Выбор схем подстанций

 

Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций вы­полняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего на­пряжения подстанций, но схемы на стороне низшего на­пряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.

Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются вы­соковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполня­ется только с целью определения числа их ячеек [1, рис. 1.3, табл. 1.45].

В табл. 7 показано определение ячеек выключателей 110 кВ для варианта 2 электри­ческой сети рассматриваемого примера. При этом необходимо учитывать, что в узле 1, связанном с энергосистемой, РУ должно быть на порядок надежнее.

Таблица 7

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
линий	трансформаторов
			Две рабочие и обходная системы шин
2а			Одна секционированная система шин с обходной
2б			Одна секционированная система шин с обходной
За			Два блока с неавтоматической перемычкой
3б			Блочная
			Одна секционированная система шин с обходной
			Мостик с неавтоматической перемычкой
			Мостик с неавтоматической перемычкой
ИТОГО: 32 (вариант 2а) 30 (вариант 2б)

Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)

 

 

Определение числа ячеек выключателей 110 кВ для остальных сравниваемых вариан­тов выполнено аналогично.

Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа. Схемы распределительных устройств на стороне низкого напряжения для всех вариантов будут одинаковы.

 

8. Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Общие положения

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, т.е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и ка­чество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопос­тавлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народ­ному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приве­денных затрат производится по следующей формуле

, руб./ год,

где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике ); - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции; - соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях; У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимост­ным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вло­жений и , где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [1, табл. 2. 1].

Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что почти во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учет подстанционных составляющих следует производить только при необходимости.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле

,

где β₀ - удельная стоимость потерь активной энергии [1, рис. 2.1]; - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок; τ - число часов максимальных потерь в году ; - суммарные потери холостого хода трансформаторов.

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению

,

где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [1, рис. 2.2]; - максимальная нагрузка потребителя; - коэффициент вынужденного простоя; - степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при час­тичном отключении),

,

где m - число последовательно, включенных элементов сети; - среднее время восстанов­ления элемента i [1, табл. 2.31]; - параметр потока отказов элемента i [1, табл. 2.33].

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжения­ми из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потреби­телей и потерь энергии в них. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с раз­ной надежностью питания потребителей.

На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приве­денными затратами.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем:

а) с более высоким напряжением;

б) с более высокой надежностью электроснабжения;

в) с более высокой оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемостью к необходимым режимам работы сети);

г) с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;

д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении но­вых пунктов потребления электроэнергии.

 

8.2. Пример экономического сопоставления вариантов

Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов при­соединения узла 3. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей Ш категории в узле 3 для вариантов 1, 2 и 3.

Подвариант а предполагает присоединение узла 3 к узлу 2 по двум линиям АС-70 с ус­тановкой на подстанции 3 двух трансформаторов ТДН-16000/110 (рис. 8.5, а),подвариант бпредусматривает питание потребителей узла 3 по одной линии АС-120 с установкой на под­станции 3 одного трансформатора ТРДН-25000/110 (рис. 8.5, б).

 

 

 

Подвариант а. Капитальные вложения в линии:

;

где С - стоимость 1 км линии; - длина линии; п - число параллельных линий.

Для АС-70 [1, табл. 2.22] при но­минальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 1985 г.) С = 16,5 тыс.руб./км, км, п = 2. Тогда:

тыс.руб.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незна­чительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость транс­форматора ТДН-16000/110 [1, табл. 2.6] составляет 63 тыс.руб., стоимость ячейки вы­ключателя 110 кВ - 35 тыс.руб. [1, табл. 2.3], тогда:

тыс.руб.,

тыс.руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1, табл. 2.1] для линий состав­ляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно , .

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти па­раметры схемы замещения сети:

,

где ; ; Ом/км [1, табл. 1.9].

Тогда:

Ом;

(ТДН – 16000/110) Ом [1, табл. 1.30];

Ом; Ом.

Суммарные потери холостого хода трансформаторов:

МВт.

Потери мощности в максимальном режиме , ток определен при выборе сечений, кА, тогда:

МВт.

Число часов максимальных потерь

ч.

Удельная стоимость потерь электроэнергии β₀ составляет 1,5 коп./кВт_·ч [1, рис. 2.1], тыс.руб./МВт_·ч.

Издержки

тыс.руб.

Таким образом, приведенные затраты в подвариант а присоединения узла 3 составляют

тыс.руб.

 

Подвариант б. Капиталовложения в линии:

тыс.руб.,

Капиталовложения в подстанцию:

тыс.руб., тыс.руб.

Издержки на потери:

Ом; Ом; Ом;

МВт; МВт;

тыс.руб.

Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с пере­рывом питания

;

при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении , удельный ущерб тыс.руб./кВт = тыс.руб./МВт [1, рис. 2.2], МВт.

Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год [1, табл. 2.33]. Среднее время восстановления [1, рис. 2.31] для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и лет/отказ при его отсутствии,

тыс.руб.

Приведенные затраты для подварианта б:

тыс.руб.

Сопоставление приведенных затрат показывает, что подварианты а и б равноэкономичны (отличие менее 5%), поэтому предпочтние отдается подварианту а, обладающему большей надежностью электроснабжения потребителей.

Таким образом, при технико-экономическом сопоставлении всех рассматриваемых ва­риантов питание потребителей узла 3 осуществляется по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-16000/110.

Прежде чем переходить к анализу экономических характеристик по всем сравнивае­мым вариантам следует учесть, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформа­торы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей, ко­торые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 8.

Таблица 8

Число ячеек выключателей по вариантам

 

Вариант		2а	За
Число ячеек выключателей 110 кВ
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении

 

 

При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Расчет экономических показателей варианта 2 сведен в табл. 9.

 

 

Таблица 9

Расчет экономических показателей линии (вариант 2)

 

Линия	Вид	Длина, км	Ток, А	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб.
1-2	сущест			2АС-240	1,80	0,665	-
2-3	проект			2АС-70	4,28	0,176	660,0
4-5	проект			АС- 120	6,97	0,590	473,2
4-6	проект			АС-120	9,96	0,699	676,0
5-6	проект			АС-70	11,98	0,093	462,0
1-4	проект			2АС-240	1,20	1,109	752,0
ВСЕГО	3,332	3023,2

 

Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 2 составляют тыс.руб.

Поскольку в варианте 2 используется на шесть выключателей больше, чем в вари­анте 5 с минимальным числом выключателей следует учесть капиталовложения на эти выключатели: тыс.руб. Тогда суммарные капиталовложения в вариант 2 тыс.руб.

Теперь затраты по варианту 2 определяются как

тыс.руб.

Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в табл. 10.

Таблица 10

Экономическое сопоставление вариантов развития сети

 

№ вар.						, отн.ед.
тыс.руб.
	3304,8		3654,8	149,96	713,97	1,22
	3023,2		3233,2	144,24	636,61	1,08
	3490,0		3700,0	119,70	681,16	1,16
	3234,5		3374,5	140,43	657,44	1,12
	2888,1		2888,1	159,22	586,66	1,00

 

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 5-й вариант распределительной сети, следующий по экономичности после него вариант 2. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.

Следует учитывать, что если при сопоставлении подвариантов а и б, наиболее экономичным выходит подвариант б, то в случае присоединения данных узлов в кольцо, получаем, что к узлу подходят две линии и целесообразнее в данном узле установить два трансформатора. В этом случае необходимо сравнивать варианты не только по числу ячеек выключателей, но и по трансформаторам (по типам и по количеству).