Расчёт основных технико-экономических показателей сети

 

3.4. Выбор мощности и числа трансформаторов на подстанциях.

Для двухтрансформаторной ПС при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора принимается равной 0,7 Р_макс, т.е.

Shom,t ⁼ 0,7* Рмакс (3.4.1.)

ПС1: S_H0M,T= 0,7 * 39 = 27,3 MBA;

ПС2: S„_om,t= 0,7 * 61 = 47,2 MBA

При наличии резервирования (часть нагрузки ПС, резервированная по сетям вторичного напряжения) мощность каждого трансформатора должна быть равной 0,7Р_ав, но не менее Р_макс / 2. 

Рав Рмакс " Ррез» (3.4.2.)

нагрузка ПС в послеаварийном режиме выхода одного трансформатора.

Si > Рмакс/2 (3.4.3.)

ПС1: S_T> 19,5 MBA ПС2: S_x > 30,5 MBA

S_aB>l,4S_H0M (3.4.4.)

ПС1: S_aBnci = 1.4 S_H0M nci = 1,4 * 27,3 = 38,22 MBA ПС2: SgB nc2 = 1 -4 S„_0M пег = 1,4 * 42,7 = 59,78 MBA

Параметры трансформаторов

Данные по трансформаторам сводим в табл. 3.4.1.

н зс	Номер ПС	Нагруз	Мощность и тип трансформаторов	Кол-во	Каталожные данные
cd S		ка ПС,		трансфо	U„0M обмоток, кВ		АРкз, кВт	АРхх, кВт	1хх, %
§■ 0Q		МВТ		рматоров	ВН	НН
1	ПС1	39	ТРДН-32000/ 150	2	158	6,3-6,3; 10,5-10,5	145	35	0,70
	ПС2	61	ТРДН-63000/ 150	2	158	6,3-6,3; 10,5-10,5	235	59	0,65
2	ПС1	39	ТРДН-40000/ 110	2	115	6,3-6,3; 10,5-10,5	172	36	0,65
	ПС2	61	ТРДН -63000/110	2	115	6,3-6,3; 10,5-10,5	260	59	0,6

Таблица 3.4.1.

 

3.5. Выбор схемы подстанций.

Главная схема электрических соединений ПС должна отвечать следующим требованиям:

обеспечивать надежное электроснабжение потребителей;

обеспечивать надежность транзита мощности через ПС;

быть простой, гибкой и экономичной в эксплуатации;

автоматически восстанавливать питание потребителей в аварийном режиме;

учитывать возможности развития распределительных устройств (РУ) всех напряжений.

Главные схемы электрических соединений ПС должны выбираться с использованием типовых схем .

Вариант 1. Кольцевая схема. Для подстанции кольцевой сети с одним источником питания и напряжением 150 кВ рекомендуются мостиковые схемы на стороне ВН. 

Рис. 3. 5.1 Схема подстанции кольцевого варианта сети.

 

Для сохранения транзита по кольцевой схеме при ремонте или ревизии выключателя в схеме предусмотрена ремонтная перемычка из двух разъединителей Р1 и Р2. нормально один из разъединителей перемычки Р1 отключен. Если этого не сделать, то при КЗ в любой линии отключаются обе линии.

Вариант 2 Радиальная схема с двумя тупиковыми подстанциями.

 

Для таких схем рекомендуется применять блочные схемы без выключателей на стороне ВН. Для этих вариантов используем два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Повреждения, возникающие в сети, отключаются головными выключателями, установленными на узловых подстанциях.

Для отключения головного выключателя питающей линии при повреждении трансформатора используется короткозамыкатель (для создания устойчивого КЗ, на которое способна реагировать защита головного выключателя), или выполняется передача отключающего импульса по специальным каналам на головную подстанцию. Отделитель служит для автоматического отключения поврежденного трансформатора.

Перед отделителем устанавливается разъединитель. Пружины приводов отделителя действуют только на отключение. Включение присоединения под напряжение производится разъединителем при заранее включенном отделителе. Для обеспечения питания двух трансформаторов по одной линии, или участка двухцепной линии от одной цепи предусмотрена ремонтная перемычка из двух разъединителей.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов сети и выбор наилучшего. Вариант 1- кольцевой.

Подстанции ПС1 и ПС2 - проходные (схема «мостик»), на ПС1- 2 трансформатора ТРДН -32000/150, на ПС2 - 2 трансформатора ТРДН- 63000/150, линия JI1- 30 км, марка провода 185/29, J12 - 45 км (АС-185/29), J13 -75 км (AC-120/19), U_HOm⁼ 150 кВ, электрическая сеть выполнена воздушными одноцепными линиями на железобетонных опорах, район по гололёду II.

Вариант 2 - радиальный.

Подстанции ПС1 и ПС2 - тупиковая , на ПС1- 2 трансформатора ТРДН - 40000/110, на ПС2 - 2 трансформатора ТРДН- 63000/110, линия JI1- 30 км, марка провода 150/24, JI2 - 45 км (АС-185/29), U_H0M ⁼ 110 кВ, электрическая сеть выполнена воздушными двухцепными линиями на железобетонных опорах, район по гололёду II.

Важнейший технико-экономический показатель - это капитальные вложения (К), т.е. расходы, необходимые для сооружения сетей, станций, энергетических объектов. Для электрической сети

К = Кл + Кпс, (4.1.)

где Кл - капитальные вложения на сооружение линий, руб.; Кпс - капитальные вложения на сооружение подстанций, руб.

Затраты на сооружение линии:

К_л = К₀ + L (4.2.)

где Ко - стоимость 1 км воздушных линий, руб., L - длина линии, км .

Вариант 1:U_hom⁼150kB

К_л = К_Л(А1)+К_л(А2)+Кл(12)= 38 * 30 + 38 * 45 + 34 * 75 = 5400 тыс.руб.

Вариант 2: U_H0M⁼1 ЮкВ Кл = 4710 тыс. руб.

Капитальные вложения в ПС зависят от многих факторов. В данной работе в стоимость подстанций учитывается четыре составляющие:

Кис ⁼ Кру + Кт + Кку + Кпост (4*3.)

Кру - затраты в распределительные устройства (РУ);

Кт - затраты по силовым трансформаторам ;

Кку - затраты по компенсирующим устройствам и реакторам;

Кпост - постоянная часть затрат.

Одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Затраты на силовые трансформаторы (Кт):

Вариант I.

ПС1: 2 х ТРДН-32000/150 S„_0M = 32 MBA ПС2: 2 х ТРДН-63000/150 S„_OM = 63MBA

Uhom обмОТОК 150/10

Кт = 2*292 + 2*380 = 1344 тыс.руб.

Вариант 2.

ПС1: 2 х ТРДН-40000/110 Shom = 40MBA ПС2: 2 х ТРДН-63000/110 Shom = 63 MBA Uhom обмоток 110/10

Кт = 2*292 + 2*360 = 1304 тыс.руб.

Стоимость ячейки с выключателем (Кру):

Вариант 1.

ОРУ 150 кВ для схемы 5Н- 235 тыс.руб.

Кру = 2*235 = 470 тыс.руб.

Вариант 2.

ОРУ 110 кВ для схемы 4Н-198 тыс.руб.

Кру = 396 тыс.руб.

Постоянная часть затрат (Кпост):

Вариант 1.

Кпост = 2*430 = 860 тыс.руб.

Вариант 2.

Кпост =720 тыс.руб.

Общие капитальные затраты на подстанции.

Вариант 1.

Кпс = Кру + Кт + Кпост

К_ПС1= 470+ 1344+ 860 = 2674 тыс.руб.

Вариант 2.

К_ПС2 ⁼ 2393 тыс.руб.

Общие капитальные вложения.

Вариант 1.

К! = 5400 + 2674 = 8074 тыс.руб.

Вариант 2.

Ki = 7103 тыс.руб.

Результаты сведены в таблицу 4.1.

Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года:

И = Ил + Ипс + Идэ (4.4.)

И = (ад.л + ар.л +а о.л)* Кл /100 + (а д.пс + ар.пс ^{+ а}о.пс) * Кпс /100 + Идэ

Где Ил, Ипс - эксплуатационные расходы для линий и подстанций, руб./год; Идэ - стоимость потерь электроэнергии, руб./год; <ха.л> ар.л, а<э.л " ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в относительных единицах, 1/год; «а.пс» ар.пс, ао.пс - то же применительно к ПС.

Эксплуатационные расходы на ЛЭП:

Вариант 1: Ил = (6+ 0,4 + 0,4) * 5400/ 100 = 367,2 тыс.руб.

Вариант 2: Ил = (6 + 0,4 + 0,4) * 4710 / 100 = 320 тыс.руб.

Эксплуатационные расходы на ПС:

Вариант 1: Ипс ⁼ (6,7+ 2,9 + 2,6) * 2674 / 100 = 326,23 тыс.руб.

Вариант 2: Ипс ⁼ (6,7+ 2,9 + 3,0) * 2393 / 100 = 301,52 тыс.руб.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии:

Идэ = Вкр * АЭ, (4.5.)

Где В - стоимость потерь 1 кВт*ч электроэнергии (для европейской части можно принять 1,7 коп/кВт*ч), АЭ - потери электроэнергии в элементах сети, которые состоят из потерь

энергии в линиях и потерь энергии в трансформаторах подстанции, потери энергии в воздушных линиях электропередач:

ЛЭл ⁼ ДРмакс * "Г маке i (4.6.)

Где т_макс - время максимальных потерь, ч; АР_Макс - потери мощности при максимальной нагрузке, МВт.

ДРмакс = ((Рк² + Qk²) / U„_0M²) * R-л, (4.7.)

где Р_к и Q_K - соответственно активная и реактивная мощности в конце линии, МВт; Ы_л - активное сопротивление линии, Ом.

Активное сопротивление линии:

Кл ⁼ Ro + L, (4.8.)

Где Ro - удельное сопротивление линии, Ом/км.

Вариант!.

Р макс^-Р макс(А1)"*"Р макс(А2)~^~Р макс( 12)

Рмакс=(49,5²+40,9²)*0,62*30/150 +(50,5/085)²*0,162*45/150²+(10,5/0,85)²*0,249*75/150²= =2,11 МВт

Wc = (0,124+Тмакс 10'⁴)²*8760=(0,124+4000* 10'⁴)²*8760=2405 ч.

АЭ_Л= 2,11 *2405=5074,6* 10³ кВт*ч

Вариант 2.

В этом варианте линии двухцепные, поэтому сопротивление будет в два раза меньше, чем у одноцепной линии :Rji =Ro*L/2

Рмакс=2,4 МВт

Тмакс =2405 ч.

ДЭ_Л=5772*10³ кВт*ч

Затраты на возмещение потерь:

Вариант 1: Идэ1 = 5074,6*10³* 1,7*70= 6 тыс.руб.

Вариант 2: Идэ2 - 7 тыс.руб.

Общие эксплуатационные расходы (издержки):

Вариант 1: И1 =367,2+326,23+6 = 699,43 тыс.руб.

Вариант 2: И2 = 628 тыс.руб.

Приведенные затраты:

3 = рК +И, (4.9.)

где К - капитальные вложения, руб., необходимые для сооружения сети; И - ежегодные эксплуатационные издержки, руб./год; р - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, р = 0,12, 1/год.

Вариант 1: 3) = 0,12 * 8074 + 699,43 = 1668,3 тыс.руб.

Вариант 2: 3₂ = 1480 тыс.руб.

Сопотовление двух вариантов сети:

3, - 3₂ = АЗ = (1668,3-1480) / 1480* 100 % = 0,12 * 100 % = 13 % < 15 %

Результаты сведены в таблицу 4.1.

Вывод: по результатам расчёта варианты равноэкономичны. Дальнейшие расчёты режима сети выполняются для варианта 2 - радиальной электрической сети для электроснабжений потребите.

Таблица 4.1.Технико-экономические показатели сравнения двух вариантов

Показатели	Единицы	Номер варианта
	измерения	1	2
Капитальные затраты (К)	тыс.руб.
Стоимость 1 км.линии,на железобетонных опорах
с проводом марки АС- 185 одноцепной, длина 75 км двухцепной, длина 45 км		38	66
провод АС-150, длина 30 км двухцепной провод АС-120, длина 75 км одноцепной		34	57
Суммарная стоимость линий (Кл)		5400	4710
Стоимость ячейки ОРУ с выключателем
ПС 1 ПС 2		235 235	198 198
Затраты на силовые трансформаторы(Кт)
ПС 1 ПС 2		292 380	292 360
Постоянная часть затрат
ПС 1 ПС 2		430 430	360 360
Суммарные затраты на ПС (Кпс)		2674	2392
Суммарные затраты на сеть (К)	тыс.руб.	8074	7102
Ежегодные издержки(И)	тыс.руб.
Отчисления на амортизацию, ремонт, обслуживание :
линий (Ил)		367,2	320
Подстанций (Ипс)		326,23	301,52
Стоимость потерянной энергии (ИАэ)		6	7
Суммарные ежегодные издержки (И)	тыс.руб.	699,43	628
Приведенные затраты (3)	тыс.руб.	1668	1480
Д3= 13% <15%