Расчет и анализ режимов электроэнергетической системы в Сахалинском крае, страница 6

Линия	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
П2-П3	801	2,8	22,4
П3-П5	843,7	2,8	23,6

 тыс.руб.

Табл.  Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы Б

Номер подстанции	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
ПС 2	1736	8,4	145,8

 тыс.руб.

Потери электроэнергии:

Табл.  Стоимость потерянной в линиях схемы Б электроэнергии

Линия	, МВт×ч ×105	, МВт	, ч	, ч/год	, кВ	, Ом	, МВт	, МВт×ч	, тыс. руб.
П2-П3	2,07	36	5757	4287	110	9,68	1,15	4924,9	49,2
П3-П5	1,116	20	5578	4072	110	10,19	0,37	1519,9	15,2

Суммарная стоимость потерянной в линиях электроэнергии:

 тыс.руб.

Табл.  Стоимость потерянной в трансформаторах схемы Б электроэнергии

Номер ПС	Тип транс- форматоров	, кВт	, кВт	, МВт×ч ×105	, МВт	, ч	, ч/год	, МВт×ч	, тыс. руб.
ПС 2	АТДЦТН-125000/ 220/110	80	290	9,19	160	5744	4272	2620	26,2

Суммарная стоимость потерянной в трансформаторах электроэнергии:

 тыс.руб.

Суммарные издержки:

Суммарные издержки на ВЛЭП  тыс.руб;

Суммарные издержки на ПС  тыс.руб;

Суммарные издержки  тыс.руб.

Затраты:

 тыс.руб.

Сравнение затрат:

, следовательно, схемы экономически равноценны. Так как потери электроэнергии и приведенные затраты для схемы А меньше, для дальнейших расчётов выбираю её.

Вывод:

Проведенный технико-экономический расчёт позволил окончательно выбрать  наиболее рациональный вариант схемы сети.

Математическое моделирование элементов сети

В данной главе рассматривается моделирование всех элементов электрической сети: воздушных линий, трансформаторов, реакторов, нагрузок и источников.

Для рассматриваемой сети составляется схема замещения из многополюсников (рис.), которые моделируют следующие элементы:

   МП512, 523 – половинки ВЛ ТЭС-П1 500 кВ;

   МП 534, 2534 – две цепи ВЛ П1-С 500 кВ;

   МП 267, 2267 – две цепи ВЛ 220 кВ;

   МП 1910, 21910, 1912, 21912, 1914, 21914 – две цепи ВЛ 110 кВ;

   МП 365, 2365, 798, 2798 – автотрансформаторы 500 и 220 кВ соответственно;

   МП 1011, 21011, 1213, 21213, 1415, 21415 – двухобмоточные трансформаторы 110 кВ;

   МП 5511, 5512 – линейные регулировочные трансформаторы;

   МП 10, 30, 40 – группы однофазных реакторов (МП31, 41 на схеме не показаны);

   МП 30001, 30004 – малые сопротивления ТЭС и системы.

Воздушные линии

Линии 110 кВ выполняются на двухцепных свободностоящих железобетонных опорах ПБ110-2 ([4], табл.4-4-8, рис.4-14а).

 

 По  ([4], табл.4-6-1, 4-6-2) для линий напряжением 110 кВ необходима гирлянда из 7 изоляторов ПС120-А высотой мм, где H = 138 мм – высота одного изолятора.

Из ([4], табл.4-5-5) радиус провода АС 70/11 r_Ф = 5,7 мм, троса АС 70/72 (данные по тросам С50-С70 отсутствуют) – 7,7 мм. Эквивалентный радиус провода расщепленной фазы для ВЛ 500 кВ: мм, где а = 400 мм – среднее геометрическое расстояние между проводами в фазе ВЛ 500 кВ, n = 3 – количество проводов в фазе.

Высота подвески фазы определена по формуле , где h – высота точки крепления изолятора на опоре; стрела провеса .

Аналогично рассчитываются параметры  ВЛ 220 и 500 кВ:

Табл.Конструктивные параметры ВЛЭП