Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

Теперь выбираем трансформаторы на подстанциях.

       На каждой из подстанций предусматриваем установку двух трансформаторов, по причине наличия на каждой подстанции потребителей или I,или II категорий, или I и II категорий одновременно.

Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

S_номi – номинальная мощность i-той подстанции,

S_нагрi – нагрузочная мощность i-той подстанции (см. п1. табл.1).

ПС1:

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110для всех трех видов вариантов сети.

ПС2:

Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110 для всех трех видов вариантов сети.

ПС3:

Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110для всех трех видов вариантов сети.

ПС4:

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110  для всех трех видов вариантов сети.

5 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.

Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них будем производить с использованием минимума дисконтированных издержек:

К – капиталовложения в строительство сети;

 – издержки на ремонт и обслуживание оборудования;

 – издержки на возмещение затрат потерь электроэнергии;

i – норматив приведения разновременных затрат ().

Капитальные затраты на строительство сети определяются по формуле:

К_ЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;

К_ТР – капиталовложения в трансформаторы;

К_ОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;

К_ПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.

К_уд – удельная стоимость ЛЭП;

L – длина линии;

n – количество параллельно работающих цепей;

h– индекс перехода от базовых цен 2001 г. к ценам 2018 г.(h=36,38)

К_уд – стоимость трансформатора;

n_Т – количество трансформаторов;

h– индекс перехода от базовых цен 2001 г. к ценам 2018 г.(h=36,38)

, где

К_яч – стоимость ячейки;

n_яч – количество ячеек;

h– индекс перехода от базовых цен 2001 г. к ценам 2018 г.(h=36,38)

h– индекс перехода от базовых цен 2001 г. к ценам 2018 г.(h=36,38)

 

Радиально-магистральная сеть

Рисунок 12 -  Однолинейная схема радиально-магистральной сети

Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка РПП-2. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка РПП-2 на отдельно стоящих опорах нет, экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ, с сечением проводов до 150 мм² равна 57 тыс. руб./км (стоимость на 2001 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. для участка РПП-2 определятся:

 

 

Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 9.

 

Таблица  9 – Стоимость ЛЭП

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
РПП2	12	110	АС-120/19	1	57	24883,92
РПП1	8	110	АС-120/19	1	57	16589,28
14	23	110	АС-120/19	1	57	47694,18
43	23	110	АС-120/19	1	57	47694,18
4ТЭЦ	10	110	АС-240/32	1	66	24010,8

Итого

160872,4

 

 

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТДН-16000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 2001 г. составляла 172 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. определятся:

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 10.

Таблица 10 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
2	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
4	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
Итого				46566,4

 

Для всех ОРУ на подстанциях выбираем масляные выключатели. Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанций 4, а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 11.

На подстанции 2 и 3 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 2001 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. для подстанций 2 и 3 составят соответственно:

Таблица 11 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110	8	75	21828
2	110		198	7203,24
3	110		198	7203,24
4	110	10	75	27285
РПП	110	4	75	10914
ТЭЦ	110	2	75	5457
Итого				79890,5

 

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях примем напряжение 110/10. На подстанциях 2,3 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (110/10) на 2001 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. ПЧЗ для подстанции 3 и 2 составит:

На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 2001г. составляла 515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 4 составит:

Общая постоянная часть затрат составит:

Найдем общие капитальные затраты:

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

 

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:

Издержки на потери в линии:

Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1.

 

 

Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:

На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 12.

Таблица 12 - Издержки на потери в трансформаторах

ПС	U НОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	R Т, Ом	S обм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔ W тр, тыс.руб
1	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	23,98	208,08	1730
2	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	12,62	104,62	1026
3	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	13,60	121,61	1112
4	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	21,90	173,59	1553
Итого							5421

 

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:

Кольцевая сеть

Рисунок 13 - Однолинейная схема кольцевой сети

Рассчитываем капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети проводим аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов помещаем в таблицу 13.

Таблица 13 – Стоимость ЛЭП

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
РПП2	12	110	АС-70/11	1	34	14843
2ТЭЦ	38	110	АС-120/19	1	34	47003
ТЭЦ4	10	110	АС-185/29	1	38	13824,4
43	23	110	АС-120/19	1	34	28449,2
31	23	110	АС-70/11	1	34	28449,2
1РПП	8	110	АС-150/24	1	34	9895,36

Итого

132569

 

 

 

Капиталовложения в трансформаторы подстанций рассчитываем аналогично радиально-магистральной сети результаты сводим в таблицу 14.

Таблица 14 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
2	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
4	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
Итого				46566,4

 

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме).

Таблица 15 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110		235	8549,3
2	110		235	8549,3
3	110		235	8549,3
4	110		235	8549,3
РПП	110	2	75	5457
ТЭЦ	110	2	75	5457
Итого				45111,2

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой сети у нас используется везде мостиковая схема, то постоянная часть затрат:

Найдем общие капитальные затраты:

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в линии:

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах как и в предыдущем расчете. Результаты расчета сводим в таблицу 16.

Таблица 16 - Издержки на потери в трансформаторах

ПС	U НОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	R Т, Ом	S обм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔ W тр, тыс.руб
1	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	23,98	208,08	1730
2	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	12,62	104,62	1026
3	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	13,60	121,61	1112
4	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	21,90	173,59	1553
Итого							5421

 

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

Комбинированная сеть

Рисунок  14 - Однолинейная схема комбинированной сети

Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Таблица 17 - Капиталовложения в ВЛ.

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
РПП2	12	110	АС-70/11	1	34	14843
2ТЭЦ	38	110	АС-120/19	1	34	47003
ТЭЦ4	10	110	АС-240/32	1	34	12369,2
41	23	110	АС-70/11	1	34	28449,2
1РПП	8	110	АС-120/19	1	34	9895,36
34	23	110	АС-70/11	1	66	55224,8

Итого

167785

 

 

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты расчета заносим в таблицу 18.

 

Таблица 18 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
2	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
4	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
Итого				46566,4

 

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме). Расчеты ведем аналогично расчетам радиально-магистральной и кольцевой сетей. Результаты заносим в таблицу 19.

Таблица 19 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110		235	8549,3
2	110		235	8549,3
3	110		198	7203,24
4	110	8	75	21828
РПП	110	2	75	5457
ТЭЦ	110	2	75	5457
Итого				57043,8

 

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения.

Найдем общие капитальные затраты:

 

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в линии:

Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети считаются так же, как и в ранее представленных вариантах. Результаты приведены в таблице 20.

Таблица 20 -  Издержки на потери в трансформаторах

ПС	U НОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	R Т, Ом	S обм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔ W тр, тыс.руб
1	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	23,98	208,08	1730
2	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	12,62	104,62	1026
3	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	13,60	121,61	1112
4	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	21,90	173,59	1553
Итого							5421

 

Общие издержки на потери электроэнергии:

 

Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:

Таким образом, минимум дисконтированных издержек мы получили в радиально-магистральной сети (она является экономически выгоднее и кольцевой, и комбинированной сетей).

Дальнейшие расчеты будем производить для радиально-магистральной сети.

6 Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта

Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.2.

Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линий:

 

 

Для линии РПП-1 половина зарядной мощности составит:

Величина погонных проводимостей  линий b₀ взята из справочных данных для ВЛ-110 кВ (прил.1). Расчет зарядных мощностей для остальных линий проводим аналогично участку РПП-1 и результаты заносим в таблицу 21.

Таблица 21 -  Расчет зарядных мощностей ВЛ

Участок	Uном, кВ	L, км	Марка провода	nц	b 0, 10-6 C м/км	Qзар /2, МВАр
РПП2	110	12	АС-120/19	1	2,66	0,193
РПП1	110	8	АС-120/19	1	2,66	0,129
14	110	23	АС-120/19	1	2,66	0,370
43	110	23	АС-120/19	1	2,66	0,370
ТЭЦ	110	10	АС-240/32	1	2,81	0,170