3.3 Сравнение вариантов по потерям напряжения

Потери напряжения в j-ой линии

,где l_j-длина линии

P_j, Q_j – активная и реактивная мощности, протекающие по линии;

r_0j, x_0j – погонное активное и реактивное сопротивление линии

При нескольких последовательно соединенных линиях определяем суммарные потери напряжения на участке «источник питания – наиболее удаленный приемный пункт». Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.

Для схемы №5

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Нормальный режим

15 % от 110 кВ = 16,5 кВ

кВ < 16,5 кВ

кВ < 16,5 кВ

Послеаварийный режим

20 % от 110 кВ = 22 кВ

кВ <22 кВ

кВ <22 кВ

Для схемы №6

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Нормальный режим

15 % от 110 кВ = 16,5 кВ

кВ < 16,5 кВ

кВ < 16,5 кВ

Послеаварийный режим

20 % от 110 кВ = 22 кВ

кВ <22 кВ

кВ <22 кВ

Сравнивая полученные результаты с допустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех двух вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.

3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети по приведенным затратам

Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций

Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность каждого определяем приближенно. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.

Если потребитель 1 или 2 категории, то трансформатор перегружаем на 70 %

S_Тi= S’_i·0,7

Если потребитель 3 категории, то трансформатор перегружается на 100 %

S_Тi= S’_i·1

где S_j – полная мощность подстанции.

S_Тб= S’_б·0,7=34,28·0,7=24 МВА ТРДН-25000/110

S_Тв= S’_в·0,7=41,22·1=41,22 МВА ТРДЦН-63000/110

S_Тг= S’_г·0,7=26,67·0,7=18,67 МВА ТРДН-25000/110

S_Тд= S’_д·0,7=27,17·0,7=19,02 МВА ТРДН-25000/110

S_Те= S’_е·0,7=23,59·0,7=16,51 МВА ТРДН-25000/110

Расчет приведенных затрат.

Количество выключателей на стороне низкого напряжения подстанции:

n_в=n_вф+n_вс+n_вр+n_вку+n_вв,

где n_вф – число фидерных выключателей;

n_вс – число секционных выключателей;

n_вр – число резервных выключателей;

n_вв – число вводных выключателей;

n_вку – число выключателей для подключения батарей конденсаторов.

Подстанция б:

n_вф= шт

n_вс= n_секций /2=1 шт

n_вр= n_секций = 4 шт

n_вку= n_вку=3 шт

n_вв= n_обм = 4 шт

n_в=n_вф+n_вс+n_вр+n_вку+n_вв=18+2+4+3+4=31 шт

Подстанция в:

n_вф= шт

n_вс= n_секций /2= 2 шт

n_вр= n_секций = 2 шт

n_вку= n_вку= 3 шт

n_вв= n_обм = 2 шт

n_в=n_вф+n_вс+n_вр+n_вку+n_вв=14+2+2+3+2=23 шт

Подстанция г:

n_вф= шт

n_вс= n_секций /2=2 шт

n_вр= n_секций = 4 шт

n_вку= n_вку=3 шт

n_вв= n_обм = 4 шт

n_в=n_вф+n_вс+n_вр+n_вку+n_вв=14+2+4+3+4=27 шт

Подстанция д:

n_вф= шт

n_вс= n_секций /2=2 шт

n_вр= n_секций = 4 шт

n_вку= n_вку=3 шт

n_вв= n_обм = 4 шт

n_в=n_вф+n_вс+n_вр+n_вку+n_вв=10+2+4+3+4=23шт

Подстанция е:

n_вф= шт

n_вс= n_секций /2=2 шт

n_вр= n_секций = 4 шт

n_вку= n_вку=1 шт

n_вв= n_обм = 4 шт

n_в=n_вф+n_вс+n_вр+n_вку+n_вв=8+2+4+1+4=19 шт

Вариант 5

Капиталовложения в линии сети

К_л=∑К_олi∙l_i,

где – расчетная стоимость одного километра одноцепной или двухцепной линии;

l_i – длина трассы одноцепной или двухцепной линии, в км.

Выбираем железобетонные одноцепные и двуцепные с подвеской обеих цепей, металлическую с двух цепной подвеской, район по гололеду III.

К_{ол А-1}=К_А-1∙l_А-1=23,2·27,41=635,912 тыс.руб

К_{ол б-1}=К_б-1∙l_б-1=16,3·27,41=446,783 тыс.руб

К_{ол д-2}=К _д-2 ∙l_д-2=16,3·27,41=446,783 тыс.руб

К_{ол е-2}=К _е-2∙l_е-2=16,0·30,24=483,84 тыс.руб

К_{ол А-в}=К _А-в ∙l_А-в=11,3·52,92=597,996 тыс.руб

К_{ол А-г}=К _А-г∙l_А-г=16,0·26,46=423,36 тыс.руб

∑К_л=635,912+446,783+446,783+483,84+597,996+423,36=3034,674 тыс.руб

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района

В среднем стоимость 1 МВА = 850 тыс. руб.

К_т=∑К_тi∙n_i,

где К_тi – расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности;

n_i – количество трансформаторов этой мощности.

К_тб=(25∙850) ∙2= 42500 тыс. руб

К_тв=(63∙850) ∙1= 53550 тыс. руб

К_тг=(25∙850) ∙2= 42500 тыс. руб

К_тд=(25∙850) ∙2= 42500 тыс. руб

К_те=(25∙850) ∙2= 42500 тыс. руб

∑К_т=42500∙4+53550=223550 тыс. руб

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств подстанций приемных пунктов:

К_ору=∑К_оруi∙n_i,

где К_оруi – расчетная стоимость ОРУ подстанций данной схемы;

n_i - количество ОРУ этой схемы.

К_оруг – тупиковая подстанция с двухцепной линией – К_оруг= 7600 тыс. руб

К_оруб – тупиковая подстанция с двухцепной линией – К_оруб= 7600 тыс. руб

К_орув – тупиковая подстанция с одноцепной линией – К_орув= 3900 тыс. руб

К_оруе – тупиковая подстанция с двухцепной линией – К_оруе= 7600 тыс. руб

К_оруд – тупиковая подстанция с двухцепной линией – К_оруд= 7600 тыс. руб

∑К_ору= 7600∙4+3900=34300 тыс. руб

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств:

К_зру=К_вно∙(n_ф∑+n_с∑+n_вв∑+n_р∑+n_ку∑),

где К_вно – расчетная стоимость ячейки с выключателем;

n_ф∑, n_с∑, n_вв∑, n_р∑, n_ку∑ - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6-10 кВ приемных подстанций.

К_вно=550 тыс. руб

К_зру=550∙123=67650 тыс. руб

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

К_ку=∑К_куоi∙n_i=161+236+106+153+79=735 тыс. руб.,

где К_куоi – расчетная стоимость конденсатроной установки данной мощности;

n_i - количесво конденсатроных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

К_в=К_вво∙m_вв∑,

где К_вво – расчетная стоимость высоковольтного выключателя 110 кВ;

m_вв∑ - количество высоковольтных выключателей в схеме.

К_вво= 2100 тыс. руб

К_в= 2100∙5=10500 тыс. руб

Постоянные затраты:

К_пост=К_постi∙n_i=5000∙5=25000 тыс. руб.,

где К_постi - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают затраты на здания, дороги, ограждения и прочее.

n – число подстанций в проектируемой сети.

Капиталовложения в подстанции:

К_п=К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост=223550+34300+67650+735+10500+25000=361735тыс. руб.

Cуммарные годовые эксплуатационные издержки:

К_∑=К_л+К_п=3034,674+361735=364769,674 тыс. руб.

Потери электроэнергии в линии:

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт∙ч

Годовые эксплуатационные издержки:

тыс.руб

где а_ал=0,8 – процент отчислений от капиталовложений на амортизацию;

а_ол=0,3 – процент отчислений от капиталовложений на обслуживание;

а_рл=2 – процент отчислений от капиталовложений на ремонт линии;

в = 0.00178 руб.∙кВт – стоимость одного кВт∙ч потерянной электроэнергии.

Потери электроэнергии в трансформаторах

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

Годовые эксплуатационные издержки подстанций:

тыс. руб.,

где а_ап=3 – процент отчислений от капиталовложений на амортизацию;

а_ол=3 – процент отчислений от капиталовложений на обслуживание;

а_рл=3,3 – процент отчислений от капиталовложений на ремонт подстанций;

Суммарные эксплуатационные издержки:

И_∑=И_л+И_п=90,72+33664,85=33755,57 тыс.руб.