1.4 Выбор вариантов схем подстанций

Тип схемы на стороне ВН подстанции (ПС) определяется ее категорией надежности, ролью и местоположением в электрической системе. Для выбора схемы ПС необходимо руководствоваться /7/. Согласно современной классификации /7/ (таблица 1.22), все ПС делятся на 3 категории:

I — ПС 35—330 кВ, сооружаемые по упрощенным схемам на стороне ВН (как правило, без выключателей или с малым их числом), одно- и двухтрансформаторные с числом ВЛ на ВН до 2 и на СН (если таковое имеется ) —до 6;

II—проходные (транзитные) 110—500 кВ, преимущественно двухтрансформаторные (возможна установка до 4 трансформаторов) с числом ВЛ на ВН до 4, на СН—до 10, с числом выключателей на стороне ВН до 9 ( в отдельных случаях до 12 );

III — мощные узловые (системного значения) 330—750 кB с числом AT до 4, с числом ВЛ на ВН до 8, на СН—до 14 (в отдельных случаях два СН ).

Обоснованный выбор их схем в общем случае является сложной технико-экономической задачей, решение которой в каждом конкретном случае требует учета многочисленных факторов.

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов

Варианты, подлежащие сравнению с целью выбора из них оптимального должны удовлетворять условию экономической сопоставимости. Применительно к вариантам проектируемой сети это означает, что они должны обеспечивать одинаковый полезный отпуск электроэнергии потребителям. Поскольку исходными данными для проектирования служат максимальные значения и суточные графики нагрузки под­станций (и, следовательно, число часов их использования), то намеченные варианты схем должны удовлетворять указанному условию.

Для выбора трансформаторов в различных вариантах необходимо получить суточный график нагрузки ПС на высоком напряжении и представить его в виде таблиц 1.3, 1.4.

Таблица 1.3 – Суточный график нагрузки ПС в нормальном режиме

Час	Sнн,МВА	Sсн,МВА	Sвн,МВА
1 . . . . 24	57,1 41,8	219,1 114,1	276,2 155,9

Таблица 1.4 – Суточный график нагрузки ПС в послеаварийном режиме

Час	Sнн,МВА	Sсн,МВА	Sвн,МВА
1 . . . . 24	25,7 18,7	98,6 51,3	124,3 70

Трансформаторы выбираются в соответствии с ГОСТ 14209-85 / 6 /.

Выбор оптимального варианта производится по критерию минимума приведенных народнохозяйственных затрат (З), которые определяются выражением с учетом коэффициента удорожания оборудования, согласованных с руководителем

З =ЕК +И +З_пот +У, (1.1 )

где Е=0,35 1/год — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений: K— суммарные единовременные капиталовложения; И—суммарные еже­годные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслу­живание; З_пот—суммарные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии; У —вероятный суммарный на­роднохозяйственный ущерб от аварийных и плановых пере­рывов электроснабжения потребителей.

Использование выражения (1.1) предполагает, что сооружение проектируемой сети производится в течение года, т. е. не учитывается распределение затрат во времени. При определении суммарных приведенных затрат обязательным условием является исключение тех составляющих в каждом из слагаемых (1.1), которые соответствуют одинаковым по своим техническим характеристикам объектам в сравниваемых вариантах.

При сопоставлении вариантов таких небольших объектов, каким является проектируемая сеть, равноэкономичными считаются варианты, значения приведенных затрат для которых отличаются не более чем на 5%. Выбор варианта из числа равноэкономичных производится с учетом ряда дополнительных характеристик, которые обычно не имеют экономических эквивалентов. К ним относятся простота, надежность и оперативная гибкость схемы, возможность ее дальнейшего развития (расширения) при росте нагрузок, удобство эксплуатации, расход цветного металла на провода, количество потребного электрооборудования и т. п. Решение с учетом этих характеристик принимаются студентом при обязательном согласовании с руководителем проекта.

Суммарные капиталовложения на сооружение рассматриваемого варианта сети (К) являются суммой затрат на сооружение подстанций (К_пс):

К=К_пс. (1.2 )

К_пс = К_тр +К_РУ +К_доп+К_пост . (1.3 )

Здесь K_тр, К_доп — суммарные стоимости трансформаторного и дополнительного оборудования; K_РУ — суммарная стои­мость распределительных устройств: К_пост — постоянная составляющая затрат на сооружение подстанции.

При установке на подстанции n_т однотипных трансформаторов (или AT) одинаковой мощности К_тр =n_тК_{тр расч}, где К_{тр расч}—укрупненный показатель стоимости, включающий, помимо стоимости самого трансформатора, затраты на строи­тельную часть, монтаж, ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели и релейную защиту. На вновь проектируемых подстанциях число распределительных устройств обычно не превышает трех. В этом случае

К_{РУ } = К_РУ(ВН)+К_РУ(СН)+К_РУ(НН) (1.4 )

где слагаемые правой части отвечают распределительным устройствам (ВН ) ,среднего ( СН ) и низшего ( НН ) напряжения. При выполнении РУ по схеме с выключателями K_РУ= K_яч, где n_яч и К_яч—соответственно число и укрупненный показатель стоимости ячейки с выключателем, стоимости разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения разрядников, шин, силовых и контрольных кабелей, строительной части и монтажа.

Состав дополнительного оборудования, устанавливаемого на понижающих подстанциях, рассмотрен в / 10 /. Его суммарная стоимость в общем случае складывается из стоимости реакторов (ШР, ТОР), компенсирующих устройств ( СК, ККУ) и регулировочных трансформаторов ( РТ ),т.е.

К_доп =К_ШР +К_ТОР +К_СК +К_ККУ +К_РТ , ( 1.5 )

где каждое из слагаемых правой части определяется числом однотипных элементов и соответствующим укрупненным показателем стоимости (расчетной стоимостью ) единицы обо­рудования ( аналогично k_ТР ).

Постоянная составляющая затрат K_пост включает стоимость сооружения обще подстанционного пункта управления, аппаратной маслохозяйства и складов масла, компрессорной, коммуникаций тепло- и водоснабжения, подъездных путей и т. п. Соответствующие укрупненные показатели дифференцированы в зависимости от величин ВН, СН и НН подстанции и типа схемы электрических соединений на стороне ВН.

При технико-экономическом сопоставлении вариантов электрических сетей ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов сети определяют как долю от капи­таловложений, т. е.

И_пс = а_псjК_пс ( 1.6 )

где а_псj - общие нормы отчислений от капиталовло­жений соответственно для линий к подстанций, складываю­щиеся из норм амортизационных отчислений (а_ам) и отчислений на текущий ремонт и обслуживание (а_обсл ).

Потери мощности и электроэнергии в любом i-м элементе электрической сети, схема замещения которого содержит продольные и поперечные ветви с активными сопротивлениями (проводимостями), состоят из двух компонент, одна из которых (с индексом “штрих”) соответствует потерям в продольных ветвях, а вторая (с индексом “два штриха”) в поперечных:

W = W_нагр + W_хх. (1.7)

Величина W_нагр и соответствующая ей величина P_н зависят от протекающего в продольной ветви тока (от передаваемой через элемент мощности) и поэтому данные потери называются “нагрузочными” (или условно-переменными). К ним относятся потери на нагрев проводов линий, потери в обмот­ках трансформаторов, синхронных компенсаторов и т. п. Вторая составляющая (W_хх и Р_хх) не зависит от передаваемой через элемент мощности, и поэтому данные потери называются условно постоянными (потери холостого хода трансформаторного оборудования, потери на корону, диэлектрические потери в кабелях и конденсаторах и т. п.).

В результате выполненных расчетов по каждой паре (или большему числу) вариантам составляется сводная таблица их основных экономических показателей, таблица 1.5. Если среди сравниваемых вариантов оказались равноэкономичные, то выбор осуществляется с использованием дополнительных критериев.

Таблица 1.5 Сравнение вариантов по приведенным затратам

Номер Варианта	Клин, тыс. руб.	К п/ст, тыс. руб.	К, тыс. руб.	З пот тыс. руб.	И, тыс. руб.	З, тыс. руб.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяют по формуле,

, ( 1.8 )

где - потери мощности холостого хода, кВт; - потери мощности короткого замыкания кВт; - расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА; - номинальная мощность трансформатора, МВА; Т–продолжительность работы трансформатора (обычно принимают Т=8760ч);

t_i – продолжительность i ступени графика.

Потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе (автотрансформаторе ) определяются по формуле, кВтч,

(1.9 )

где индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения ( ВН, СН, НН ).

Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов даны потери КЗ пары обмоток ВН и СН (ГОСТ 11920-85 Е и ГОСТ 12965-85 Е / 6 /), тогда при мощности каждой обмотки, равной 100% , потери отдельных обмоток равны:

.

Для трехобмоточных трансформаторов 220 кВ (ГОСТ 17544-85 / 6 /) в каталогах приведены потери КЗ для каждой пары обмоток, тогда потери отдельных обмоток

;

;

.

Потери электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет

,

определяются по ( 1.9 ), где потери в обмотках ВН,СН,НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора:

; ( 1.10 )

; ( 1.11 )

. ( 1.12 )

Если номинальная мощность обмотки НН , то в (1.10 ) – (2.12) вместо следует поставить .