, МВА для варианта
	1	2
Нормально-максимальный	320,8	324,1
Нормально-минимальный	380,5	264,1
Аварийно-максимальный	35,4	643,7
Аварийно-минимальный	67,3	583,4

Вывод: на основании сравнения вариантов структурных схем ЭС по значениям наибольшего перетока мощности через трансформаторы связи наиболее экономичным, с точки зрения стоимости трансформаторов связи является 1 вариант, поэтому принимаем его к дальнейшему расчету.

1.1.2 Выбор силовых трансформаторов

Выбор мощности блочных трансформаторов производится в соответствии с мощностью генераторов и рассчитывается по формуле

Выбор мощности автотрансформаторов связи (АТС) производится в соответствии со значениями наибольшего перетока мощности между РУ 220 и 500 кВ.

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блоков:

Примем к установке в качестве рабочего трансформатора собственных нужд блоков 300 МВт (Uном=20 кВ) трансформатор типа ТРДНС-32000/35.

Мощность резервного трансформатора на ступень выше, чем мощность наибольшего из рабочих трансформаторов собственных нужд, т.к. он должен обеспечивать замену рабочего ТСН одного блока и одновременный пуск или останов другого блока.

В качестве трансформатора общестанционных нужд подключенного к РУ 220 кВ принимаем трансформатор типа ТРДНС-63000/220.

В качестве пускорезервного трансформатора собственных нужд подключенного к обмотке НН автотрансформатора связи АОДЦТН- 167000/500/220 выбираем трансформатор ТРДНС - 63000/35.

Таблица 1.5 ? Основные параметры трансформаторов

Трансформатор	Sном МВА	Uвн кВ	Uсн кВ	Uнн кВ	Pх кВт	Pк кВт	Uквс %	Uксн %	Uквн %
ТДЦ 400000/220-73 У1	400	242		20,00	330	880			11
ТЦ 630000/500	125	347		10,50	125	380			11
АОДЦТН - 167000/500/220	167	500	230	38,5	90	315	9,5	67	61
ТРДНС - 32000/35	32	20,00		6,3	29	145			12,7
ТРДНС - 63000/220	63	230		6,3	80	265			11
ТРДНС - 63000/35	63	35		6,3	50	250			12,7

1.1.4 Выбор схем коммутации РУ

Для РУ 220 кВ принимаем схему с двумя рабочими и обходной системами шин, для РУ 500 кВ принимаем схему «пятиугольник». Схема электростанции дана на чертеже № 1.

1.2 Расчет токов короткого замыкания

1.2.1 Формирование схемы замещения прямой последовательности

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью составим СЗПП, рисунок 1.2

Рисунок 1.2 ? Схема замещения прямой последовательности

Для расчета ТКЗ в относительных единицах с приближенным приведением зададимся следующими параметрами:

Sб = 1000 МВА Uб1 = 230 кВ Uб2 = 520 кВ Uб3 = 20,0 кВ Uб4 = 20,0 кВ

Вычислим:

кА

кА

кА

кА

Результаты расчетов активных и реактивных сопротивлений СЗПП приведены на рисунке 1.2.

1.2.2 Расчет трехфазного КЗ в точке К1

В результате преобразований схемы рисунок 1.2 получена радиальная схема, показанная на рисунке 1.3.

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы приведены на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 ? Радиальная схема

Расчет параметров тока трехфазного КЗ дан в таблице 1.6.

Примем к установке в цепи линии выключатель типа: ВГБУ-220Б-40/2000, у которого собственное время отключения: tсв = 0,045 с полное время отключения: tов = 0,080 с.

1.2.3 Расчет однофазного КЗ в точке К1

Это расчет выполняется при условии x0 ? x0, т.к. ток однофазного КЗ в этом случае больше трехфазного и является расчетным при проверке выключателей на коммутационную способность. Здесь и эквивалентные сопротивления прямой и нулевой последовательности, полученные путем преобразования соответствующих схем замещения по отношению к точке КЗ.

С учетом возможных путей циркуляции токов нулевой последовательности составим СЗНП, рисунок 1.4.

Рисунок 1.4 ? Схема замещения нулевой последовательности

Таблица 1.6 - Расчет трехфазного КЗ в точке К1

Расчет параметров СЗНП

Сопротивления в основном такие же, как и на рисунке 1.2. Исключение составляет сопротивление линий и систем:

х*0л = 3х*л, для одноцепных ЛЭП с заземленным тросом;

х*0л = 4,7х*л, для двухцепных ЛЭП с заземленным тросом;

.

Результаты расчетов параметров СЗНП приведены на рисунке 1.4.

Выполнив преобразования схем нулевой и обратной последовательностей получим комплексную схему замещения, показанную на рисунке 1.5.

Далее вычисляем:

; ; ; ;

; ;

Результаты расчетов представлены в таблице 1.7.

Рисунок 1.5 ? Комплексная схема замещения



1.2.4 Расчет трехфазного КЗ в точке К2

Используя рисунок 1.3, получим упрощенную схему замещения для расчета ТКЗ в точке К2, представленную на рисунке 1.6.

G 1 G 2 G 3 C 1 C 2 G 5 G 6



Рисунок 1.6 ? Промежуточная схема

Преобразуя многолучевую звезду в многоугольник, получим радиальную схему, для которой определены токи КЗ, значения которых даны в таблице 1.8

Расчет приведен для следующих моментов времени:

= 0,13 с tmin = 0,2 c tоткл = 4 с

1.3 Выбор и проверка электрических аппаратов

1.3.1 Выбор и проверка выключателей

1.3.1.1 Выбор выключателей в ОРУ 220 кВ

Выбор выключателя производят:

1) по номинальному напряжению

кВ;

2) по номинальному току, кА

Принимаем к установке выключатели типа: ВГБУ-220Б-40/2000У1 со следующими параметрами:

Номинальное напряжение UНQ	220	кВ
Наибольшее рабочее напряжение Umax	252	кВ
Номинальный ток IНQ	2000	А
Номинальный ток отключения IНО	40	кА
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения СВНДОП	1	кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	102	кА
Действующее значение сквозного тока IПС	40	кА
Наибольший пик номинального тока включения iНВ	102	кА
Действующее значение номинального тока включения IНВ	40	кА
Ток термической стойкости IТС	40	кА
Время термической стойкости tТС	3	с
Время отключения tВО	0.08	с
Собственное время отключения tСВ	0.045	с

Проверка выключателя по режиму КЗ

Линия является тупиковой, поэтому при КЗ на ней через выключатель будет протекать полный ток КЗ.

Проверки выключателя на отключающую способность, термическую стойкость, динамическую стойкость и скорости восстанавливающегося напряжения выполнены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 ? Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
UН 220 кВ	?	UНРУ 220 кВ
IН 2000 А		Iраб форс 996 А
IНО 40 кА		24,317 кА
87,668 кА		57,162 кА
4800 кА2с		Вк расч 169,657 кА2с
IПС 40 кА		24,299 кА
iПС 102 кА		65,02 кА
IНВ 40 кА		4,441 кА

Продолжение таблицы 1.9

iНВ 102 кА		8,967 кА
СВНДОП 1 кВ/мкс		СВНрасч 0,331 кВ/мкс

Из таблицы 1.9 видно, что выбранный выключатель удовлетворяет условиям проверки.

1.3.1.2 Выбор выключателей в ОРУ 500 кВ

Выбор выключателя производят так же как для 220 кВ.

Принимаем к установке выключатели типа: ВГБУ-500-40/3150У1 со следующими параметрами:

Номинальное напряжение UНQ	500	кВ
Наибольшее рабочее напряжение UMAX	525	кВ
Номинальный ток IHQ	3150	А
Номинальный ток отключения IHO	40	кА
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения СВНДОП	1,2	кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	102	кА
Действующее значение сквозного тока IПС	40	кА
Наибольший пик номинального тока включения iНВ	102	кА
Действующее значение номинального тока включения IНВ	40	кА
Ток термической стойкости IТС	40	кА
Время термической стойкости tТС	2	с
Время отключения tВО	0,08	с
Собственное время отключения tСВ	0,06	с

Проверка выключателя по режиму КЗ

Проверка выключателя 500 кВ выполняется аналогично проверке выключателя 220 кВ.

Выбранный выключатель 500 кВ удовлетворяет всем условиям работы (таблица 1.10).

Таблица 1.10 ? Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
UН 500 кВ	?	UНРУ 500 кВ
IН 3150 А		Iраб форс 223 А
IНО 40 кА		4,012 кА
69,569 кА		9,3922 кА
3200 кА2с		Вк расч 3,675 кА2с
IПС 40 кА		3,562 кА
iПС 102 кА		9,261 кА
IНВ 40 кА		3,970 кА
iНВ 02 кА		10,866 кА
СВНДОП 1,2 кВ/мкс		СВНрасч 0,049 кВ/мкс

1.3.2 Выбор и проверка разъединителей

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции и по роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ.

1.3.2.1 Выбор разъединителей в ОРУ 220 кВ

Выбор разъединителя производят:

1) по номинальному напряжению

2) по номинальному току, кА:

Выбираем разъединитель наружной установки типа РГ-220/2000У1 со следующими параметрами:

Таблица 1.11 ? Параметры разъединителя 220 кВ

Номинальное напряжение UНОМ	220	кВ
Номинальный ток IНОМ	2000	А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	100	кА
Ток термической стойкости ITC	40	кА
Время термической стойкости tTC	3	с

Соотношения табличных и расчетных параметров (таблица 1.12) показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

Таблица 1.12 ? Соотношения табличных и расчетных параметров для РГ-220/2000У1

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины для выбора разъединителя
UН 220 кВ	?	UНРУ 220 кВ
IН 2000 А		Iраб форс 996 А
IПС 100 кА		4,012 кА
Вк доп 4800 кА2с		Вк расч 169,657 кА2с

1.3.2.2 Выбор разъединителей в ОРУ 500 кВ

Выбор разъединителя 500 кВ производят аналогично рассмотренному выше.

Выбираем разъединитель наружной установки типа РГ-500/3200У1 со следующими параметрами:

Таблица 1.13 ? Параметры разъединителя 500 кВ

Номинальное напряжение UHОМ	500	кВ
Номинальный ток IHОМ	3200	А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	160	кА
Ток термической стойкости ITC	63	кА
Время термической стойкости tTC	2	с

Соотношения табличных и расчетных параметров (таблица 1.14) показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

Таблица 1.14 ? Соотношения табличных и расчетных параметров для РГ-500/3200У1

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины для выбора разъединителя
UН 500 кВ	?	UНРУ 500 кВ
IН 3200 А		Iраб форс 1223 А
IПС 160 кА		10,866 кА
Вк доп 7938 кА2с		Вк расч 3,675 кА2с

1.3.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности

В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость и на соответствующую нагрузку вторичных цепей выбранному классу точности.

1.3.3.1 Выбор трансформатора тока в ОРУ 220 кВ

В качестве трансформатора тока примем: ТВ-220 со следующими параметрами:

Таблица 1.15 ? Параметры ТТ ТВ-220

Номинальное напряжение UHQ	220	кВ
Первичный номинальный ток I1H	1200	А
Вторичный номинальный ток I2H	5	А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	100	кА
Ток термической стойкости ITC	19,6	кА
Время термической стойкости tTC	3	с
Номинальная нагрузка в классе 0,5 z2н	1,2	Ом

Перечень измерительных приборов, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении линии приведен в таблице 1.16.

Таблица 1.16 ? Перечень приборов, подключенных к ТТ

№ п/п	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
2	Ваттметр	Д-335	0,5		0,5
3	Варметр	Д-335	0,5		0,5
4	Счетчик активной энергии	САЗ-4681	2,5	2,5
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-4676		2,5	2,5
	Sпр, ВА		4,0	5,5	4,0

сопротивление приборов, подключенных к трансформатору:

Ом.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

мм2

Примем к установке кабель КВВГ-2,5, сопротивление выбранного кабеля:

Ом.

Определим вторичное расчетное сопротивление:

z2расч = 0,70 + 0,22 + 0,1 = 1,02 Ом.

Выбор кабелей и их сопротивлений во вторичных цепях ТТ других присоединений выполнен аналогично.

Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины даны в таблице 1.17.

Таблица 1.17 ? Соотношения параметров и расчетных величин

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
UН 220 кВ	?	UНРУ 220 кВ
IН 1200 А		Iраб форс 569 А
z2н 1,2 A		z2расч 1,14 A
iПС 100 кА		98,967 кА
Вк доп 1152,48 кА2с		Вк расч 169,657 кА2с

Из таблицы 1.17 видно, что условие проверки выбора ТТ выполняются.

1.3.3.2 Выбор трансформаторов тока в ОРУ 500 кВ

Выбор трансформатора тока в ОРУ 500 кВ выполнен аналогично рассмотренному ранее ТТ 220 кВ.

Таблица 1.18 ? Параметры ТТ в ОРУ 500 кВ

Номинальное напряжение UH	500	кВ
Первичный номинальный ток I1H	2000	А
Вторичный номинальный ток I2H	5	А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС	130	кА
Ток термической стойкости ITC	68	кА
Время термической стойкости tTC	1	с
Номинальная нагрузка в классе 0,5 z2н	2	Ом

Проверка по классу точности ТТ выполнена путем сопоставления расчетного сопротивления приборов и кабелей с Z2Н.

Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины приведены в таблице.

Таблица 1.19 ? Сравнение табличных и расчетных величин для ТТ 500 кВ

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
UН 500 кВ	?	UНРУ 500 кВ
IН 2000 А		Iраб форс 1223 А
z2н 2 A		z2расч 1,66 A
iПС 130 кА		10,866 кА
Вк доп 4624 кА2с		Вк расч 3,675 кА2с
Z2Н 2 Ом	?	Z2расч 1,66 Ом

Из сравнений видно, что условие проверки выбора ТТ выполняются.

1.3.4 Выбор и проверка измерительных ТН

Трансформатор напряжения выбирают:

1) по номинальному напряжению Uн ? Uнуст

2) по конструкции и схеме соединения обмоток.

1.3.4.1 Выбор трансформатора напряжения в ОРУ 220 кВ

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами приведенными в таблице 1.19.

Полная суммарная потребляемая мощность:

;

ВА

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-220-58 с номинальной мощностью в классе

0,5S2н = 400 ВА, соединенные в группу Y/Y/

3 S2н = 1200 ВА S2 = 290,41 ВА, т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Выбор сечения контрольного кабеля для связи ТН до измерительных приборов установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).

Выбор сечения контрольного кабеля во вторичных цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения, установленной ПУЭ.

А

Ом

мм2

Выбираем кабель 325 мм2 (КВВГ).

Действительное сопротивление выбранного кабеля составит:

Ом

Таблица 1.20 ? Суммарная нагрузка, определяемая подключаемыми приборами

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sном обм, ВА	Число обмоток	cos	sin	Общее число приборов	P, Вт	Q, ВАр
1	Тупиковые ЛЭП: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик активной энергии - счетчик реактивной энергии	8	Д-335 Д-335 САЗ-4681 САЧ-4676	1,5 2 3 2 3	2 2 1 2 2	1,00 1,00 1,00 0,38 0,38	0,00 0,00 0,00 0,93 0,93	8 8 8 8 8	24 24 24 12,2 18,2	0,0 0,0 0,0 29,6 44,4
2	ЛЭП связи с системой: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик активной энергии	2	Д-335 Д-335 САЗ-4681	1,5 1,5 3 2	2 2 1 2	1,00 1,00 1,00 0,38	0,00 0,00 0,00 0,93	2 2 2 4	6 6 6 6,08	0 0 0 14,8
3	Сборные шины: - вольтметр - вольтметр регистрирующий - ваттметр регистрирующий - частотометр регистрирующий - осциллограф	2	Э-335 Н-995 Н-395 Н-397	2 10 10 7 10	1 1 1 1 1	1,00 1,00 1,00 1,00 1,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00	2 4 2 4 2	4 40 20 28 20	0 0 0 0 0
4	Приборы колонки синхронизации: - вольтметр - частотометр - синхронноскоп	2	Э-335 Э-362 Э-327	2 1 10	1 1 1	1,00 1,00 1,00	0,00 0,00 0,00	2 2 2	4 2 20	0 0 0
5	Приборы АТС: - ваттметр - варметр	2	Д-335 Д-335	1,5 1,5	2 2	1,00 1,00	0,00 0,00	2 2	6 6	0 0
	Итого:								276,5	88,8

Проверка контрольного кабеля ТН по допустимой потере напряжения ток во вторичной цепи ТН:

В.

По условию допустимости потери напряжения в контрольном кабеле ТН, должно выполняться следующее условие:

В т.е. условие выполняется.

1.3.4.2 Выбор трансформатора напряжения в ОРУ 500 кВ

Выбор ТН в ОРУ 500 кВ выполнен аналогично ТН 220 кВ.

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-500-78У1 с номинальной мощностью в классе

0,5S2н = 400 ВА, соединенные в группу Y/Y/

Проверка на суммарной вторичной нагрузке и падению напряжения в контрольных кабелях подтверждают правильность принятого решения.

1.4 Выбор и проверка токоведущих частей

1.4.1 Выбор проводов сборных шин РУ 220 кВ

Выбор сечения сборных шин производят по нагреву наиболее нагруженного участка. Для его выявления произведем расчет перетоков мощности на участках сборных шин в четырех режимах: нормально-максимальном, нормально-минимальном, аварийно-максимальном и аварийно-минимальном. Предварительно произведем распределение присоединений (линий, блочных трансформаторов и АТС) к шинам, как это показано на рисунке 1.7.

Мощности присоединений и участков представлены в виде дроби: в числителе активная мощность, в знаменателе реактивная мощность. Мощности, подтекающие от трансформаторов блока, взяты из раздела 1.2.

Исходя из мощности наиболее нагруженного участка (участок 89) в аварийно-максимальном режиме, определим ток на этом участке:

;

кА.

Учитывая, что сборные шины будут расположены в РУ открытого типа выберем по справочнику для каждой фазы шин сталеалюминевый провод в количестве 2 шт/фаза, со следующими характеристиками:

марка	АС-500
сечение	500/27	мм2
сечение по Al, q	481	мм2
суммарный допустимый ток	960	А
масса 1 п.м., mi	1,537	кг/м

Рисунок 1.7 ? Распределения мощностей по участкам сборных шин РУ 220 кВ

n число проводов в фазе = 2 шт.

А А.

Проверка сборных шин РУ 220 кВ

Проверка на термическую стойкость при КЗ

Проверка производится при трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ 0к и допустимой температурой 0доп (для сталеалюминевых проводов это 200С).

Для вычисления 0к предварительно определим начальную температуру проводов:

;

С,

где ср заданная температура воздуха (30С);

ср.н нормированная температура воздуха (25С);

дл.доп допустимая температура проводов в длительном режиме (70С).

Зная н и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников определим начальное значение удельного теплового импульса Ан. Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

;

Зная Ак, по той же кривой определим конечную температуру провода:

к = 80 доп =200.

Таким образом, провода сборных шин РУ 220 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз сборных шин РУ на схлестывание

Так как в настоящем проекте ток трехфазного КЗ на шинах более 20 кА (согласно таблице 1.6 24,299 кА), то необходимо произвести проверку на схлестывание, которая выполняется при двухфазном КЗ.

Проверка производится в следующем порядке:

1) рассчитываем усилие, действующее на погонный метр токопровода по формуле

;

Н/м,

где D расстояние между фазами, м.

2) определим вес погонного метра токопровода для расщепленных проводов:

Н.

3) определим отношения:

;

,

где h = 2,5 м максимальная стрела провеса провода в пролете;

tэк время действия релейной защиты.

4) по диаграмме определения отклонения гибкого провода с горизонтальным расположением фаз под действием токов КЗ, определяем отклонение провода при двухфазном КЗ от вертикального положения, b = 2,50,18 = 0,5 м.

Допустимое отклонение провода:

;

м

Таким образом b bдоп удовлетворяет условиям проверки.

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электродинамическому взаимодействию.

Эта проверка производится, если провод каждой фазы расщеплен на несколько проводов, а ударный ток трехфазного КЗ iy ? 50 кА. Проверка сводится к определению расстояния между дистанционными распорками, которые закрепляют провода в фазе.

В нашем случае эта проверка необходима, так как фазные провода сборных шин расщеплены на два, а ударный ток трехфазного КЗ = 65,02 кА.

Проверка производится в следующем порядке:

1) рассчитываем усилие на провод от взаимодействия с другими проводами в фазе:

Н/м;

2) определяем удельную нагрузку на каждый провод от взаимодействия при КЗ:

МПа/м;

3) определим удельную нагрузку от собственного веса:

МПа/м;

4) определяем допустимое расстояние между распорками внутри фазы:

м.

Таким образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорок на расстоянии не более 1,1 м друг от друга.

Проверка по условиям коронного разряда

В нашем случае эта проверка не производится, так как сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования.

1.4.2 Выбор ошиновки воздушных линий ОРУ 220 кВ

Выбор сечения производится по экономической плотности jэк, которая зависит от вида проводника и часов использования максимальной нагрузки в год Тmax.

Экономическое сечение:

мм2.

Примем для ошиновки сталеалюминевый провод со следующими характеристиками:

марка	АС-600
сечение	600/72	мм2
сечение по Al, qс	580	мм2
суммарный допустимый ток	1050	А
масса 1 п.м., mi	1,603	кг/м

n число проводов в ошиновке = 1 шт.

qэк qс

А А.

Проверка ошиновки линии 220 кВ

Проверка на термическую стойкость при КЗ

Проверка производится при трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ 0к и допустимой температурой 0доп (для сталеалюминевых проводов это 200С).

Для вычисления 0к предварительно определим начальную температуру проводов:

С,

где ср заданная температура воздуха (30С);

ср.н нормированная температура воздуха (25С);

дл.доп допустимая температура проводов в длительном режиме (70С).

Зная н и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников определим начальное значение удельного теплового импульса Ан = 0,7104 А2/мм4. Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

Зная Ак, по той же кривой определим конечную температуру провода:

к = 80 доп =200.

Таким образом, провода сборных шин РУ 220 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов ошиновки на схлестывание.

В нашем случае эта проверка не производится, так как ток трехфазного КЗ меньше 50 кА.

Проверка по условиям коронного разряда.

В нашем случае эта проверка не производится, так как сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования.

1.4.3. Выбор токопровода в цепи генератора 300 МВт (ОРУ 220 кВ)

Для соединения трансформатора блока с турбогенератором мощностью 60 мВт и выше применяют комплектные, пофазноэкранированные токопроводы, в которые встроены трансформаторы тока и напряжения. Для каждого типа турбогенератора разработан свой комплектный токопровод. На основании этого для цепи генератора типа ТГВ-300-2У3 принимаем к установке комплектный пофазноэкранированный токопровод ТЭКН-Е-20-11200-400. Выбранный токопровод должен удовлетворять электродинамической стойкости, то есть ударный ток трехфазного КЗ в цепи генератора не должен превышать ток электрической стойкости.

iдин = 400 кА iy(3) = 155,5 кА.

1.4.4 Выбор токопровода в цепи генератора 500 МВт (ОРУ 500 кВ)

Для цепи генератора типа ТГВ-500-2У3 принимаем к установке комплектный пофазноэкранированный токопровод ТЭКН-Е-20-20000-560. Выбранный токопровод должен удовлетворять электродинамической стойкости, то есть ударный ток трехфазного КЗ в цепи генератора не должен превышать ток электрической стойкости.

iдин = 560 кА iy(3) = 224,3 кА.

2 Обоснование развития электрической сети энергорайона

2.1 Характеристика существующей сети энергорайона

Параметры сети определяются данными таблиц 2.1--2.3 и схемой существующей на начало проектного периода схемой сети, приведенной на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 ? Схема существующей электрической сети 220/110 кВ

Центром питания является узел «о» номинальным напряжением 220 кВ, соответствующий сборным шинам электростанции. Длины линий на рисунке 2.1 даны в километрах, число цепей (параллельных линий) и число трансформаторов (автотрансформаторов) определяется по рисунку 2.1.

Максимальные нагрузки на шинах 10, 35 и 110 кВ существующих подстанций на пятый год расчётного периода и координаты их размещения приведены на рисунке 2.1.

Данные о расположении новых подстанций ПС-1, ПС-2 и ПС-3 в принятых координатах приведены на чертеже №3, некоторые характеристики их нагрузок -- в таблице 2.1.

Таблица 2.1 ? Состав нагрузки сооружаемых подстанций, %

Подстанция	Максимальная активная мощность, МВт	Состав нагрузки
		Осветительная нагрузка	Промышленная трехсменная	Промышленная двухсменная	Промышленная односменная	Электрифицированный транспорт	Сельскохозяйственное производство
ПС-1	до 40	15	15	30	-	40	-
	свыше 40 до 50	15	15	20	10	40	-
	свыше 50	20	20	15	15	30	-
ПС-2	до 40	20	20	40	10	-	10
	свыше 40 до 50	20	30	10	20	-	20
	свыше 50	15	20	15	30	-	20
ПС-3	до 10	40	10	-	-	-	50
	свыше 10	40	15	-	-	-	45

2.2 Решение основных задач синтеза вариантов развития сети

2.2.1 Формирование вариантов схем электрической сети

Варианты схем с новыми линиями (с учетом количества цепей новых ЛЭП) приведены в графической части проекта на чертеже № 3.

В составе нагрузок новых подстанций есть потребители I и II категории. Питание каждой новой подстанции должно осуществляться от двух источников или по двухцепным линиям.

Расстояния по прямой между пунктами 1, 2 и 3, а также между ними и ближайшими существующими подстанциями А и Г приведены на чертеже.

Из приведенных вариантов для дальнейшего рассмотрения выбираем радиально-магистральный вариант «Р-1» и вариант замкнутой сети «З-1» как варианты, имеющие минимальную суммарную длину новых ВЛ.

2.2.2 Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП

Номинальное напряжение линий (Uном) ЛЭП зависит от величины активной мощности, передаваемой по одной цепи, и ее длины [1].

На практике выбор напряжения может быть произведен по данным, полученным на основе опыта проектирования электрических сетей, отраженного в таблица 6 из [1], и по эмпирическим формулам, например, по формуле [1]:

(2.7)

где P -- нагрузка на одну цепь, МВт;

l -- длина цепи ЛЭП, км.

По всем линиям радиально-магистрального варианта «Р-1» передается мощность одной из соответствующих подстанций. Расчеты по варианту «Р-1» сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 ? Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта «Р-1»

ВЛ	Длина линии, км	P, МВт	Число цепей	U, кВ	Uном, кВ
	по прямой	фактическая
Г - 1	20,5	24,6	56	2	95,5	110
Г - 2	14,3	17,2	30	2	71,5	110
Б - 3	17,9	21,5	14	2	51,3	35 (110)

Полученное номинальное напряжение для линий Г - 1 и Г - 2 хорошо согласуется с данными таблицы 2, однако для линии Б - 3 как по пропускной способности, так и по предельной длине номинальное напряжение 35 кВ не подходит. Для этой линии принято номинальное напряжение также 110 кВ.

Для выбора номинальных напряжений замкнутой сети (вариант «З-1») найдем приближенное потокораспределение в линии с двухсторонним питанием (Г-1) (1-2) (2-Г) по формуле (2.9) из [2] с расстояниями соответственно 20,5; 20,1; 14,3 км.

Расчеты по варианту «З-1» аналогичны расчету по варианту Р-1.

2.2.3 Определение сечений проводов новых ЛЭП

При проектировании ВЛ [1, 2] напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным значениям экономической плотности тока. Суммарное расчетное сечение F, мм2, проводов фазы проектируемой ВЛ равно [2]:

, (2.10)

где -- расчетный ток, А;

-- нормированная плотность тока, А/мм2.

Значение Iр определяется по выражению [1]:

, (2.11)

где -- ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме;

-- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий от 35 до 220 кВ значение может быть принято равным 1,05 [1], что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

-- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ Tmax.

Коэффициент Kм отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы Расчет коэффициентов Kм для нагрузок новых подстанций приведён в таблице 2.3.

Расчет Kм в таблице 2.3 выполнен по формуле [2]

(2.12)

Таблица 2.3 ? Расчет коэффициентов попадания в максимум энергосистемы

Подстанция	Активная мощность подстанции,МВт	Состав различных видов потребителей новых подстанций, %, для Kм, о.е.	Kм
		Освещение	Пром. трехсменная	Пром. двухсменная	Пром. односменная	Электриф. транспорт	С/х
		1,0	0,85	0,75	0,15	1,0	0,75
ПС-1	56	20	20	15	15	30	0	0,805
ПС-2	30	20	20	40	10	0	10	0,912
ПС-3	14	40	15	0	0	0	45	0,865

Результаты расчетов сечений проводов новых ЛЭП сведены в таблицах 2.4 и 2.5 по вариантам. Для всех воздушных линий выбираем сталеалюминиевые провода.

При выборе стандартных сечений были учтены ограничения по механической прочности ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех [1].

Таблица 2.4 ? Расчет сечений проводов ЛЭП варианта «Р-1»

ВЛ	P, МВт	Q, Мвар	Uном, кВ	Число цепей	I5, А	бT	Iрасч, А	F, мм2	Fстанд, мм2
Г - 1	56	38	110	2	177,6	1,20	222,8	222,8	240,0
Г - 2	30	11	110	2	83,9	1,09	95,8	95,8	120,0
Б - 3	14	8	110	2	42,3	1,14	50,4	50,4	120,0

Таблица 2.5 ? Расчет сечений проводов ЛЭП варианта замкнутой сети «З-1»

ВЛ	P, МВт	Q, Мвар	Uном, кВ	Число цепей	I5, А	бT	Iрасч, А	F, мм2	Fстанд, мм2
Г - 1	42,9	28,2	110	1	269,5	1,20	338,1	338,1	240,0
1 - 2	13,1	9,8	110	1	85,9	1,20	107,7	107,7	120,0
Г - 2	43,1	26,8	110	1	266,4	1,09	304,3	304,3	240,0
Б - 3	14	8	110	2	42,3	1,14	50,4	50,4	120,0

Выбранные сечения подлежат проверке по предельно допустимому току в послеаварийных и ремонтных режимах.

Все выбранные провода удовлетворяют этому требованию..

2.2.4 Выбор трансформаторов новых подстанций

На новых подстанциях 35 кВ и выше применяют типовые схемы, в которых предусмотрена установка, как правило, двух трансформаторов одинаковой мощности. При выборе трансформаторов определяющим условием является их нагрузочная способность [1].

Мощность трансформатора выбирается по условию [1]:

, (2.13)

где -- мощность одного трансформатора;

-- максимальная мощность на пятый год расчетного периода, проходящая через оба трансформатора.

Затем выбирают ближайшее большее стандартное значение номинальной мощности трансформатора с учетом требуемых номинальных напряжений (Таблица 2.6).

Таблица 2.6 ? Параметры трансформаторов новых подстанций

Подстан-ция	Тип трансформатора	Sном, MB·A	Количество	Uном, кB	uк, %	ДРк, кВт	Iх, %	ДРх, кВт
				ВН	НН
ПС-1	ТРДЦН-63000/110	63	2	115	10,5/10,5	10,5	260	0,6	59
ПС-2	ТРДН-25000/110	25	2	115	10,5/10,5	10,5	120	0,75	25
ПС-3	ТДН-16000/110	16	2	115	11	10,5	86	0,85	21

2.2.5 Схемы распределительных устройств подстанций

Схемы электрических соединений подстанций выбирают в зависимости от их назначения [2]. Выбор схем распределительных устройств (РУ) подстанций выполняется из числа типовых коммутационных схем с учетом их области применения [1].

Распределительные устройства подстанций существующей сети:

-- ПС-А, ПС-Г: РУ ВН на напряжении 220 кВ схема 9Н; РУ СН 110 кВ

-- схема 13Н;

-- ПС-Б: РУ ВН 110кВ -- схема 5Н, переход при реконструкции к

схеме 13Н; РУ СН 35 кВ -- схема 9 ;

-- ПС-В: РУ ВН на напряжении 220 кВ -- схема 9Н.

Распределительные устройства новых подстанций: РУ ВН 110 кВ ПС-1, ПС-2, ПС-3 -- схема 5Н.

Принципиальные схемы электрической сети для радиального варианта «Р-1» и кольцевого «З-1» приведены в графической части на чертеже 4.

2.3 Технический анализ вариантов развития сети

2.3.1 Режимы электрической сети

Целью расчетов режимов является определение параметров режимов: напряжений во всех узлах, токов и мощностей во всех ветвях, потерь мощности во всех элементах и в сети в целом. По значениям указанных параметров оценивают: допустимость режима, качество электроэнергии для потребителей, экономичность режима. Это в свою очередь дает возможность оценить работоспособность спроектированной сети.

Рассмотрены два характерных режима: максимальный и послеаварийный.

Расчеты режимов выполняют по схемам замещения, показанным на чертеже 5.

2.3.2 Схемы замещения и параметры элементов сети

Линии представляют П-образными схемами замещения, двухобмоточные трансформаторы -- Г-образными схемами замещения трехобмоточные и автотрансформаторы -- схемой трехлучевой звезды с проводимостью (потерями холостого хода) на входе [2].

Результаты расчетов параметров схем замещения по (3.1) - (3.26) из [2] приведены в приложении Б и отражены в графической части на чертеже 5.

2.3.3 Расчет установившихся режимов электрической сети

Марки проводов новых ЛЭП и типы трансформаторов на проектируемых подстанциях выбраны выше в разделе 2. Справочные данные по выбранному оборудованию сведены в таблицах 2.7, 2.8 и 2.9 [1].

Таблица 2.7 ? Параметры проводов ЛЭП [1] для радиального варианта «Р-1»

Линия	Марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/км	Число цепей	Длина, км
Г - 1	АС-240/32	0,121	0,405	2,8	2	24,6
Г - 2	АС-120/19	0,249	0,427	2,651	2	17,2
Б - 3	АС-120/19	0,249	0,427	2,651	2	21,5

Таблица 2.8 ? Параметры трансформаторов [1] для новых подстанций

Подстан-ция	Тип трансформатора	Sном, МВ·А	UBH, кВ	UHH, кВ	РПН	R, Ом	X, Ом	ДPx, кВт	ДQx, квар	Число тр-ров
ПС-1	ТРДЦН-63000/110	63	115	10,5	±9Ч1,78 %	0,8	22,0	59	410	2
ПС-2	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	±9Ч1,78 %	2,5	55,6	25	175	2
ПС-3	ТДН-16000/110	16	115	11,0	±9Ч1,78 %	4,4	86,8	21	112	2

Таблица 2.9 ? Параметры проводов ЛЭП [1] для кольцевого варианта «З-1»

Линия	Марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/км	Число цепей	Длина, км
Г - 1	АС-240/32	0,121	0,405	2,8	1	24,6
1 - 2	АС-120/19	0,249	0,427	2,651	1	24,1
Г - 2	АС-240/32	0,121	0,405	2,8	1	17,2
Б - 3	АС-120/19	0,249	0,427	2,651	2	21,5

Расчеты режимов максимальных нагрузок (для нормальной и послеаварийной схем) проводятся на ЭВМ по программе расчета установившегося режима электрической сети RastrWin.

Параметры ветвей рассматриваемых вариантов развития сети для расчетов нормальных режимов, подготовленные в формате программы RastrWin, приведены в приложении Б.

Результаты расчетов характерных режимов приведены в приложении Б к пояснительной записки.

2.3.4 Анализ результатов расчета режимов сети

Анализ результатов расчета нормального и послеаварийного режимов по соответствию уровней напряжения в узлах сети нормативам, потоков мощности, токов в ветвях допустимым значениям позволяет сделать выводы о работоспособности рассматриваемых вариантов сети в перспективных условиях работы (Таблица 2.10). Проверка загрузки существующей сети выполняется по результатам расчета токов в действующих ЛЭП и трансформаторах. Расчетные токи сопоставляются с предельно допустимыми по условию нагрева проводов и номинальными токами трансформаторов.

Таблица 2.10 ? Напряжения узлов в максимальном режиме

Тип	Номер	Название	Uном, кВ	Вар. «Р»	Вар. «З»	Umin.доп, кВ	Umax.доп, кВ
				Uрасч, кВ	Uрасч, кВ
База	201	ЭС	220	242	242	-	252
Нагр	202	ПС-А ВН	220	236,69	236,64	-	252
Нагр	205	ПС-А О	220	230,13	230,08	-	252
Нагр	203	ПС-В ВН	220	234,04	233,86	-	252
Нагр	204	ПС-Г ВН	220	227,41	227,02	-	252
Нагр	206	ПС-Г О	220	216,09	215,29	-	252
Нагр	112	ПС-А СН	110	114,96	114,94	-	126
Нагр	113	ПС-3 ВН	110	110,32	110,29	-	126
Нагр	114	ПС-Г СН	110	107,89	107,49	-	126
Нагр	115	ПС-Б ВН	110	111,02	110,99	-	126
Нагр	116	ПС-2 ВН	110	106,62	104,63	-	126
Нагр	117	ПС-1 ВН	110	105,02	102,9	-	126
Нагр	118	ПС-Б 0	110	108,37	108,34	-	126
Нагр	1	ПС-1 НН	10	9,54	9,33	9,0	11,0
Нагр	2	ПС-2 НН	10	9,71	9,52	9,0	11,0
Нагр	3	ПС-3 НН	10	10,13	10,13	9,0	11,0
Нагр	4	ПС-Б НН	10	9,81	9,81	9,0	11,0
Нагр	6	ПС-В НН	10	10,83	10,82	9,0	11,0
Нагр	31	ПС-Б СН	35	34,66	34,65	31,5	38,5

Максимально допустимое напряжение Umax допдля узлов сети 330; 110 кВ на 15 % превышает номинальное (для 330 кВ -- на 10 %). Узлы 10; 35 кВ являются точками поставки электроэнергии потребителям. Согласно ГОСТ Р 5419-2010 отклонение от номинального напряжения в этих узлах не должно превышать ±10 %.

Режим максимальных нагрузок при номинальных коэффициентах трансформации, приведенный в таблице 2.10, характеризуется допустимыми уровнями напряжений и не нуждается в корректировке.

Результаты расчета токов ветвей по программе RastrWin приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11 ? Токи ветвей в нормальном максимальном режиме варианта «Р-1»

Тип	Nнач	Nкон	Iрасч, А	Iдоп, А	Iрасч/Iдоп, %
ЛЭП	201	202	339	2Ч710	23,9
ЛЭП	201	203	547	2Ч825	33,2
ЛЭП	202	203	72	710	10,1
ЛЭП	203	204	436	2Ч825	26,4
ЛЭП	112	115	242	2х510	23,7
Тр-р	202	205	280	2х314	44,6
Тр-р	205	112	280	2х314	44,6
Тр-р	203	6	206	2Ч165	62,4
Тр-р	204	206	434	2х314	69,1
Тр-р	206	114	434	2х314	69,1
Тр-р	115	118	156	2Ч201	38,8
Тр-р	118	31	96	2Ч201	23,9
Тр-р	118	4	60	2Ч201	14,9
ЛЭП	114	116	196	2х610	16,1
ЛЭП	114	117	392	2х390	50,3
ЛЭП	115	113	88	2х390	11,3
Тр-р	117	1	389	2Ч331	58,8
Тр-р	116	2	195	2Ч131	67,7
Тр-р	113	3	87	2Ч84	51,8

Из таблицы 2.11 следует, что при прохождении максимальной нагрузки в нормальном режиме перегрузки элементов сети не возникает.

Отключение одного из элементов сети не приводит к недопустимому

перегрузу оставшихся в работе элементов сети. При анализе послеаварийных режимов учтена допустимая кратковременная перегрузка трансформаторов на 40 %. При определении допустимого тока ЛЭП в послеаварийном режиме учитывается поправочный коэффициент на температуру воздуха в зимний период в размере 1,2.

2.3.5 Балансы мощности и электроэнергии

При проектировании распределительной электрической сети при известном плане строительства электростанций формируется баланс реактивной мощности по сети в целом.

Баланс реактивной мощности записывают в следующем виде [2]

, (2.14)

где .

При выполнении расчётов режимов программой RastrWin величина определяется автоматически. В варианте «Р» =177,7 Мвар, для варианта «З» =182,0 Мвар. Генерацию реактивной мощности на электростанции определяют при номинальном коэффициенте мощности генераторов [2].

, (2.15)

где -- генерация активной мощности электростанцией, определяемая автоматически при расчете режима.

Мощность компенсирующих устройств (КУ) равна [2]

(2.16)

В первую очередь следует рассмотреть варианты установки КУ в узлах с низкими уровнями напряжения.

Для варианта «Р» ==303,3 МВт, в варианте «З» ==304,0 МВт. При =0,85 реактивная мощность равна:

вариант «Р» = ?10,3 Мвар;

вариант «З» = ?6,48 Мвар.

В варианте «Р» установка КУ не требуется.

В варианте «З» установка КУ не требуется.

Баланс электроэнергии в электрической сети устанавливает взаимосвязь между приемом электроэнергии в сеть и объемом электроэнергии, переданной потребителям (полезным отпуском) за год [2].

, (2.17)

где -- сумма нагрузочных и условно-постоянных потерь электроэнергии.

Объем электроэнергии, переданной потребителям равен

, (2.18)

где -- число часов использования максимальной нагрузки;

-- максимальная нагрузка на шинах i-й подстанции;

n -- количество подстанций.

Для экономического анализа развития сети необходимо рассчитать три баланса электроэнергии: баланс по существующей сети, балансы по радиальному варианту развития («Р») и кольцевому («З»). Соответственно необходимо выполнить расчеты потерь электроэнергии для этих балансов.

При расчете балансов принято, что =5200 ч [2]. Тогда число часов наибольших потерь мощности =2762,3 ч [2].

Потери мощности холостого хода трансформаторов определены по паспортным данным [1]. Нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах определены при расчете режимов максимальной нагрузки (см. приложение Б) и сведены в таблицу 2.12.

Таблица 2.12 ? Потери мощности в сети по вариантам, МВт

Составляющая потерь мощности	Вариант
	исходный	«Р»	«З»
Потери холостого хода трансформаторов	0,65	1,0	1,0
Нагрузочные потери в линиях	1,44	5,82	6,52
То же в трансформаторах	0,48	1,45	1,48

Потери электроэнергии на корону определены по удельным параметрам [2] и приведены в таблице 2.13.

Потери электроэнергии на корону в вариантах развития «Р» и «З» определяются аналогично.

Расчет потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах приведен в таблице 2.14.

Таблица 2.13 ? Расчет потерь электроэнергии на корону в исходной схеме

Линия	Uном, кВ	Длина, км	Число цепей	Марка провода	Сечение фазы, мм2	Сечение типовой фазы, мм2	Удельные потери на корону, тыс. кВтЧч/км	Годовые потери на корону, тыс. кВтЧч
ЭС-А	330	63	2	АС-300/39	300	300	8,85	557,6
ЭС-В	330	58	2	АС-400/51	400	300	6,64	385,0
В-Г	330	57	2	АС-300/39	300	300	17,70	1327,5
А-В	330	75	1	АС-400/51	400	300	6,64	378,3
А-Б	110	54	2	АС-185/29	185	120	0,37	19,97
Всего	2668,33

Балансы электроэнергии приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.14 ? Потери электроэнергии в сети по вариантам, тыс. кВт·ч

Составляющая потерь электроэнергии	Вариант
	исходный	«Р»	«З»
Потери холостого хода трансформаторов	5694	8760	8760
То же на корону	2668,33	2718,40	2806,91
Нагрузочные потери в линиях	4178,91	16889,77	18921,19
То же в трансформаторах	1392,97	4207,93	4294,99
Всего	13934,21	32576,10	34783,09

Таблица 2.15 ? Баланс электроэнергии в сети по вариантам, тыс. кВт·ч

Составляющая баланса электроэнергии	Вариант
	исходный	«Р»	«З»
Передача потребителям	1 014 000,00	1 534 000,00	1 534 000,00
Потери электроэнергии	13 934,21	32 576,10	34 783,09
Приём в сеть	1 027 934,21	1 566 576,10	1 568 783,09
Потери электроэнергии, %	1,36	2,08	2,22

2.4 Оценка экономической эффективности инвестиций

2.4.1 Определение объема капитальных вложений в развитие сети

Капитальные вложения определяют, как сумму стоимостей объектов или их элементов, сооружаемых в расчетном периоде.

Капитальные вложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов , ячеек выключателей , компенсирующих устройств , постоянную составляющую затрат , стоимость проектно-изыскательских работ , стоимость земельного участка . Расчет капитальных вложений в строительство подстанции ПС-1 дан в табл. 2.16.

Стоимость реконструкции и расширения ПС вычисляют с учетом демонтажа оборудования.

Таблица 2.16 ? Капитальные вложения в строительство ПС-1

Наименование оборудования	Кол-во	Стоимость единицы в базовых ценах, тыс. руб.	Общая стоимость в базовых ценах, тыс. руб.
Трансформаторы 110 кВ 63 МВ·А	2	9000,00	18 000,0
Выключатели ВН 110 кВ элегазовые	3	7300,00	21 900,00
Постоянная часть затрат (схема сборные шины)	-	-	9 000,0
Затраты на ПИР (15,5 %)	-	-	7 579,50
Стоимость земельного участка площадью м2	10000	0,01	100
Капитальные вложения в ПС	-	-	56 579,50

Капиталовложения в ПС-2 и ПС-3 определяются аналогично. Всего в строительство новых подстанций требуется 150796,5тыс. руб.

При определении стоимости реконструкции ПС-Г учтено расширение

ОРУ 110 кВ. Расчет стоимости реконструкции ПС-Г приведен в таблице 2.17.

Таблица 2.17 ? Капитальные вложения в реконструкцию ПС-Г

Наименование оборудования	Кол-во	Стоимость единицы в базовых ценах, тыс. руб.	Общая стоимость в базовых ценах, тыс. руб.
Расширение ОРУ СН (выключатели масляные)	4	3450,00	13 800,0
Постоянная часть затрат (20 %)	-	40500,00	8100,0
Расширение земельного участка, м2	300Ч2	0,01	6,0
Капитальные вложения в ПС	-	-	21906

Всего в реконструкцию подстанций варианта «Р» требуется 21 906,00 тыс. руб., в вариант «З» -- 12 981,00 тыс.руб.

Капитальные вложения в ВЛ определяются по удельной стоимости ВЛ с учетом и [2]. Расчет капиталовложений в линию ПС-Г - ПС-1 варианта «Р» приведен таблице 2.18. Расчеты в другие ВЛ, рассматриваемых вариантов развития сети определены аналогично.

Всего строительство новых ВЛ варианта «Р» требует 95676,38 тыс. руб., по варианту «З» -- 104912,08 тыс. руб.

Таблица 2.18 ? Расчет затрат на строительство ВЛ ПС-Г - ПС-1

Наименование оборудования	Кол-во	Стоимость единицы в базовых ценах, тыс. руб.	Общая стоимость в базовых ценах, тыс. руб.
ВЛ 110 кВ, двухцепная, АС-240/32, опоры железобетонные, км	24,6	1650	40 590,00
Затраты на ПИР (12,5 %)	-	-	5 073,75
Стоимость земельного участка под опоры м2	35Ч24,6	0,01	8,6
Капитальные вложения в ВЛ	-	-	45672,36

Сравниваемые варианты характеризуются капитальными вложениями, приведенными в таблице 2.19.

Таблица 2.19 ? Капитальные вложения по вариантам развития, тыс. руб.

Составляющая капиталовложений	Вариант «Р»	Вариант «З»
В подстанции в базовых ценах:	172 702,50	163 777,50
в том числе ПС 220 кВ	21 906,00	12 981,00
ПС 110 кВ	150 796,50	150 796,50
В ВЛ в базовых ценах	95 676,38	104 912,08
Всего в базовых ценах	268 378,88	268 689,58
В подстанции в ценах 2016 г.:	989 067,22	937 953,74
в том числе ПС 220 кВ	125 455,66	74 342,19
ПС 110 кВ	863 611,56	863 611,56
В ВЛ в ценах 2016 г.	547 938,65	600 831,46
Всего в ценах 2016 г. (J=5,727)	1 537 005,87	1 538 785,20

2.4.2 Эксплуатационные затраты на передачу электроэнергии

Годовые эксплуатационные расходы и включают амортизационные отчисления Иа и затраты на обслуживание и ремонт Иобс [2].

Затраты на амортизацию и эксплуатационное обслуживание определены по нормам амортизационных отчислений на реновацию и обслуживание.

Расчет составляющих годовых эксплуатационных расходов приведен в таблице 2.20. Капитальные вложение в ВЛ и ПС определены в ценах 2016 г.

Таблица 2.20 ? Эксплуатационные затраты по вариантам развития, тыс. руб.

Элемент сети	Вариант «Р»	Вариант «З»
	Иа	Иобс	Иа	Иобс
ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах	10 958,77	4 383,51	12 016,63	4 806,65
Подстанции 220 кВ (ПС-Г)	5 520,05	6 147,33	3 271,06	3 642,77
Подстанции 110 кВ (ПС-1, ПС-2, ПС-3, ПС-Б)	37 998,91	50 953,08	37 998,91	50 953,08
Всего составляющие затрат	54 477,73	61 483,92	53 286,59	59 402,50
Всего эксплуатационные затраты по вариантам	115 961,65	112 689,09

2.4.3 Сравнение вариантов развития по экономическим показателям

Критерием экономической эффективности инвестиций является максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД)при условии ЧДД>0.

В простейшем случае при неизменности денежных потоков по годам ЧДД определяют по формуле [2].

ЧДД=[(Ор-И)(1-б)+Иа]Ds-К, (2.19)

где Ор -- объем реализованной электроэнергии за год;

И -- суммарные эксплуатационные издержки в год;

б -- ставка налога на прибыль, 0,2 (20 %).

Иа -- амортизационные отчисления на реновацию;

Ds -- сумма коэффициентов дисконтирования;

К -- суммарные инвестиции (капиталовложения).

При =0,1 и =16 лет Ds=7,824, при =0,15 и =16 лет Ds=5,954.

Расчеты ЧДД по сравниваемым вариантам приведены в таблице 2.21.

Таблица 2.21 ? Расчет экономической эффективности вариантов развития

Показатель	Ед. изм.	Вариант «Р»	Вариант «З»
Дополнительное поступление электроэнергии	млн. кВт·ч	538,64	540,85
Изменение потерь в сети	млн. кВт·ч	18,64	20,85
Объём реализованной электроэнергии Ор	млн. руб.	676,00	676,00
Ежегодные издержки И	млн. руб.	115,96	112,69
Амортизационные затраты Иа	млн. руб.	54,48	53,29
Чистая прибыль Пч	млн. руб.	448,03	450,65
Капитальные вложения К	млн. руб.	1537,01	1538,79
ЧДД при =0,1	млн. руб.	2 394,47	2 403,86
ЧДД при =0,15	млн. руб.	1 455,05	1 461,76
Простой срок окупаемости Ток.п	лет	3,06	3,05
Дисконтируемый срок окупаемости Ток.д при =0,1	лет	3,83	3,82
Дисконтируемый срок окупаемости Ток.д при =0,15	лет	4,39	4,38

Из таблицы 2.21 следует, что лучшим является вариант развития «З» с максимальным значением ЧДД. Срок окупаемости инвестиций -- 3,05 года.