Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

Выбор схемы сети по протяженности и длине трассы

Возможные варианты схем предоставлены ниже.

Результаты вычислений длин линий и трасс введем в таблицу 1.

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

Вариант 5

Вариант 6

Таблица 1

Суммарные длины линий и трасс.

Произведем проверку следующих вариантов: №3, 4 и 2

Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения:                                                      DU_нб £ D U_доп.

Проверка производится в двух режимах работы сети – максимальном и аварийном.

Допустимые потери D U_доп принимаются равными 13-15% от U_н сети в максимальном режиме и 17-20% – в аварийном.

Мощности в узлах сети:

= (36+j 21,946) МВА,                        S_н1= 42,162 МВА,

= (18+j 10,973) МВА,                        S_н2= 21,08 МВА,

= (20+j 12,192) МВА,                        S_н3= 23,423 МВА,

= (30+j 18,288) МВА,                        S_н4= 35,135 МВА,

= (10+j 6,096) МВА,                          S_н5= 11,711 МВА.

Проверка варианта 3

Режим максимальных нагрузок.

Рассекаем кольцо 1-3-2-5-4 в точке 1.

Распределение мощности:

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке 1-4:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

= ;              S_1-3= 46,507 МВА,

= ;              S_3-2= 23,085 МВА,

= ;                  S_2-5= 2,004 МВА,

= ;                 S_4-5= 9,708 МВА,

= ;              S_1-4= 44,842 МВА,

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе U_ном=110 кВ.

Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

,

где S_ij – полная мощность, протекающая в линии i-j,

  n – количество параллельных цепей в линии i-j,

  U_ном – номинальное напряжение на участке i-j.

 А,

 А,

 А,

 А,

 А,

Расчётное сечение провода воздушной линии определяется по закону экономической плотности тока j_эк:                                                            

где I_max - максимальный рабочий ток; А; n – число цепей в воздушной линии.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода F_станд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в аварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=5300 ч/год.

Следовательно, j_эк=1 А/мм² (Идельчик. Электрические сети и системы. стр. 266).

Условие потерь на корону при U_ном=110 кВ имеем F_min=70 мм²,

                                          при U_ном=220 кВ имеем F_min=240 мм².

Сечения проводов:

мм²,               выбираем провод АС-240,

мм²,                 выбираем провод АС-150,

мм²,                    выбираем провод АС-70,

мм²,                   выбираем провод АС-150 (AC-70 не проходит),

мм²,               выбираем провод АС-240,

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.

Обрыв участка 1-4:

Распределение мощности:

(30+j 18,288) МВА,

(30+j18,288)+(10+j6.096)=(40+j24.384) МВА,

(40+j24.384)+(18+j10.973)=(58+j35.357) МВА,

(58+j35.357)+(20+j12.192)=(78+j47.549) МВА,

Мощности, протекающие в линиях:

= (30+j 18,288) МВА,                      S_4-5=35.135 МВА,

= (40+j24.384) МВА,                       S_2-5=46.846 МВА,

= (58+j35.357) МВА,                       S_3-2=67.927 МВА,

= (78+j47.549) МВА,                        S_1-3=91.35 МВА,

Ток в линиях в аварийном режиме:

479,463 А,

356,524 A,

245,878 А,

184,411 А,

Обрыв участка 1-3:

Схема принимает вид:

Распределение мощности:

(20+j12,192) МВА,

(20+j12.192)+(18+j10.973)=(38+j23,165) МВА,

(38+j23,165)+(10+j6.096)=(48+j29,261) МВА,

(48+j29,261)+(30+j18.288)=(78+j47,549) МВА,

Мощности, протекающие в линиях:

= (20+j12,192) МВА,                       S_2-3=23,423 МВА,

= (38+j23,165) МВА,                       S_2-5=44,504 МВА,

= (48+j29,261) МВА,                       S_4-5=56,216 МВА,

= (78+j47,549) МВА,                        S_1-4=91,35 МВА,

Ток в линиях в аварийном режиме:

122,939 А,

233,585 А,

295,057 А,

479,463 А,

Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:

I_{max 1-3}=479,463 А,            провод АС-240                I_доп=610 А,

I_{max 3-2}=356,524 А,            провод АС-150                I_доп=450 А,

I_{max 2-5}=245,878 А,            провод АС-704                I_доп=265 А,

I_{max 4-5}=295,057 А,            провод АС-150                I_доп=450 А,

I_{max 1-4}=479,463 А,            провод АС-240                I_доп=610 А.

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

Для нахождения потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая DU_нб сравнивается с DU_доп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди аварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину. В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения. В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен, как правило, обрывом одного из головных участков.

= ;              S_1-4= 44,842 МВА,

Падение напряжения в нормальном режиме.

Участок 1-3.

Провод АС-240,     l=30 км,     R₀=0,121 Ом/км, Х₀=0,435 Ом/км.

R_Л= R₀l=0,121×30=3,63 Ом,                      Х_Л= Х₀l=0,435×30=13,05 Ом.

Р= МВт,        Q= Мвар.

4,182 кВ.

0,649 МВт.

Участок 3-2.

Провод АС-150,     l=18 км,     R₀=0,198 Ом/км, Х₀=0,41 Ом/км.

R_Л= R₀l=0,198×18=3,564 Ом,                    Х_Л= Х₀l=0,41×18=7,38 Ом.

Р= МВт,        Q= Мвар.

1,445 кВ.

0,157 МВт.

Участок 2-5.

Провод АС-70,       l=48 км,     R₀=0,428 Ом/км, Х₀=0,444 Ом/км.

R_Л= R₀l=0,428×48=20,544 Ом,                  Х_Л= Х₀l=0,444×48=21,312 Ом.

Р= МВт,          Q=1,043 Мвар.

0,522 кВ.

0,007 МВт.

Участок 4-5.

Провод АС-150,     l=44 км,     R₀=0,198 Ом/км, Х₀=0,41 Ом/км.

R_Л= R₀l=0,198×44=8,712 Ом,                    Х_Л= Х₀l=0,41×44=18,04 Ом.

Р= МВт,         Q=5.053 Мвар.

1,485 кВ.

0,068 МВт;

= ;              S_1-4= 44,842 МВА,

Участок 1-4.

Провод АС-240,     l=33 км,     R₀=0,121 Ом/км, Х₀=0,435 Ом/км.

R_Л= R₀l=0,121×33=3,993 Ом,                    Х_Л= Х₀l=0,435×33=14,355 Ом.

Р= МВт,       Q=23.341 Мвар.

4,436 кВ.

0,664 МВт;

DU_S1-3-2-5=4,182+1,445+0,522=6,149 кВ,

DU_S1-3-2-5% 5,59 %,

DU_S1-4-5=4,436+1,485=5,921 кВ,

DU_S1-4-5% 5,38 %.

DU_нб=DU_S1-3-2-5%=1,25% < DU_доп=15 %.

Падение напряжения в аварийном режиме.

Обрыв участка 1-4:

Мощности, протекающие в линиях:

= (30+j 18,288) МВА,                      S_4-5=35.135 МВА,

= (40+j24.384) МВА,                       S_2-5=46.846 МВА,

= (58+j35.357) МВА,                       S_3-2=67.927 МВА,

= (78+j47.549) МВА,                        S_1-3=91.35 МВА,

Участок 4-5.

R_Л=8,712 Ом,           Х_Л=18,04

Р=30 МВт,                Q=18,288 Мвар.

5,375 кВ.

Участок 2-5.

R_Л=20,544 Ом,         Х_Л=21,312 Ом

Р=40 МВт,                Q=24,384 Мвар.

12,195 кВ.

Участок 3-2.

R_Л=3,564 Ом,           Х_Л=7,38 Ом.

Р=58 МВт,                Q=35,357Мвар.

4,251 кВ.

Участок 1-3.

R_Л=3,63 Ом,             Х_Л=13,05 Ом R_Л.

Р=78 МВт,              Q=47,549Мвар.

8,215 кВ.

DU_S1-3-2-5-4=8,215+4,251+12.195+5,375=30,036 кВ,

DU_S1-3-2-5-4% 27,3 %.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в нормальном режиме, но не проходит в аварийном режиме.

Далее рассмотрим участок РЭС-1.

Мощность, протекающая в линии:

+( )+(36+j21,946)=

=(114+j69,495) МВА.

Полная мощность:    =(114+j69,495) МВА,  S_РЭС-1=133,512 МВА.

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе U_ном=110 кВ.

Ток в линии в режиме максимальных нагрузок:

350,378 А.

Сечение провода:

350,378 мм²,

При напряжении 110 кВ сечение провода по j_эк не должно быть больше 300 мм², поэтому рассмотрим возможность использования для проектируемого района напряжения 220 кВ.

 А,

 мм²,                    выбираем провод АС-185,

Выбранное сечение провода необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.

Ток в линии в аварийном режиме при обрыве одного провода:

350,378 А,     провод АС-240  I_доп=610 А.

Выбранный провод прошел проверку по допустимому току в аварийном режиме.

Провод АС-240,     l=42 км,     R₀=0,121 Ом/км, Х₀=0,435 Ом/км.

R_Л= R₀l= 0,121×42=2,541 Ом,               Х_Л= Х₀l= 0,435×42=9,135 Ом.

Р=114 МВт,            Q=69,495 Мвар.

4,202 кВ.

0,936 МВт.

Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов в двухцепной линии.

Провод АС-240,  l=36 км,     R₀=0,121 Ом/км,  Х₀=0,435 Ом/км.

R_Л= R₀l=0,121×42=5,082 Ом,   Х_Л= Х₀l=0,435×42=18,27 Ом

Р=114 МВт,            Q=69,495 Мвар.

8.404 кВ.

3,82 %.

Результаты расчетов для варианта 3.

Участок	РЭС-1	1-3	3-2	2-5	4-5	1-4
Uном, кВ	220	110	110	110	110	110
I, А	175,189	244,098	121,165	10,518	50,954	235,359
Jэк, А/мм2	1	1	1	1	1	1
Fрасч, мм2	175,189	244,098	121,165	10,518	50,954	235,359
Fст, мм2	240	240	150	70	150	240
Марка провода	АС-240	АС-240	АС-150	АС-70	АС-150	АС-240
Iдл.доп, А	610	610	450	265	450	610
l, км	42	30	18	48	44	33
R0, Ом/км	0,121	0,121	0,198	0,428	0,198	0,121
Х0, Ом/км	0,435	0,435	0,41	0,444	0,41	0,435
Rл, Ом	2,541	3,63	3,564	20,544	8,712	3,993
Хл, Ом	9,135	13,05	7,38	21,312	18,04	14,355
Р, МВт	114	39,711	19,711	1,711	8,289	38,289
Q, Мвар	69,495	24,208	12,016	1,043	5,053	23,341
	4,202	4,182	1,445	0,522	1,485	4,436
	0,936	0,649	0,157	0,007	0,068	0,664

Проверка варианта 4

Результаты расчетов для варианта 4.

Участок	РЭС-1	РЭС-2	3-2	1-3	3-5	3-4
Uном, кВ	220	220	220	220	110	110
I, А	136,192	91,245	35,922	25,545	30,73	92,205
Jэк, А/мм2	1	1	1	1	1	1
Fрасч, мм2	136,192	91,245	35,922	25,545	30,73	92,205
Fст, мм2	240	240	240	240	70	70
Марка провода	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-70	АС-70
Iдл.доп, А	610	610	610	610	265	265
l, км	42	64	18	30	44	21
R0, Ом/км	0,121	0,121	0,121	0,121	0,428	0,428
Х0, Ом/км	0,435	0,435	0,435	0,435	0,444	0,444
Rл, Ом	2,541	7,744	2,178	3,63	18,832	8,988
Хл, Ом	9,135	27,84	7,83	13,05	18,04	9,324
Р, МВт	44,312	29,688	11,688	8,312	10	30
Q, Мвар	27,013	18,098	7,125	5,067	6,096	18,288
	3,267	3,335	0,369	0,438	1,398	2,03
	0,283	0,193	0,008	0,007	0,106	0,458

Результаты расчетов для варианта 2.

Участок	РЭС-1	РЭС-2	2-5	1-3	1-4
Uном, кВ	110	110	110	110	110
I, А	264,318	86,057	30,733	61,469	92,205
Jэк, А/мм2	1	1	1	1	1
Fрасч, мм2	264,318	86,057	30,733	61,469	92,205
Fст, мм2	240	95	70	70	95
Марка провода	АС-240	АС-95	АС-70	АС-70	АС-95
Iдл.доп, А	610	330	265	265	330
l, км	42	64	18	30	21
R0, Ом/км	0,121	0,306	0,428	0,428	0,306
Х0, Ом/км	0,435	0,434	0,444	0,444	0,434
Rл, Ом	2,541	9,792	3,852	6,42	3,213
Хл, Ом	9,135	13,888	3,996	6,66	4,557
Р, МВт	86	28	10	20	30
Q, Мвар	52,426	17,069	6,096	12,192	18,288
	6,34	4,848	1,524	1,905	2,567
	1,066	0,87	0,116	0,291	0,515

Технико-экономическое сравнение вариантов

На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам, Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:

где: S_mах - максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы,

Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 4

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

потери короткого замыкания для данного АТ:

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1:  тыс. руб.

п/ст 2:  тыс. руб.

п/ст 3:  тыс. руб.

п/ст 4:  тыс. руб.

п/ст 5:  тыс. руб.

 тыс.руб

3) Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на проектирование. Выбираем железобетонные опоры – двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ.

К_л. = К_л.уд∙l_л. , тыс. руб.

Участок РЭС-1: U_nom = 220 кВ, l = 42 км, АС-240; К_л.уд = 16,4 тыс. руб

Участок РЭС-2: U_nom= 220 кВ, l = 64 км, АС 240; К_л.уд = 16,4 тыс. руб.

Участок 2-3: U_nom = 220 кВ, l = 18 км, АС-240; К_л.уд = 16,4 тыс. руб

Участок 1-3: U_nom = 220 кВ, l = 30 км, АС-240; К_л.уд = 16,4 тыс. руб

Участок 3-4: U_nom = 110 кВ, l = 21 км, АС-70; К_л.уд = 15,8 тыс. руб

Участок 3-5: U_nom = 110 кВ, l = 44 км, АС-70; К_л.уд = 15,8 тыс. руб

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2

Тогда тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение

На п/ст. 1,2,3 устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При U_ном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс.руб, при U_nom = 220 кВ – 90 тыс. руб. Общёе количество выключателей составляет n = 9шт на 220 кВ, 6 шт. на 110 кВ

 тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для П/СТ с ВН - 110 кВ. т.е. П/СТ – 4,5 с эл. схемой на стороне ВН - мостик, постоянная часть затрат составляет 210 тыс.руб. на каждую П/СТ

 тыс. руб.

Для п/ст 3 с ВН – 220 кВ (220/110 кВ) с эл. схемой на стороне ВН – мостик, постоянная часть затрат составляет 520 для 220/110 и 360 для 220/10 тыс. руб.

 тыс. руб.

6) Определяем общие капитальные затраты эл.схемы варианта 4.

 тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по[4]табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-220 кВ на железобетонных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс,руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов

для U = 220 кВ - 8,4%, до 150 кВ – 9,4% Следовательно:

 тыс. руб

 тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети варианта 4.

 тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

 час.

 - суммарные потери активной мощности в сети варианта 4

 - суммарные потери в линии.

 суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:

 Мвт

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 4.

п/ст 1:  кВт

п/ст 2: кВт

п/ст 3: кВт

п/ст 4:  кВт

п/ст 5:

 кВт

п/ст 1:  кВт

п/ст 2:  кВт

п/ст 4:  кВт

п/ст 5:  кВт

п/ст 3:

       S_B= S_2-3+S_1-3 = 23,423 МВА;S_C = Scр = 0 МВА;S_H = S_нагр3 = 23,423 МВА

25,355+15,997+46,29+22,77+14,51= 124,922 кВт

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 4 составляют:

 кВт

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 4:

1,055+0,844 = 1,899 МВт

Годовые потери электроэнергии в сети:

1,899·3746,79 = 7115,154 МВт/ч

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 4.

коп = 56,921 тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 4.

 тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 4.

 тыс. руб

Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

ТИП	Uном, кВ			Потери, кВт		Цена
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб
	115	-	10,5	170	34	88
ТДН-16000/110	115	-	11	85	18	48
ТДТН-25000/110	115	-	10,5	120	25	65,5

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1:  тыс. руб.

п/ст 2,3,5:  тыс. руб.

п/ст 4:  тыс. руб.

 тыс.руб

3) Так как все линии двухцепные с проводами разных сечений и U_ном = 110 кВ, то для них выбираем железобетонные опоры для двухцепных линий. Район по гололеду равен I. Стоимость 1 км. ВЛ с приведенными выше данными :

К_л. = К_л.уд∙l_л. , тыс. руб.

Участок РЭС-1: U_nom = 110 кВ, l = 42 км, АС-240; К_л.уд = 24 тыс. руб

Участок РЭС-2: U_nom = 110 кВ, l = 64 км, АС 95; К_л.уд = 16,9 тыс. руб.

Участок 2-5: U_nom = 110 кВ, l = 48 км, АС-70; К_л.уд = 15,8 тыс. руб

Участок 1-3: U_nom = 110 кВ, l = 30 км, АС-70; К_л.уд = 15,8 тыс. руб

Участок 1-4: U_nom = 110 кВ, l = 33 км, АС-95; К_л.уд = 16,9 тыс. руб

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2

Тогда тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение

На п/ст. 1,2,3,4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При U_ном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс.руб, Общёе количество выключателей составляет n = 21шт на 220 кВ

 тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для П/СТ с ВН - 110 кВ. т.е. П/СТ – 1,2,3,4,5 с эл. схемой на стороне ВН - мостик, постоянная часть затрат составляет 210 тыс.руб. на каждую П/СТ

 тыс. руб.

 тыс. руб.

Учитывая поправочный коэффициент к стоимости сооружения п/ст в Сибири 1,2:

тыс. руб.

6) Определяем общие капитальные затраты эл. схемы варианта 2.

 тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по[4]табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс,руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов

для 110 кВ – 9,4% Следовательно:

 тыс. руб

 тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети варианта 2.

 тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

 час.

 - суммарные потери активной мощности в сети варианта 2

 - суммарные потери в линии.

 суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:

 Мвт

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2.

п/ст 1:  кВт

п/ст 2,3,5:  кВт

п/ст 4:

 кВт

п/ст 1:  кВт

п/ст 2:  кВт

п/ст 3:  кВт

п/ст 4:  кВт

п/ст 5:  кВт

94,437+30,22+37,31+46,29+15,536= 223,793 кВт

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 2 составляют:

 кВт

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 2:

2,858+0,449 = 3,307 МВт

Годовые потери электроэнергии в сети:

3,307·3746,79 = 12393,6 МВт/ч

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 2.

коп = 99,149 тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2.

 тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 2.

 тыс. руб

Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 2 и 4.

Технико-эконом. показатели	В-4	В-2
	1700
	8635,72
	146,3
	56,921	99,149
	409,815
		1300,03

Выбираем вариант №2