Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

;

;

где S_тип – типовая мощность автотрансформатора;

– коэффициент выгодности;

;

.

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

Таблица 7

Параметры выбранных трансформаторов

ТИП	Uном, кВ			∆P, кВт		Цена
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб.
	115	-	6,6	14	60	148
	115	-	6,3	27	120	222
	230	-	6,6	50	170	400
	230	121	6,6	85	290	621

А – автотрансформатор;

Т – трехфазный;

Р – расщепленная обмотка НН;

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Н – регулировка напряжения под нагрузкой.

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов с учётом перечисленных выше коэффициентов и с учетом коэффициента 0,9 к базовым показателям стоимости ПС 220/110/10 кВ:

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 ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение.

Район по гололеду -I по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры – двухцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ:

К_л. = К_л.уд∙l_л., тыс. руб.

Поправочные коэффициенты сооружения ВЛ те же, что и приведены выше. Базовые показатели стоимости ВЛ для двухцепных стальных свободностоящих опор при напряжении 220 кВ и сечении провода до 300 мм² – 88 тыс. руб/км, при напряжении 110 кВ до 150 мм² – 64 тыс. руб/км.

Линия РЭС-1:

U_ном = 220 кВ, l = 31 км, АС-240; стальные двухцепные опоры

К = 1,2∙79,71∙88 = 8417,376 тыс. руб./км;

К_РЭС-1 = 8417,376∙31 = 260938,656 тыс. руб.

Линия 1-3:

U_ном = 220 кВ, l = 37 км, АС-240; стальные двухцепные опоры

К_1-3 = 8417,376∙37 = 311442,912 тыс. руб.

Линия 3-2:

U_ном = 110 кВ, l = 19 км, АС-70; стальные двухцепные опоры

К = 1,2∙79,71∙64 = 6121,728 тыс. руб./км;

К_3-2 = 6121,728 ∙19 = 116312,832 тыс. руб.

Линия 3-4:

U_ном = 110 кВ, l = 25 км, АС-95; стальные двухцепные опоры

К_3-4 = 6121,728 ∙25 = 153043,2 тыс. руб.

Линия 4-5:

U_ном = 110 кВ, l = 21 км, АС-70; стальные двухцепные опоры

К_4-5 = 6121,728 ∙21 = 128556,288 тыс. руб.

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение.

На п/ст. 2, 3, 4, 5 устанавливаются ОРУ-110 кВ, на п/ст. 1, 3 – ОРУ-220 кВ.

Устанавливаем ОРУ по мостиковой схеме 4Н при U_ном = 220 кВ – 411 тыс. руб., при U_ном = 110 кВ – 198 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 2 шт на 220 кВ, n = 4 шт на 110 кВ.

Устанавливаем ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями по схеме 12 при U_ном = 220 кВ – 600 тыс. руб., при U_ном = 110 кВ – 290 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 8 шт на 220 кВ, n = 16 шт на 110 кВ.

Так как на трёх из пяти подстанций трансформаторы с расщепленной обмоткой, следовательно, нужно учесть выключатели и на НН в различающихся частях схемы. Общее количество выключателей составляет n = 36 шт на 6 кВ, стоимость ячейки на один комплект такого масляного выключателя – 4,6 тыс. руб. Учтем выше указанные коэффициенты.

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.

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.

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы:

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, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на стальных 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_ном = 220 кВ – 8,4%, для U_ном = 110 кВ – 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

;

час;

- суммарные потери активной мощности в сети,

где - суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети:

МВт = 1393 кВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт;

кВт.

.

п/ст 1:

кВт;

п/ст 2:

кВт;

п/ст 3:

кВ;

;

кВ;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

п/ст 4:

кВт;

п/ст 5:

кВт.

52,476 + 63,476 + 57,612 + 19,176 + 4,887 + 56,622 + 61,227 = 315,476 кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети составляют:

кВт.

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

1,393 + 0,722 = 2,115 МВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

= 1,393 ·3746,79 = 5219,279 МВт ч;

= 406·8760 + 315,476·3746,79 = 4738,58 МВт ч;

МВт ч.

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети:

= 5974,715 тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты:

тыс. руб.

Для сравнения технико-экономических показателей вариантов, сведем рассчитанные данные в табл. 8.

Таблица 8

Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 1 и 2

Технико-экономические показатели	Единица измерения	Вариант 1	Вариант 2
	тыс. руб	1017546	970293,888
	тыс. руб	710694,36	1073177,179
	тыс. руб	267825,6	239761,3
	тыс. руб	291738,6	344347,2
	тыс. руб	2287804,56	2627579,567
	тыс. руб	28491,29	27168,23
	тыс. руб	59698,33	997,824
	тыс. руб	22497,35	22001,911
	тыс. руб	4927,43	5974,715
	тыс. руб	115659,4	56142,816
	тыс. руб	390195,95	371452,364

.

Так как разница в приведённых затратах не превышает 5 %, то выбираем вариант 1, который является оптимальным для данного района, к тому же, потери напряжения и активной мощности для этого варианта меньше. Вариант 1 имеет более высокое номинальное напряжение, а, следовательно, с лучшими возможностями развития сети, имеет меньшее количество электрической аппаратуры.