Выбранные провода всех участков удовлетворяют условию по нагреву , кроме участка 1-4, поэтому увеличим сечение провода дна данном участке и возьмем провод марки АС-240/32.

Посчитаем суммарные потери напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 2 и 4, т.к. протяженность линий до каждого из этих участков от РПП 61 км.

Суммарная потеря напряжения подстанции 5:

Суммарная потеря напряжения подстанции 6:

В послеаварийном режиме условие  выполняется, т.к. 7,751<20 и 5,939<20.

4 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:

Sномi – номинальная мощность i-той подстанции,

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

ПС1:

Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

ПС2:

Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС3:

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС4:

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

ПС5:

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС6:

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

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:

КЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;

КТР – капиталовложения в трансформаторы;

КОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;

КПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.

Куд – удельная стоимость ЛЭП;

L – длина линии;

n – количество параллельно работающих цепей;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

Куд – стоимость трансформатора;

nТ – количество трансформаторов;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

, где Кяч – стоимость ячейки;

nяч – количество ячеек;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

5.1 Радиально-магистральная сеть

Рисунок - Однолинейная схема радиально-магистральной сети

Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 1-5. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка 1-5 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 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для участка 1-5 определятся:

Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 8.

Таблица 8 – Стоимость ЛЭП

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТМН-6300/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 136 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. определятся:

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 9.

Таблица 9 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

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

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанций 3,4,6 а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 10.

На подстанциях 2 и 5 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для подстанций 2 и 5 составят:

 тыс. руб.

Таблица 10 – Капиталовложения в ОРУ

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На 1,2,3,4 подстанциях примем напряжение 110/10, на подстанциях 5,6 примем напряжение 110/6. На подстанциях 2 и 5 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для подстанций 2 и 5 составит:

На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 6 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 11.

Таблица 11. Издержки на потери в трансформаторах

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:

Страницы: 1, 2, 3, 4