Выбор трансформаторов и выключателей на понижающих подстанциях.

Типы, мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы, так как эти параметры не зависят от схемы сети 110 кВ.

Таблица 6

Б Выбор числа ячеек выключателей

Таблица 7. Определение числа ячеек выключателей 110 кВ. Вариант 1

Таблица 8. Определение числа ячеек выключателей 110 кВ. Вариант 2

Таблица 9. Определение числа ячеек выключателей 110 кВ. Вариант 3

Таблица 10. Определение числа ячеек выключателей 110 кВ. Вариант 4

Экономическое сопоставление вариантов развития сети. Участок 1-4.

Рассмотрим узел №15. Экономическое сопоставление вариантов исполнения – линии 3-15 позволит определить схему питания потребителей III-й категории.

Вариант 1

2*АС-95 и 2*ТДН-10000/110

Рисунок 13

ü Капитальные вложения в линию:

=

где С – стоимость одного километра линии, тыс. рублей;

L – длина линии, км;

N – число параллельных линий;

К_пер- коэффициент пересчета= 68, 8

ü Капитальные вложения в подстанцию:

где С_тр, С_в – стоимость трансформатора, выключателя, тыс. рублей;

L – длина линии, км;

N – число трансформаторов, выключателей;

К_пер- коэффициент пересчета= 68, 8

ü Суммарные вложения:

ü Параметры схемы замещения:

,

Потери мощности в максимальном режиме:

ü Число часов максимальных потерь:

Постоянные потери:

ü Издержки:

ü Приведенные затраты узла 13 при питании по 2-м линиям:

где Е_Н=0.12 – коэффициент кап.вложений

- издержки на амортизацию

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий , для подстанций .

Расчет варианта 1:

Капитальные вложения в линию:

= 68, 8*20, 6*30*2= 85036, 8 тыс.руб тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанцию:

= 54*2*68, 8+35*4*68, 8= 17062, 4тыс.руб.

Суммарные вложения: = 85036, 8 +17062, 4= 102099, 2 тыс.руб.

Параметры схемы замещения:

= Ом, = 3, 975 Ом

= 4, 59 + 3, 975 = 8, 6 Ом

Потери мощности в максимальном режиме:

=3*0, 054²*8, 6 =0, 0798 МВт

Постоянные потери мощности: = 0, 014*2=0, 028 МВт

Издержки:

= 1, 2(2886*0, 0798+8760*0, 028)= 675, 84 тыс.руб

Приведенные затраты: =

=0, 12* 102099, 2+ 0, 028*85036, 8+ 0, 094*17062, 4 + 675, 84 = 16912, 644 тыс.руб

Вариант 2

Рисунок 14

Расчет за исключением ущерба от недоотпуска электроэнергии аналогичен первому варианту.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

где У₀ = 68*5, 5*10³=374000 руб/МВт – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения

Р_потр = 10 МВт – нагрузка потребителя

e = 1 – степень ограничения потребителя

n = 2 – число последовательно включенных элементов

w_i = 1.1 – параметры потока отказов ВЛ (одноцепной)

Т_i = 1.0´ 10^-3 лет/отказ – среднее время восстановления линии

w_i = 0.02 – параметры потока отказов трансформатора

Т_i = 20.0´ 10^-3 лет/отказ – среднее время восстановления трансформатора при наличии резервного

Приведенные затраты узла 13 при питании по одной линии:

Y_год=374000*10*1( 1, 1*1*10^-3+0, 02*20*10^-3)=2730, 2 тыс.руб

Результаты расчетов сведем в таблицу

Таблица 12

Сопоставление вариантов показывает, что по одной линии выгодней на 46 %, что является существенным, поэтому имеет смысл питать потребителей узла 15 по одноцепной схеме для всех вариантов развития сети.