Министерство образования Российской Федерации

Кафедра энергетики и технологии металла

Факультет Транспортные системы

Курсовая работа

по дисциплине : Электропитающие системы и электрические сети

      Тема :   Проектирование сети для электроснабжения
промышленного района

                                                                    Студент :                       
Группа :                        
№ зачётной книжки :  
Преподаватель :          

Содержание

1. Задание на проектирование                                                                        3
2. Составление баланса мощностей                                                               4
3. Выбор оптимального варианта схемы сети                                              6
4. Предварительный расчёт выбранных вариантов                                     8
5. Оценка экономической эффективности вариантов                                21
6. Уточнённый расчёт выбранного варианта                                              26
7. Определение себестоимости передачи электроэнергии                        34
8. Список используемой литературы                                                           35

Задание на проектирование
студенту заочного обучения группы ТСЗк-5666 Елфимову А.А.
Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей. Взаимное расположение потребителей и источников питания показано на рисунке.  
Масштаб 1:2000000

Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума 6400. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 40%. При этом tg φ возрастает на 0,03.
Мощность ТЭЦ - 37 МВт. Коэффициент мощности ТЭЦ и энергосистемы - 0,95 и 0,92 соответственно.
На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,01 от номинального.
Выполнить следущие расчёты :
1. Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.
2. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.
3. Предварительный приближённый расчёт трёх отобранных вариантов.
4. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.
5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.
6. Уточнённый расчёт электрических режимов выбранного варианта.
7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.
8. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи эл.энергии.

  В графической части представить :
1. Рассматриваемые варианты конфигурации сети.
2. Схему замещения сети.
3. Однолинейную схему сети.

 Преподаватель :                         В.И. Мошкин                                 
04.10.2010
2. Составление баланса мощностей
Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы        максимума или требуемая активная мощность :
Р∑ = Ртреб = ∑ ( Рi + ∆Pi ) ;
где : Рi - активная мощность i - го потребителя - из задания ;
∆Pi - прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на i - тый потребитель.
∆Pi - принимаются в пределах 3....8 % от потребляемой активной мощности.
Потери активной мощности первого потребителя :
∆P1 = 0,05∙Р1 = 0,05∙25,5 = 1,28 МВт
∆Р∑ = 4,34 МВт
Ртреб = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 - Рт + ∆Р∑ = 25,5+27,2+5,9+28,1-37+4,34 = 54,04 МВт
Реактивная мощность потребителей :
Qi = Pi tgφi = Si ∙ sinφi
Q1 = 25,5 ∙ 0,99 = 25,25 Мвар
Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимают равным 8...10% от его полной мощности :
∆Qтрi = 0,1 ∙ Si
∆Qтр1 = 0,1 ∙ 25,5/0,7 = 3,6 Мвар
Требуемая реактивная мощность :
Q∑ = Qтреб = ∑Qi + ∆Q∑  ;
где ∆Q∑  - общие потери реактивной мощности во всей сети.
Qтреб = 70,56 Мвар
По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяется располагаемая реактивная мощность. Так как в сети имеется источник ограниченной мощности - местная ТЭЦ, то его реактивная мощность также учитывается :                             Qрасп = Ртреб ∙ tgφc + QТЭЦ
Qрасп = 54,04 ∙ 0,426 + 37 ∙ 0,329 = 35,17 Мвар
Имеется дефицит реактивной мощности - необходима установка компенсирующих устройств.
Qкуi = Qi + ∆Qтрi - (Pi + ∆Pi)tgφc/
Среди источников имеется ТЭЦ, поэтому вместо tgφc в формулу подставляем :                           tgφc/ = tgφc +  (tgφтэц - tgφc)
tgφc/ = 0,426+ (0,329 - 0,426) = 0,386
Qку1 = 25,25 + 2,53 - (25,5 + 1,28) 0,386 = 17,44 Мвар
Для  компенсации применяются батареи статических конденсаторов.
Принимаются к установке компенсирующие устройства типа                     ККУ-10-900,ККУ-6-900 с единичной мощностью 0,9 Мвар.
Количество компенсирующих установок :
nкуi =  , где  Qед -мощность одной установки.
nку1= = 19,3 ≈ 19 шт. ККУ- 10 - 900 для ПС1
С учётом компенсации реактивная мощность  ПС1 составит :
Qi/ = Qi - nкуi Qед
Q1/ = 25,25 - 19∙0,9 = 8,15 Мвар
Таблица 2 - Баланс активной и реактивной мощности

Проверка расчёта баланса :
Qтреб/ =  ∑Qi/ + ∆∑Qmpi
Qтреб/ =  29,85 + 6,42 = 36,27 ≈ 35,43 Мвар
Баланс практически сошёлся, поэтому все расчёты считаются правильными.

3. Выбор оптимального варианта схемы сети
Географическое расположение источников и потребителей  представлено на рисунке 1. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Составление вариантов начинаем с  наиболее простых схем. Стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Стоимость одного выключателя приравнивается к стоимости 7 км ВЛ в одноцепном исполнении.
Радиальная сеть.
Все ПС соединены с РПП напрямую 1-но и 2-х цепными ВЛ. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции энергосистемы ( 8 шт.) - по одному выключателю на каждый отходящий фидер ( Чертёж "Схемы вариантов сетей", Рисунок 2. Радиальная сеть ).
LΣ1 = 60+32+88+88+104+104+80+80) = 636 км
LΣ1/ = ΣL1+1,5ΣL2
LΣ1/ = 60+32+1,5(88+104+80) = 500 км
NΣ1 = 8
Li/ = ΣL1+1,5ΣL2 + 7NΣi
L1/ = 500+7∙8 = 556 км

Кольцевая сеть.
В кольцо объединяются все ПС и ТЭЦ  (Чертёж "Схемы вариантов сетей", Рисунок 3. Кольцевая сеть ).
LΣ2 = 507 км    ;     LΣ2/ = 507 км     ;    NΣ2 = 7    ;   L2/ =  556 км

Комбинированная сеть.
Чертёж "Схемы вариантов сетей", Рисунок 4,5. Комбинированная сеть.
Вариант 1 - РПП и ПС объединили двух кольцевой схемой, а ТЭЦ - радиальной сетью.
LΣ3 = 581 км    ;     LΣ3/ = 537 км     ;    NΣ3 = 10    ;   L3/ =  607 км

Вариант 2 - РПП и ПС1,2,4  объединили кольцевой схемой, к ПС1 подключили ПС3, а ТЭЦ - радиальной сетью.
LΣ4 = 627 км    ;     LΣ4/ = 472 км     ;    NΣ4 = 7    ;   L4/ =  521 км

Радиально-магистральная сеть.
Все ПС соединены с РПП 1-но и 2-х цепными ВЛ.
LΣ5 = 582 км    ;     LΣ5/ = 455 км     ;    NΣ5 = 5    ;   L5/ =  490 км

Таблица 3 - Выбор оптимального варианта схемы сети

   Из 5 вариантов выбираем на проверку №2,4,5. Они относятся к разным принципам конфигураций и при этом имеют наименьшую длину в своём виде.

4. Предварительный расчёт выбранных вариантов .
4.1. Предварительный расчёт радиально-магистральной схемы №5.
Расчётная схема этого варианта сети представлена на рисунке 7. Потоки мощности на участках сети определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику.                  
Источники ограниченной мощности (ТЭЦ, ТЭС) учитываются, как нагрузка с отрицательным знаком.

Рисунок 7 - Расчётная схема

   Поток мощности на участке 3-1 равен мощности ПС3, то есть :
S3-1 = 5,9 + j2,6  МВ∙А
Поток мощности на участке 1-А определяется суммированием потоков
ПС1,3 :                                        S1-А = S1 + S3 
S1-А = (5,9 + j2,6  ) + (25,5+j8,15) = 31,4+j10,75
Потоки мощности на остальных участках и линии определяется аналогично.
Данные заносим в таблицу 4., а также наносим на расчетную схему.
С помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную          величину номинального напряжения на участке Т-А :
Uном =        ;     Uном =  = 84,25 кВ
Принимаем ближайшее стандартное значение 110 кВ.
Аналогично проводим расчёты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.
Сечение проводов линий выбираются методом экономических интервалов. Принимается, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололёду, и будет использоваться одно и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах.
Выбор сечения производится по номограммам (МУ КГУ).
= , (кВт/руб)1/2.
Для заданного значения числа часов использования максимума Тм = 6400 ч,   τ определена по графику : τ = 4800 ч.
В качестве приемлемого срока окупаемости принято Ток = 3 года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит Е = 1/Ток = 0,33. Стоимость потерь электроэнергии принимается 0,6 руб/кВт∙ч. Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принята :      α  = 0,028, тогда :
=  = 0,00643 (кВт/руб.)1/2.
Наибольший ток в одной цепи в одной линии Т-А :
Iнб =   ;   IнбР-4 =  = 102,34 А.
По номограмме для двухцепной линии 110 кВ определяется, что при
=0,00643  ток 102,34 А  попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбирается провод марки АС 120/19.
Проверка выбранного провода по техническим ограничениям. В наиболее тяжёлом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы , ток в оставшейся цепи удвоится и достигнет величины 204,68 А. Допустимая нагрузка для этой марки провода составляет 390 А, то есть значительно выше.  
Аналогично рассчитываются токи на остальных участках цепи.
Определение некоторых параметров линии и их режимов.
Активные (R) и реактивные (Х) сопротивления линий определяются по формулам :
R = , Ом   ;   Х = , Ом  
где, l и nц - длинна участка в км и количество цепей ;
r0  и x0 - погонные активное и реактивное сопротивление , Ом/км ;
Для провода АС120/19 :  r0  = 0,249 Ом/км, x0 = 0,427 Ом/км.
Тогда : RТ-А =  = 10,96 Ом   ;   Хр-4 =  = 18,79 Ом  
Потери мощности определяются сначала по участкам :
∆Р =  ∙ Rуч,
где, Sуч, МВт - приближённое значение потока мощности на участке ;
Rуч, Ом - активное сопротивление участка .
∆РТ-А =  ∙ 7,26 = 1,374 МВт
Суммарные потери мощности в сети : ∑∆Р = 4,64 МВт
Потери напряжения в нормальном режиме по участкам :
∆U = , кВ
где , Руч и Qуч - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.
∆UнормТ-А=  = 8,4 кВ ,   ∆U % =   ∙100% = 7,63 %
В качестве наиболее тяжёлых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения.  Сопротивление участка после отказа одной из цепи возрастают в два раза.
Потери напряжения в послеаварийном режиме :
∆Un/авТ-А= 2∙∆Uнорм Т-А  = 16,8 кВ ,   ∆U % =  ∙100% = 15,27 %
Потери напряжения в сети :
∆U∑n/AB = 15,27  кВ  - при обрыве одной цепи Т-А ( в которой наибольшие потери напряжения ).

Таблица 4 - Расчётные данные  радиально-магистральной сети.

    Общая потеря  ∆Р∑ = 4,64 МВт, Потери напряжения в послеаварийном режиме выше пределов регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35 кВ, составляющих ± 8 х 1,5 = ±12%, поэтому участок с наибольшей потерей напряжения  переводим на 110 кВ.

Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН.
Если среди потребителей подстанции потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установки двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям
Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей : Sном ≥ .  
Во-вторых, в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжением потребителей первой и второй категории Sнб I,II  с учётом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе :
Sном ≥ .
SномПС3 ≥   = 3,6 МВ∙А   ;   SномПС3 ≥   = 2,07 МВ∙А  
Для ПС3 выбирается схема : два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии ВН и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2х6,3 МВ∙А.
Для ПС1 выбирается схема : два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии ВН и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2х16 МВ∙А.
Для ПС2 выбирается схема : блока линия-трансформатор ВН и КТПБ 110/10 кВ с одним трансформатором 40 МВ∙А.
Для ПС4 выбирается схема блока линия-трансформатор ВН и КТПБ 110/10 кВ с одним трансформатором  40 МВ∙А.

4.2. Предварительный расчёт кольцевой схемы №2.
Расчётная схема этого варианта представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 - Расчётная схема

Так как сеть кольцевая, то источник условно "разрезается" и кольцо разворачивается, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием. Расчёт потокораспределения производится с головного участка :                                 РА-Т =    ;   QА-Т =
РА-Т = 13,29 МВт       ;       QА-Т = 4,98 Мвар
С помощью формулы Илларионова, определяется целесообразная           величина номинального напряжения на участках :
Uном =        ;     Uном Т-2 =  = 140 кВ
Принимается ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Таблица 5 - Расчётные данные  кольцевой сети.

   Общая потеря  ∆Р∑ = 7,43 МВт, общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела ∆U∑ = 18,4 %. Устройство РПН не обеспечивает надлежащего регулирования напряжения. Поэтому сразу переходим к варианту сложно-замкнутой цепи.

Сложно-замкнутая цепь.

Рисунок 9 - Сложно-замкнутая цепь

   Соединим одноцепной линией т.А и т.4.
Перед расчётом потокораспределения преобразуем её в простую замкнутую сеть. Для этого с начала разнесём нагрузку 2 между 1 и А при этом в т.1 перемещается мощность :
S3(1) = S3 -  = (5,9 + j2,6)  = 3,25+j1,42 МВ∙А
Это увеличивает нагрузку в т.1 до величины :
S1/ = S1 + S3 = (25,5+j8,15)+(3,25+j1,42) = 28,75+j9,57 МВ∙А
Теперь эту новую нагрузку т.1 разносим между А и т.4 :
S1/(4) = S1/ -  = (28,75 + j9,57)  = 21,74+j7,23 МВ∙А
При этом в т.4 нагрузка увеличивается до величины :
S4/ = S4 + S1/(4) = (28,1+j9,71)+(21,74+j7,23) = 49,84+j16,94 МВ∙А
Теперь две параллельные линии А-3-1-4 и А-4 заменяем одной эквивалентной и определяем её длину :
LА-4/ =  =  = 28,4 км
Получившуюся в результате преобразования кольцевую линию "разрезаем" по источнику и представляем, как линию с двухсторонним питанием. Далее производим расчёт потокораспределения. Результаты расчёта представлены на расчётной схеме рисунок 10.

Рисунок 10 - Расчётная схема преобразованной сети

  Преобразуем сеть в обратном порядке и находим потоки мощности на других участках. Потоки мощности на участках А-4 и А-3-1-4 :
SА-4 = SА-4/ -  = (53,88 + j18,57)  = 47,82+j16,48 МВ∙А
SА-3-1-4 = SА-4/ -  = (53,88 + j18,57)  = 6,12+j2,11 МВ∙А
Нагрузку S1/(4) возвращаем в т.1, а нагрузку S1/(3) в т.3 :
S1(4) = SА-3-1-4 - S1/(4)  = (6,12 + j2,11)-(21,74 + j7,23) = -(15,62+j5,12) МВ∙А
S3(1) = S1(4) + S1  = - (15,62+j5,12) + (25,5 + j8,15)  = 9,88+j3,03 МВ∙А
SА(3) = S3(1) + S3  = (9,88+j3,03) + (5,9 + j2,6) = 15,78+j5,63 МВ∙А

Рисунок 11 - Расчётная схема сложно-замкнутой сети до преобразования.    
Так как отключение линии В-4 приведёт к значительным потерям  напряжения в т.4 потокораздела (линия станет кольцевой), то для надёжного обеспечения электроэнергией потребителей делаем её двухцепной.

Таблица 6 - Расчётные данные  сложно-замкнутой сети.

   Общая потеря  ∆Р∑ = 3,21 МВт, потеря напряжения до точки потокораздела:  ∆U1-4-2-Т-Б = 8,08 %  ;   ∆UА-3-1-4-2 = 12,12 %. Наиболее тяжелыё режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка Т-2. Сеть превращается в радиально-магистральную сеть (рисунок 12. )
              
Рисунок 12 - Расчётная схема
Таблица 7 - Потери напряжения в после аварийном режиме.

∆U∑  = ∆UА-3 + ∆U3-1 + ∆U1-4 + ∆U4-2 = 14,89 % , не превышает пределы регулирования РПН трансформаторов на 110 кВ ± 9 х 1,78 = ± 16,2 %

Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН.
Для ПС1 выбирается схема : КТПБ 110/10 кВ с мостиком с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов 2х16 МВ∙А.
Для ПС2 выбирается схема : КТПБ 110/10 кВ с мостиком с выключателем в перемычке и отделителем в цепи трансформатора мощностью 40 МВ∙А.
Для ПС3 выбирается схема : КТПБ 110/6 кВ с мостиком с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов 2х4 МВ∙А.
Для ПС4 выбирается схема двойной мостик с двумя выключателями  ВН и КТПБ 110/10 кВ с  отделителем с трансформатором  40 МВ∙А.

4.3. Предварительный расчёт комбинированной сети №4.
Расчётная схема этого варианта представлена на рисунке 13.

Рисунок 13 - Расчётная схема
Расчёт потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично       п. 4.2, при этом нагрузка в т.1 принята равной сумме нагрузок потребителей 1 и 3. Целесообразная величина напряжения, выбор сечения проводов, токи, сопротивление участков и другое определяются аналогично п. 4.1, а результаты заносим в таблицу 8.    
Таблица 8 - Расчётные данные  комбинированной сети.

   Общая потеря  ∆Р∑ = 4,38 МВт, общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела ∆Р∑ = 8,49 %.  
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка А-2. Сеть получается радиально-магистральной. Самый большой поток мощности будет на участке А-1 равный сумме мощностей всех потребителей ∆S∑ = 86,7+j29,9, а ток Iнб = 482 А  в следствии      чего, только потеря напряжения на этом участке составит ∆РА-1 =14,96%.     В после аварийном режиме потерю напряжения РПН трансформаторов  не смогут компенсировать, что приведет  к недопустимому снижению напряжения у потребителей. Поэтому, наиболее загруженные участки сооружаем двухцепными, или переводить сеть на напряжение        220 кВ, что повлечёт дополнительное удорожание проекта энергоснабжения района. Тогда участки А-1 и А-2 переводим на двухцепную линию с проводом АС-120.
Расчётная схема окончательного варианта комбинированной сети             представлен на рисунке 14.

Рисунок 14 - Расчётная схема комбинированной сети

   Расчёт потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично         п. 4.2, при этом нагрузка в т.1 принята равной сумме нагрузок потребителей 1 и 3. Целесообразная величина напряжения, выбор сечения проводов, токи, сопротивление участков и другое определяются аналогично п. 4.1, а результаты заносим в таблицу 9.    
Таблица 9 - Расчётные данные  комбинированной сети.

   Общая потеря  ∆Р∑ = 4,8 МВт, Аварийные режимы наступают после отключения одной из цепей линий А-Т, А-2, А-1, 1-3. Наибольшая потеря ∆U, % будет после отключения линии на участке А-1 до т 3  ∆U, %=12,59, что удовлетворяет пределу регулирования РПН трансформаторов на 110 кВ, который составляет 16,02.

Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН.
Для ПС1 выбирается схема : КТПБ 110/10 кВ тройной мостик с выключателями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов 2х16 МВ∙А.
Для ПС2 выбирается схема : КТПБ 110/10 кВ двойной мостик с двумя выключателями в перемычке и отделителем в цепи трансформатора мощностью 40 МВ∙А.
Для ПС3 выбирается схема : КТПБ 110/6 кВ два блока с отделителями в цепях  трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны ВН.  Мощностью трансформаторов 2х4 МВ∙А.
Для ПС4 выбирается схема : КТПБ 110/10 кВ с мостиком с выключателем в перемычке и отделителем в цепи трансформатора мощностью 40 МВ∙А.
5. Оценка экономической эффективности вариантов

    Для расчётов приняты варианты 2,4,5.  Они представляют собой радиально-магистральную сеть на 110 кВ, кольцевую сеть на 110 кВ и комбинированную сеть 110 кВ.
Для всех вариантов делаются следующие допущения :
1. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счёт собственных и заёмных средств. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующие :
- первый год - 60000 тыс.руб./год  (собственные средства)
- второй год - 30000 тыс.руб./год  (заёмные средства)
- третий год - оставшиеся капитальные вложения (заёмные средства)
Плата за кредит - 25% годовых. Погашение кредита начинается на четвёртый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течении 5 лет ( по 20% в год ).
2. Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчётного количества электроэнергии, на втором 80%, на третьем - всё расчётное количество.  В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остаётся неизменным.
3. Горизонт расчёта принимается 15 лет. Шаг расчёта устанавливается - 1 год.   
4. Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанции энергосистемы 35...220 кВ) для шага 0 принимаем 1,1 руб/кВат ∙ ч. Принимаем также, что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растёт 1% в год. Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ, принимаем на 10% выше.
5. Норма дисконта принимается равной 0,15.
6. Норма отчислений на эксплуатацию принимается 6% на всё оборудование.
7. Для оценки требуемых капитальных вложений используется укрупнённые показатели стоимости на 1990 год. Для учёта изменения цен вводится коэффициент удорожания равный 18.
8. Инфляция не учитывается.

5.1 Расчёт радиально-магистральной сети
Стоимость сооружения линии Р составит :
Кр = К0р ∙ Lр ∙ Куд,
где, К0р - стоимость сооружения 1 км 2-х цепной ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС для III района по гололёду ;
Lр - протяжённость линии      ;  ∙ Куд - коэффициент удорожания.
Стоимость сооружения всех линий определяется аналогично. Результаты сводим в таблицу 10.
Таблица 10 -  Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Капитальные вложения в подстанции :
Стоимость сооружения ПС : КПС = К ∙ куд
где, К -  тыс.руб. - стоимость КТПБ, согласно варианта схемы.
Остальные подстанции рассчитаны аналогично, результаты сведены в таблицу 11.

Таблица 11 - Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети.  

   Общие капитальные вложения в сооружение  электрической сети :
К∑ = КВЛ + КПС
К∑ = 113523 + 25010 = 128533 тыс.руб.
Капитальные вложения по годам строительства : 60000 тыс.руб./год.
Остальные расчёты проведены в таблице 12.
Во вторую строчку таблицы помещают платежи в счёт погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-й шаг по 20% от суммы займа , то есть по 13707  тыс.руб./год.
В третью строку таблицы вписываются процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, так как были использованы только собственные средства. На шаге 1 проценты за кредит составляют 25% от капитальных вложений, сделанных на шаге 1 , поскольку это уже заёмные средства. Это составляет 7500 тыс.руб./год. Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2, то есть 17133 тыс.руб./год. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно, в результате постепенного погашения кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов ( то есть на 3427   тыс.руб./год ).
Четвёртая строка таблицы - для каждого шага определяется отчисления на обслуживание из расчёта 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы.
Пятая строка таблицы - тариф на электроэнергию.
Шестая строка таблицы - затраты на покупку электроэнергии :
ЗW = (∑РiTнб + ∆P∑τ)∙сэ∙к.
где, сэ - тариф на электроэнергию. На шаге 1 он  равен 1,11 руб./кВт∙ч ;
к - коэффициент, учитывающий изменение объёма покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2 он равен 0,5 и 0,8. На шаге 3 и на последующих шагах  к = 1,0.
На первом шаге затраты на покупку электроэнергии составят :
ЗW = (86,7∙6400 + 4,64∙4800)∙1,11∙0,5 = 318099 тыс.руб.
Седьмая строка таблицы - общие затраты.  Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвёртой и шестой строк.
Восьмая строка - результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Она определяется по формуле :
RW = ∑Pi ∙ Tнб ∙1,1 ∙ сэ ∙ к.
На первом шаге выручка от продажи электроэнергии потребителям составит :
Зw1 = 86,7∙6400∙1,1∙1,11∙0,5 = 338754 тыс.руб.
Для девятой строки рассчитывается приведенный эффект на каждом шаге, вычитая из предыдущего результата общие затраты (без капитальных вложений).
Десятая строка - коэффициент дисконтирования.
αn =  , где n - шаг дисконтирования
Коэффициент дисконтирования для шага  3 :
α3 =  =  = 0,658
Одиннадцатая строка - определяется на каждом шаге чистый дисконтированный доход.
На шаге 0 он отрицательный и равен  капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учетом дисконтирования) :
ЧДДn = ЧДДn-1+ ( Rn - Зn) αn
ЧДД1 = -60000 + (9555)∙0,8696 = -51691 тыс.руб.
Расчеты на остальных шагах производятся аналогично.
Чистый дисконтированный доход для варианта радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 41413 тыс.руб. Срок окупаемости Ток = 8 лет.

5.2 Расчет варианта сложно-замкнутой сети 110 кВ
Расчет стоимости сооружения линий и подстанций проводится аналогично.
Общие капитальные вложения для этого варианта составят :
К∑ = 132609 + 16236 = 148845 тыс.руб.
Расчеты экономической эффективности этого варианта произведены в таблице 13. , аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.
Чистый дисконтированный доход для варианта сети за все15 шагов составит   19015 тыс.руб. Срок окупаемости Ток = 9 лет.

5.3 Расчет варианта комбинированной сети 110кВ
Общие капитальные вложения для этого варианта составят:
К∑ = 122351 + 16952 = 139303 тыс.руб.
Остальные расчеты эффективности проведены в таблице 14. Аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.
Чистый дисконтированный доход для варианта комбинированной сети за все 15 шагов составит 24586 тыс.руб. Срок окупаемости Ток = 10 лет.
По полученным результатам наибольшей экономической эффективностью обладает вариант 4 - с радиально-магистральной сетью.

6. Уточнённый расчёт выбранного варианта

Уточненный расчет основных электрических режимов производим только для одного варианта, победившего в технико-экономическом сравнении. Целью расчета является определение точных значений потоков мощности в начале и в конце каждого участка и точных значений напряжений на шинах высокого напряжения на каждой подстанции. По сравнению с уже проведенным предварительным расчетом режима дополнительно учитываем зарядную мощность воздушных линий, потери мощности и потери напряжения в трансформаторах. Расчет производим для нормального режима наибольших нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима. Кроме того, во всех режимах проверяется достаточность регулировочного диапазона устройств РПН для обеспечения встречного регулирования напряжения на подстанциях потребителей. В заключение уточненного расчета уточняется необходимое количество компенсирующих устройств на подстанциях потребителей и определяется себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети.

6.1. Определение расчетных нагрузок подстанций

    Половины зарядных мощностей линий, примыкающих к подстанции ,

 рассчитываются по формуле:      

где - погонная емкостная проводимость линии, См /км.
1102 ∙ 2,69∙10-6∙88∙2 = 2,864 Мвар
Погонная реактивная проводимость линии b0 = 2,69 См/км для          ВЛ-110 кВ с проводом марки АС-120/19. Расчёт зарядных мощностей для остальных линий сведены в таблицу 12.

Таблица 12 - Расчёт зарядных мощностей радиально-магистральной сети.

6.1.1. Расчет нормального режима наибольших нагрузок

   Номер подстанции, установленный в ней трансформатор, марка, количество и каталожные данные  сведены в таблицу 13.
Таблица 13 - Каталожные данные трансформаторов подстанций

Нагрузочные потери на подстанциях:

∆SПС1∆PПС1j∆Q ПС1 =  ∙

 ∆SПС1=1/2∙0,12∙(26,77)2/162+j1/2∙10,5/100∙(26,77)2/16=0,12+j2,35 МВ∙А

Расчетная нагрузка ПС1 составит:

SрасчПС1 = Sнб1+2∆Px+j2∆Qx+∆Pпс1+j∆Qпс1 - j

SрасчПС1 = 25,66+j5,4 МВА
Расчетные нагрузки остальных подстанций определены аналогично. Результаты сведены в таблицу 14.

Таблица 14 - Расчётные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

Sk3-1= S1 = 5,94+j0,31 МВ∙А
∆S3-1 = (S2-1)2/U2ном ∙ (Z2-1)
∆Sk3-1 =(5,942+j0,312) /1102 ∙ (10,58 +j30,9) = 0,005 + j0,015 МВ∙А
S"3-1= Sk2-1+∆S2-1;
S"3-1 = 5,94+j0,31+0,005+j0,015 = 5,95+j0,325 МВ∙А
Расчеты по остальным участкам производятся аналогично.
Результаты  помещаем в таблицу 15 и на расчетную схему   рисунок  15.

Рисунок 15 - Расчетная схема для режима наибольших нагрузок

Общие потери мощности в этом режиме : ∆P∑ 5,07 МВт.
Расчет потери напряжения и напряжения на шинах 110 кВ  всех потребителей :  ∆Ui =  ( Pi"∙Ri+Qi"∙Xi ) / Uнач  
Здесь Uнач – напряжение в начале участка; для начала первого участка равно напряжению источника. Напряжение источника равно 1,01 от Uном, т.е.111,1 кВ.
∆U2 = (57,76∙3,87+26,52∙12,56) / 111,1 = 5,1 кВ
Напряжение на шинах ближайшего потребителя:
U2 = Uнач - ∆U1 ;
U2 = 111,1 - 5,1= 106 кВ
Достаточность регулировочного диапазона устройств РПН
Для этого на ПС сначала определяется низшее напряжение, приведенное к высшему:
U΄н ПС = Uв ПС/2+ Uв ПС /2)2 – (Рнг∙Rпс+Qнг∙Xпс )
U΄н ПС2 = 106/2+  = 102,7 кВ
Принимается желаемое напряжение  на шинах низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 5% выше номинального значения, то  есть 10,5 и 6,3 кВ, и определяется желаемый коэффициент трансформации:

Kтр.жел =   ;   Kтр.жел ПС =  = 9,7
По каталожным данным трансформатора определяется номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации:
nотв = ()/∆U*отв ;
nотв = (9,7∙10,5/115-1) / 0,0178 = -5,79 ≈ -6
Полученное значение nотв округляется до ближайшего целого числа n. Определяется действительное напряжение на шинах  низшего напряжения ПС в режиме наибольших нагрузок:
Uн дейст =  ;
Uн дейст = 102,7∙10,5 / 115∙(1+(-6)∙0,0178) = 10,53 кВ

Таблица 16 - Проверка достаточности диапазона РПН

Как видно из таблицы, все трансформаторы  обеспечивают нужный уровень напряжения в режиме максимальных нагрузок сети.

6.3.Уточненный расчет режима наименьших нагрузок

Согласно заданию, активная мощность снижается на 40%, а tgϕ   
Рнм ПС2 =(1-0,4)Рнб ;        Рнм ПС2 = (1- 0,4) ∙ 27,2 = 16,32 МВт

Q нм ПС2= Рнм ПС2 ∙ tg ( +0,03) ;  Q нм ПС2=9,43∙tg(27,2/ 16,32 +0,03) =                  
= 9,43∙tg(-0.084) = 0,28 Мвар

Расчет электрического режима сети и проверка достаточности регулировочного диапазона РПН выполняются аналогично п.6.2.
Результаты расчета сведены в таблице 17 и рисунке 16.

Рисунок 16 - Расчетная схема для режима наименьших нагрузок

Таблица 17- Расчетные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок

                                                                                                                         
Общие потери мощности в этом режиме:P∑0,244 МВт

Таблица 18 -Расчет режима наименьших нагрузок

Таблица 19 - Проверка достаточности диапазона РПН

Как видно, диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме.
6.4 Уточненный расчет послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбирается режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт максимально загруженного участка А-4 и Т-2. Расчетные нагрузки ПС-3,  ПС-1  остаются такими же, как в нормальном режиме наибольших нагрузок. Расчетные нагрузки ПС4 и ПС-2 изменяются за счет уменьшения зарядных мощностей отключенных  ВЛ:
Sрас 2 = Sрас 2 нор + jQзар Т-2/2 =10,57 - j0,75 + j4,31 =10,57 + j3,56
Sрас 4 = Sрас 4 нор + jQзар Т-4/2 =26,53 + j10,88 + j3,11= 26,53 + j13,99
Расчетная схема сети для этого режима – на рисунке 17, результаты  расчета – в таблице 20 и 21.

            
Рисунок 17 - Расчетная схема для после аварийного режима

        
Рисунок 17 - Расчетная схема для после аварийного режима

Общие потери мощности в этом режиме:∆P∑1,579 МВт.

РПНы подстанций  обеспечивают необходимое напряжение у  потребителей

7. Уточнение количества компенсирующих устройств и определение себестоимости передачи электроэнергии

Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках    для  нормального режима наибольших нагрузок:
Р∑ = РʺА-Т + РʺА-4 =  57,76+31,61-37 = 52,43 МВт
Q∑ = QʺА-Т + QʺА-4 -∑Qзар.гол./2 = -12,1+5,78+26,52 – (10,2 - 5,57) = 14,7 Мвар

 Определяем реактивную мощность энергосистемы:
Qc = Рc ∙ tgϕc = 52,43 ∙ 0,39 = 20,44 Мвар
Так как  Qc > Q∑, то принимаем решение уменьшить общее количество компенсирующих устройств на:
n =  (Qc -  Q∑ )/ Qед = (20,44 – 14,7)/0,9 = 6,6 ≈ 7 штук
Определяем себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети (значения взяты из таблицы 12- расчета ЧДД ) :
Ио = 7712 тыс.руб./год
Иа = αа ∙ К∑ = 0,11 ∙ 128533 = 14138 тыс. руб.
И∆w = ∆Р∑ ∙ τ ∙ cэ = 4,64 ∙ 4800 ∙ 1,2 = 26726 тыс. руб.
Wгод = Р∑ i  ∙ Tнб = 86700 ∙ 6400 = 5,5∙108 кВт∙ч/год
Сп э = (Ио + Иа + И∆w) / И∆w = (7712+14138+26726) / 5,5∙108 =
=0,088 руб/кВт∙ч

Литература

1. Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций и указания по их применению (№ 14198 тм - т. 1). М.: Энергосетьпроект, 1993. 75 с.
2. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергоатомиздат, 1985. 220 с.
3. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов/ Под ред. В.М. Блок. М.: Высшая школа, 1990. 388 с.
4. Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700. Саратов: СГТУ, 1998. 94 с.
5. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. 592 с.
6. Боровиков В.А., Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. Л.: Энергия, 1977. 391 с.
7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и М.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. 349 с.
8. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование. Минск.: Высшая школа, 1988. 308 с.
9. Правила устройства электроустановок (ПУЭ)/ Главгосэнергонадзор России. М.: Изд-во ЗАО "Энергосервис", 1998. 610 с.
10. Электрическая часть станций и подстанций/ Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев. М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 с.
11. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Т.1. Электроснабжение/ Под общ. ред. А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1986. 586 с.

12. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М.: Информэлектро, 1994.