6. Составление схем электрических соединений подстанций

Схемы электрических соединений подстанций должны удовлетворять ряд требований: обеспечивать надёжное питание присоединяемых потребителей и, при необходимости, транзит мощности через подстанцию, они должны быть по возможности просты, наглядны и экономичны, должны допускать развитие и т.д. Одно из важнейших требований – унификация конструктивных решений по подстанциям. Это привело к разработке типовых схем распределительных устройств 35-750 кВ [8].

Для подстанций радиальной схемы применим типовую схему 4Н-Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рис. 6.1).

Рисунок 6.1 – Структурная схема радиальной распределительной сети

Для подстанций 3 и 1 магистральной схемы применим типовую схему 9-Одна рабочая секционированная выключателем система шин, а для подстанции 2 применим схему 4Н-Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рис. 6.2).

Рисунок 6.2 – Структурная схема магистральной распределительной сети

7. Технико-экономическое сравнение вариантов

Из отобранных вариантов а и б необходимо выбрать наиболее выгодный. Условием оптимальности является минимальные дисконтированные затраты. При сооружении всей сети в течении одного года и одинаковой степени надежности дисконтированные затраты каждого варианта определяют:

(7.1)

где З – дисконтированные затраты, тыс. руб.;

К – единовременные капитальные вложения в данный вариант, тыс. руб.;

И – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб./год;

(7.2)

где И₁ – общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учета затрат на амортизацию, тыс. руб./год;

И₂ - затраты на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб./год:

(7.3)

где Э – расчетные потери электроэнергии в трансформаторах и ЛЭП, кВтч;

Ц – цена электроэнергии, Ц = 1,67 руб/кВт·ч.

Е – норма дисконта, Е = 0,15 (принята, в соответствии с «Разработкой корпоративного баланса холдинга РАО ЕЭС России на 2005 – 2009 гг и рекомендаций по методическому информационному и модельному обеспечению формирования прогнозного энергобаланса в условиях реструктуризации холдинга и реформы рынка» (ИНЭИ, 2005г)).

Выполним расчет для варианта б, участка ПП - 3.

Потери мощности в сети, кВт·ч:

• для ЛЭП, кВт:

_{где τ – время максимальных потерь, ч:}

• для трансформатора:

(7.4)

где n – количество трансформаторов на подстанции;

Р_х – потери холостого хода трансформатора, кВт;

ΔР_к – потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

_{S – мощность нагрузки трансформатора, МВА;}

_{Sн – номинальная мощность трансформатора, МВА.}

Расчет капитальных затрат:

• трансформаторы (2 шт) и элегазовые выключатели (7 шт), тыс. руб.:

• ЛЭП, тыс. руб.:

• суммарные, тыс.руб.:

Общие годовые эксплуатационные расходы без учета затрат на амортизацию:

• на трансформаторы и элегазовые выключатели, тыс. руб.:

• на ЛЭП, тыс. руб.:

• суммарные, тыс.руб.:

Затраты на возмещение потерь электроэнергии:

• в трансформаторах, тыс. руб.:

• в ЛЭП, тыс. руб./год:

• суммарные, тыс. руб./год:

• ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб./год:

Минимальные затраты, тыс. руб.:

Расчеты для остальных участков аналогичны. Полученные значения для варианта а и б сводим в табл.7.1.

Таблица 7.1 – Сводная таблица расчета приведенных затрат.

Вариант	Капитальные затраты, тыс.руб.			Эксплуатационные расходы, тыс.руб.				Приведенные затраты, тыс.руб.
	КЛЭП	КТиВ	К	И1	И2	И
а	9037,6	138400	147437,6	10956,45	3697,31	14653,76	164289,4
б	5057,4	157600	162567,4	15089,94	1096,39	16186,33	181181,68

При различии приведенных затрат в пределах 5 % варианты считают равно экономичными. Варианты а и б, по приведенным затратам, отличаются на 10 %. Поэтому окончательно выбираем вариант а.