Схемы электрических соединений элементов

 

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях электрической сети для варианта схемы 1 приведен в таблице 9. Для схемы 2 выбор схем РУ приведен в таблице 10.

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 1.

 

Таблица 9

Подстанция	U	Кол-воЛЭП	Схема электрических соединений	Кол-во ячеек с выключателями
ПС1	500	4	Полуторная схема (17)	9
ПС2	110	2	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н)	2
ПС3	220	2	Четырехугольник (7)	4
	110	4	Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9)	7
ПС4	500	2	Четырехугольник (7)	4
	220	2	Четырехугольник (7)	4
ПС5	110	2	Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н)	2
ГЭС	500	4	Полуторная схема (17)	9

 

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 2

 

Таблица 10

Подстанция	U	Кол-во ЛЭП	Схема электрических соединений	Кол-во ячеек с выключателями
ПС1	500	4	Полуторная схема (17)	9
ПС2	220	2	Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)	3
ПС3	220	2	Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)	3
ПС4	500	2	Четырёхугольник (7)	4
	220	2	Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)	3
ПС5	220	2	Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)	3
ГЭС	500	4	Полуторная схема (17)	9

Вывод: Выбраны две наиболее рациональные в первом приближении схемы сети. Для них определены напряжения линий электропередачи, сечения проводов, число цепей, количество, тип и номинальные мощности трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, схемы электрических соединений подстанций. Эти данные необходимы для технико-экономического сравнения вариантов.

Вывод по пункту: Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ.

 

 

Рис.3 Схемы электрических соединений элементов варианта 2

 

Рис.4 Схемы электрических соединений элементов варианта 1

ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариант ов сети

 

В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна( т.е. на 1985 г.)

Приведенные затраты на проектируемую сеть:

 

,

 

где ЕН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К - суммарные капитальные вложения, тыс. руб.; И - суммарные издержки, тыс. руб.; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

В данном проекте У = 0. Во всех пунктах применяются двухцепные ВЛ и двухтрансформаторные ПС, параметр потока отказов которых мал.

В соответствии с ([3], с.314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Повторяющимися элементами сети являются линии ГЭС-С, ГЭС-ПС1, ПС1-ПС4.

 

Капитальные вложения

 

,

 

где - капитальные вложения в линии, тыс. руб.; - капитальные вложения в подстанции, тыс. руб.

Линии:

 

,

 

где - удельная стоимость сооружения линии, тыс. руб./км, L –длина линии, км.

Для линии ГЭС-С (для обоих вариантов):UH = 500 кВ, L = 510 км, провод 3хАС-300/66 (табл.3.15, [2]),тогда: тыс.руб./км. ([3] табл.9.7), тыс.руб.

Для остальных линий расчет аналогичен, расчетные данные по остальным линиям приведены в табл.11,12.

Расчетные данные затрат на линии для схемы 1

 

Таблица 11

Линия	U, кВ	L, км	К0	КЛ
ГЭС-C	500	510	65,8	67116
ГЭС-ПС1	500	450,7	65,8	59312,2
ПС1-ПС4	500	79,1	65,8	10409,6
ПС4-ПС3	220	111,8	35	3913
ПС3-ПС2	110	79,1	20,4	1613,6
ПС3-ПС5	110	103,1	22,2	2288,8

 

Расчетные данные затрат на линии для схемы 2

 

Таблица 12

Линия	U, кВ	L, км	К0	КЛ
ГЭС-C	500	510	65,8	67116
ГЭС-ПС1	500	450,7	65,8	59312,2
ПС1-ПС4	500	79,1	65,8	10409,6
ПС4-ПС2	220	127,5	20	2550
ПС4-ПС5	220	75	20	1500
ПС5-ПС3	220	103,1	20	2062
ПС2-ПС3	220	79,1	20	1582

 

Капитальные вложения в линии для схем:

Одинаковые элементы сети в сравнении вариантов не учитываются.

тыс.руб.

тыс.руб.

Подстанции:

,

 

где  - стоимость открытого распределительного устройства подстанции, тыс. руб.; - стоимость трансформаторов, тыс. руб.;  - постоянная часть затрат, тыс. руб.

Для обоих вариантов ПС-1:

ПС-1: Сторона ВН ПС-1: 500кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9.15,с.334) тыс.руб.

 

тыс.руб.

Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов:

Для обоих вариантов:

ПС-1: UВН-Т = 500 кВ, UНН-Т = 13,8 кВ, SТ=400 МВА, тыс.руб. ([3] табл.9.22): тыс.руб.;

Постоянная часть затрат:

Для обоих вариантов:

Для ВН ПС-1: 500 кВ, «Полуторная» по ([3] табл.9.35) тыс.руб.

 

тыс.руб.

тыс.руб.

Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах13, 14.

Капитальные вложения в подстанции схемы 1

 

Таблица 13

Подстанция	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб
ГЭС	3420	-	4100	7520
ПС1	3420	836	4100	8356
ПС2	114	96	210	420
ПС3	520+399	400	760+620	2699
ПС4	1520+520	1236	2400+620	6296
ПС5	114	132	210	456
∑				25747

 

Капитальные вложения в подстанции схемы 2

 

Таблица 14

Подстанция	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб
ГЭС	3420	-	4100	7520
ПС1	3420	836	4100	8356
ПС2	390	260	350	1000
ПС3	390	440	350	1180
ПС4	1520+390	1236	2400+350	5896
ПС5	390	260	350	1000
∑				24952

Суммарные капитальные вложения:

Одинаковые элементы не учитываем.

Вариант 1:

 

тыс.руб.

 

Вариант 2:

 

тыс.руб.

Издержки

 

Суммарные издержки , где  - издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП и ПС, тыс. руб.;  - издержки на стоимость потерянной в сети электроэнергии, тыс. руб.

Линии:

 

.

,

 

где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП в процентах от капитальных затрат;  - стоимость сооружения линии, тыс. руб.

Для варианта 1:

По ([3], табл.8.2,с. 315)  %, тыс.руб.

Для варианта 2:

По ([3], табл.8.2,с. 315)  %, тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП схемы 1 и 2:

 

 

Таблица15

Вариант	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
1	7815,4	2,8	219
2	7694	2,8	215,4

 

Подстанции:

;

,

 

где  - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС в процентах от капитальных затрат;  - стоимость сооружения ПС, тыс. руб.

 

;

 

Для ПС-1 (оба варианта):

По ([3], табл.8.2) , тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы 1 и 2

 

Таблица 16

Вариант	Номер подстанции	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
1	ГЭС	7520	7,8	586,6
2	ГЭС	7520	7,8	586,6
1	ПС1	8356	8,4	702
2	ПС1	8356	8,4	702
1	ПС2	420	8,4	35,3
2	ПС2	1000	8,4	84
1	ПС3	2699	8,4	226,8
2	ПС3	1180	8,4	99,2
1	ПС4	6296	8,4	528,9
2	ПС4	5896	8,4	495,3
1	ПС5	456	8,4	38,3
2	ПС5	1000	8,4	84
∑				В1:2117,9; В2:2051,1

 

Одинаковые элементы не учитываем.

 

тыс.руб.

тыс.руб.

Потери электроэнергии

 

Издержки на стоимость потерянной в электроэнергии:

, тыс. руб., где  коп/кВт×ч – стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии.

Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл.1.

Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через С-ГЭС схем 1 и 2:

 

 МВт×ч;

 МВт×ч;

 МВт×ч.

 

Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная активная мощность, протекающая через линию, МВт.

Число часов наибольших потерь:

 

где – активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; – длительность появления мощности в году, ч. ч

Годовые потери электроэнергии в линии С-ГЭС:

 

 МВт ч,

 

где =70МВт ч/км –средне годовые потери на корону (для ВЛ 500 кВ ), ([3], табл.7.7); n – число цепей линии; L – длина линии, км;

 

=0,102 ([3], табл.7.1)

 

 МВт – потери активной мощности в линии; - поправочный температурный коэффициент.(среднегодовая температура выше +5 ° С).

Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы 1 и 2 приведены в таблицах17 и 18 :

Стоимость потерянной в линиях схемы1 электроэнергии

 

Таблица 17

Линия	, МВт	, ч	,ч/год	, кВ	,МВт	, МВт ч	, тыс.руб.
С-ГЭС	448	3405	1855	500	7,7	85684	856,8
ГЭС-ПС1	772	6170	5736	500	20,3	179538	1795,4
ПС1-ПС4	382	5614	4968	500	0,9	15545	155,5
ПС4-ПС3	152	6088	5521	220	2,2	15500	155,0
ПС3-ПС2	20	4958	3752	110	0,4	1501	15,0
ПС3-ПС5	30	6300	5241	110	0,8	4193	41,9
∑							3018,7

 

Стоимость потерянной в линиях схемы 2 электроэнергии

 

Таблица 18

Линия	, МВт	, ч	,ч/год	, кВ	,МВт	, МВт ч	, тыс.руб.
С-ГЭС	448	3405	1855	500	7,7	85684	856,8
ГЭС-ПС1	772	6170	5736	500	20,3	179538	1795,4
ПС1-ПС4	382	5614	4968	500	0,9	15545	155,5
ПС4-ПС2	152	6088	5521	220	2,5	17628	176,3
ПС4-ПС5	152	6100	5521	220	1,5	10532	105,3
ПС5-ПС3	128	5576	5233	220	1,5	10943	109,4
ПС2-ПС3	144	5751	5018	220	1,4	9398	94,0
∑							3292,7

 

Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС4 для схемы 1.

Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 6).

Для обмотки ВН трансформатора АТ4 подстанции ПС4:

 

 = (314+309+180+210+379+287)∙4 = 6716МВт∙ч;

 = (217,6+213,9+129,2+147,35+261+201,65)∙4 = 4682,8МВт∙ч;

 = 215∙6716+ 150∙4682,8 = 2146360МВт∙ч.

 

Число часов использования наибольшей нагрузки

,

 

где  - максимальная активная мощность, перетекающая через автотрансформаторы подстанции, МВт.

 = 5619 ч.

Число часов наибольших потерь

 

, где

 

 - активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощность  в году, ч.

 = 4968 ч.

Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 19.

Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ4, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь

 

Таблица 19

	Параметр	Ступень напряжения автотрансформатора
		ВН	СН	НН
АТ4	, МВт∙ч	6716	2852	3864
	, МВт∙ч	4682,8	2093,8	2589
	, МВт∙ч	2146360	927250	1219110
	, ч	5619	6088	5300
	, ч	4968	5521	4643
АТ3 (вар. 1)	, МВт∙ч	2852	836	2016
	, МВт∙ч	2093,8	722,8	1371
	, МВт∙ч	927250	288160	639090
	, ч	6100	6861	5326
	, ч	5521	6147	4643

 

Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС4 определяются по следующей формуле [4]:

 

,

 

где n – число автотрансформаторов на подстанции;

 - потери холостого хода автотрансформатора, МВт;

, ,  - потери короткого замыкания в обмотках ВН, СН и НН, МВт;

, ,  - число часов наибольших потерь на сторонах ВН, СН и НН автотрансформаторов, ч;

, ,  - максимальный поток мощности через обмотки ВН, СН и НН автотрансформаторов, МВА;

 - номинальная мощность, автотрансформаторов, МВА.

=7329,5 МВт∙ч.

 = 73,3 тыс. руб.

Для автотрансформаторов подстанции ПС4 схемы варианта 2 расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии в автотрансформаторах схемы 1 представлены в таблице 20.

трансформатор электрический сеть

Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы 1 и схемы 2

 

Таблица 20

Трансформаторы	схема	, МВт∙ч	, тыс. руб
ТДЦ-400000/500 (ПС1)	1и 2	9072,2	90,7
3хАОДЦТН-167000/500/220 (ПС4)	1 и 2	7329,5	73,3
АТДЦТН-125000/220/110 (ПС3)	1	3358,6	33,6
ТРДЦН-100000/220 (ПС3)	2	3348,2	33,5
ТДН-16000/110 (ПС2)	1	609,0	6,1
ТРДН-40000/220 (ПС2)	2	964,4	9,6
ТРДН-25000/110 (ПС5)	1	974,8	9,7
ТРДН-40000/220 (ПС5)	2	1153,7	11,5
∑(без учета одинаковых элементов)	1		49,4
	2		54,6

 

Суммарные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах для схем 1 и 2:

 

тыс.руб.

тыс.руб.

 

Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).

 

тыс.руб.

тыс.руб.

 

Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).

Затраты

тыс.руб.

тыс.руб.

Сравнение затрат

 

Вывод по пункту: В результате проведенного технико-экономического расчёта получили два примерно одинаковых по экономическим затратам варианта. Второй вариант с кольцевым исполнением системы (см.рис.2) оказался на 2,9% дороже первого варианта, однако он обеспечивает большие возможности по расширению и дальнейшему развитию электрической сети, кроме того кольцо выполнено на напряжение 220 кВ, в то время как в первом варианте используется 2 ступени 220 и 110 кВ. Таким образом принимаем в качестве наиболее рационального, второй вариант исполнения электрической сети.