Выбор другого оборудования подстанций

 

На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения - четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.

Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней нагрузки фидеров: S_ф = 3 МВА, при номинальном напряжение U _ном = 10 кВ.

Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции

 

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв,

где п_{вф -} число фидерных выключателей; п_{вф i} = S_i/2, S_i - полная мощность подстанции, МВА; п_вр - число резервных выключателей, равное числу секций; п_вс - число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; п_вку - число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; п_вв - число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов

Подстанции"б”:

 

шт;

п_вр = п_секций= 2 шт;

п_вс = п_секций /2=1 шт;

п_вку = п_вку =1 шт;

п_вв = п_обм= 2 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=5+1+2+1+2=11 шт.

 

Подстанции "в”:

 

шт; п_вр = п_секций= 2 шт;

п_вс = п_секций /2=1 шт;

п_вку = п_вку =1 шт;

п_вв = п_обм= 2 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=11+1+2+1+2=17 шт.

 

Подстанции "г”:

 

шт; п_вр = п_секций= 4 шт;

п_вс = п_секций /2=2 шт;

п_вку = п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм=4 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=19+4+2+2+4=31 шт.

 

Подстанции "д”:

 

    шт;

п_вр = п_секций= 4 шт;

п_вс = п_секций /2=2 шт;

п_вку = п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм=4 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=10+4+2+2+4=22 шт;

 

Подстанции "е”:

 

шт;

п_вр = п_секций= 4 шт;

п_вс = п_секций /2=2 шт;

п_вку = п_вку =2 шт;

п_вв = п_обм=4 шт;

п_вн = п_вф + п_вс + п_вр + п_вку + п_вв=11+4+2+2+4=23 шт.

Приведенные затраты электрической сети

 

Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими аппаратами приведены в [2] или [3]. В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.

Расчёт для схемы №3

= Р_н · К_∑ + И_∑ + У,

где Р_н=0,2 _- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К_∑ - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И_∑ - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются:

К_∑= К_л + К_п,

где К_{л -} капиталовложения в линии сети; К_п - капиталовложения в подстанции.

 

К_л = ∑ К_{ол i} · l_i = К_{л_одноцепные+} К_{л_двухцепные};

К_{л_одноцепные}=∑ К_{ол i} · l_i = К_{ол 1-б} · l _1-б + К_{ол е-д} · l _е-д = 33 · 8,1+40,2· 9=629,1 тыс. руб;

К_{л_двухцепные} =∑ К_{ол i} · l_i = (К_{ол г-в} · l _г-в ) + (К_{ол 1-г} · l _1-г ) + (К_{ол 1-А} · l _1-А ) + (К_{ол А-е} · l _Ае ) = (13,9 · 33₎ + (16,4 · 12,5) + (17,3·20,53) + (17,3·49,1) =1868,3тыс. руб.;

К_л= К_{л_одноцепные} + К_{л_двухцепные}=629,1+1868,3=2497,4 тыс. руб.

 

где К_{ол i} - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии.

Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; К_{ол i} =8,1 тыс руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i} =9 тыс руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i} =16,4 тыс руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i} =15,5 тыс руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i} =13,9 тыс руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i} =17.3 тыс руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); l_i - длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км;

Капиталовложения в подстанции:

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост.

 

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

К_т=∑К_{т i} · n_i =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842тыс. руб.,

 

где К_{т i} - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. n_i - количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

К_ору = ∑К_{ору i} · n_i =24 + 19·2+34 ·2=130 тыс. руб.,

 

где К_{ору i} - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; n_i - количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

схема тупиковой подстанции с одноцепной линией К_ору =19 тыс. руб.;

схема тупиковой подстанции с двухцепной линией К_ору =24 тыс. руб.;

схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями К_ору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

К_зру=К_вно· ( n _ф∑ + n _вс∑ + n _вв∑ + n _р∑ + n _ку∑ ) =2,5· (104) =260 тыс. руб,

 

где К_вно =2,5 тыс. руб. - расчетная стоимость ячейки с выключателем; n _ф∑ , n _вс∑ , n _вв∑ , n _р∑ , n _ку∑ - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

К_ку=∑К_{куо i} · n_i =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб.,

где К_{куо i} - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; n_i - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

К_в=К_вво· m _вв∑ =32 ·4=128 тыс. руб.,

 

где К_вво=32 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; m _вв∑ =4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции:

К_пост=К_{пост i} · n =130 ·5 =650 тыс. руб.,

 

где К_пост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 - число подстанций в проектируемой сети

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост =2620тыс. руб.

К_∑= К_л + К_п=2497,4+2620=5117,4 тыс. руб.

 

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И_∑=И_Л+И_П

где И_Л - годовые эксплуатационные издержки линии сети:

 

 руб.

 

Здесь а_ал=0,8; а_ол=0,3; а_рл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;

И_П - годовые эксплуатационные издержки подстанций:

 

, руб.,

 

где а_ап=3; а_оп=3; а_рп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций. в = 0,01 - стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии:

 

, МВт·ч;

 МВт·ч;

 МВт·ч; МВт·ч;

МВт·ч; МВт·ч;

 МВт·ч; ,

 

где часов - число часов максимальных потерь;

 

 тыс. руб.

 

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 

, МВт·ч,

 

где t =8760 часов - время работы трансформатора в течение года; Δ Р_хх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; Δ Р_кз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S ^’ _i - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; S _номТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

 

 МВт·ч;

 МВт·ч;

 МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

 тыс. руб.

И_∑=И_Л+И_П = 77,5+260,5=338 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

 

У=у_о·Р_нб·Т_нб· h , руб,

 

где Р_нб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Т_нб= Т_макс =4800 ч. - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; у_о =0,63 - удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:

где m_ab =0,004 - удельнаяповреждаемость, 1/год; t_ab =19 - продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

m _ав =0,002 1/год,

t _ав =10 час/год,

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.

 

.

У=у_о·Р_нб·Т_нб· h =0,63·27000·4800·2,35·10^-6=0, 197 тыс. руб.

Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:

 

3 = Р_н · К_∑ + И_∑ + У=0,2 ·5117,4+338+0, 197=1361,7 тыс. руб.

Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения

 

Расчёт для схемы №4

 

3 = Р_н · К_∑ + И_∑ + У,

где Р_н=0,2 _- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К_∑ - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И_∑ - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются:

 

К_∑= К_л + К_п,

где К_{л -} капиталовложения в линии сети; К_п - капиталовложения в подстанции.

 

К_л = ∑ К_{ол i} · l_i = К_{л_одноцепные +} К_{л_двухцепные};

К_{л_одноцепные}=∑ К_{ол i} · l_i = К_{ол 1-б} · l _1-б + К_{ол 2-д} · l _2-д = 33 · 8,1+26,8· 9=508,5 тыс. руб.;

К_{л_двухцепные} =∑ К_{ол i} · l_i = (К_{ол г-в} · l _г-в ) + (К_{ол 1-г} · l _1-г ) + (К_{ол 1-А} · l _1-А ) + (К_{ол А-2} · l _А-2) + (К_{ол 2-е} · l _2-е ) = (13,9 · 33₎ + (16,4 · 12,5) + (17,3·20,53) + (17,3·38,4) + (14,3·28,56) =2091,6 тыс. руб.,

где К_{ол i} - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии.

Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; К_{ол i} =8,1 тыс руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i} =9 тыс руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i} =16,4 тыс руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); К_{ол i} =15,5 тыс руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i} =13,9 тыс руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i} =17.3 тыс руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); К_{ол i} =14,3 тыс руб. /км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду);

К_л= К_{л_одноцепные} + К_{л_двухцепные}=508,5+2091,6=2600,1 тыс. руб.

 

Капиталовложения в подстанции:

 

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост.

 

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

К_т=∑К_{т i} · n_i =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842тыс. руб.,

 

где К_{т i} - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников; n_i - количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

К_ору = ∑К_{ору i} · n_i =24 ·2+ 19·2+34=120 тыс. руб.,

 

где К_{ору i} - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; n_i - количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

схема тупиковой подстанции с одноцепной линией К_ору =19 тыс. руб.;

схема тупиковой подстанции с двухцепной линией К_ору =24 тыс. руб.;

схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями К_ору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

К_зру=К_вно· ( n _ф∑ + n _вс∑ + n _вв∑ + n _р∑ + n _ку∑ ) =2,5· (104) =260 тыс. руб,

 

где К_вно =2,5 тыс. руб. - расчетная стоимость ячейки с выключателем; n _ф∑ , n _вс∑ , n _вв∑ , n _р∑ , n _ку∑ - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

К_ку=∑К_{куо i} · n_i =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб.,

 

где К_{куо i} - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; n_i - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

К_в=К_вво· m _вв∑ =32·4=128 тыс. руб.,

 

где К_вво=70 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; m _вв∑ = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции:

К_пост=К_{пост i} · n =130 ·5 =650 тыс. руб.,

 

где К_пост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 - число подстанций в проектируемой сети

К_п = К_т+К_ору+К_зру+К_ку+К_в+К_пост =2610 тыс. руб.

К_∑= К_л + К_п=2600,1+2610=5210,1 тыс. руб.

 

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И_∑=И_Л+И_П,

 

где И_Л - годовые эксплуатационные издержки линии сети:

 

 руб.

 

Здесь а_ал=0,8; а_ол=0,3; а_рл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;

И_П - годовые эксплуатационные издержки подстанций:

 

, руб.,

 

где а_ап=3; а_оп=3; а_рп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций; в = 0,01 - стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии:

 

, МВт·ч;

 МВт·ч;

 МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

 МВт·ч;

 МВт·ч;

 МВт·ч;

,

 

где часов - число часов максимальных потерь;

 

 тыс. руб.

 

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 

, МВт·ч,

 

где t =8760 часов - время работы трансформатора в течение года; Δ Р_хх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; Δ Р_кз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S ^’ _i - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; S _номТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

 

 МВт·ч;

 МВт·ч;

 МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

 тыс. руб.

И_∑=И_Л+И_П = 80,7+260=340,7 тыс. руб.

 

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=у_о·Р_нб·Т_нб· h , руб,

 

где Р_нб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Т_нб= Т_макс =4800 ч. - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; у_о =0,63 - удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:

где m_ab =0,004 - удельнаяповреждаемость, 1/год; t_ab =19 - продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

m _ав =0,002 1/год,

t _ав =10 час/год,

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.

 

.

У=у_о·Р_нб·Т_нб· h =0,63·27000·4800·2,35·10^-6=0, 197 тыс. руб.

 

Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:

= Р_н · К_∑ + И_∑ + У=0,2 ·5210,1 +340,7 +0, 197=1383 тыс. руб.

 

Так как ущерб У получился меньше К_л, то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.

Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №3, исходя из лучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.