Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

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:

S_номi – номинальная мощность i-той подстанции,

S_нагрi – 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:

К_ЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;

К_ТР – капиталовложения в трансформаторы;

К_ОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;

К_ПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.

К_уд – 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)

 

К_уд – стоимость трансформатора;

n_Т – количество трансформаторов;

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

, где К_яч – стоимость ячейки;

n_яч – 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

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
3-2	42	110	АС-70/11	1	57	87093,72
4-3	28	110	АС-95/16	1	57	58062,48
РПП-4	52	110	АС-150/24	1	57	107830,32
1-5	68	110	АС-70/11	1	57	141008,88
6-1	20	110	АС-70/11	1	57	41473,2
РПП-6	18	110	АС-120/19	1	57	37325,88
ТЭЦ-РПП	19	110	АС-70/11	1	57	39339,54
Итого						513124,02

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

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТМН-6300/110	2	136	9895,36
2	ТДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТДН-16000/110	2	172	12514,72
4	ТРДН-25000/110	2	222	16152,72
5	ТДН-16000/110	2	172	12514,72
6	ТРДН-25000/110	2	222	16152,72
Итого				77988,72

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

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110	8	290	84401,6
2	110		198	7203,24
3	110	8	290	84401,6
4	110	8	290	84401,6
5	110		198	7203,24
6	110	8	290	84401,6
РПП	110	6	290	63301,2
ТЭЦ	110	2	290	21100,4
Итого				436414,48

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

ПС	UНОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	RТ, Ом	Sобм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔWТ, тыс.руб
1	110	ТМН-6300/110	11,5	14,7	4,662	26,404	596,18
2	110	ТДН-10000/110	14	7,95	12,176	97,407	1203,39
3	110	ТДН-16000/110	19	4,38	21,769	171,54	1921,09
4	110	ТРДН-25000/110	27	2,54	27,324	126,725	1873,45
5	110	ТДН-16000/110	19	4,38	18,201	119,917	1543,31
6	110	ТРДН-25000/110	27	2,54	27,081	153,949	2072,68
Итого							9210,1

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят: