55
ΔЭ
Σ1W
= ΣΔЭ
Wi
= 7485 МВт·ч.
Вариант электрической сети 2:
ΔЭ
Σ2W
= ΣΔЭ
Wi
= 6568 МВт·ч.
Вариант электрической сети 3:
ΔЭ
Σ3W
= ΣΔЭ
Wi
= 6956 МВт·ч.
Вариант электрической сети 4:
56
ΔЭ
Σ4W
= ΣΔЭ
Wi
= 6794 МВт·ч.
Вариант электрической сети 5:
ΔЭ
Σ5W
= ΣΔЭ
Wi
= 7280 МВт·ч.
2.7 Выбор трансформаторов на подстанциях
Практически бесперебойное электроснабжение потребителей первой и
второй категорий обеспечивается при установке на ПС двух одинаковых
трансформаторов. Данное решение является самым экономически
целесообразным. При отключении одного из трансформаторов оставшийся в
работе силовой трансформатор должен обеспечить электроснабжение всех
потребителей ПС, исходя из допустимой перегрузки трансформатора при
57
максимальной нагрузке на 40 %. Этот режим для двухтрансформаторных ПС
достигается при загрузке каждого трансформатора на 70 % в нормальном
режиме. Тогда номинальная мощность трансформаторов ПС рассчитывается
как:
S
ном.тр
≥ 0,7 · S
max
; (2.14)
где S
макс.нагр.
– максимальная нагрузка подстанции,
(2.15)
Для подстанции 1
S
ном.тр.ПС1
≥ 0,7 · 3,706 = 2,594 МВА;
следовательно, на ПС 1 для электроснабжения новых микрорайонов г.
Пласт необходимо установить силовой трансформатор ТМН-4000/35/10
мощностью 4000 кВА, технические характеристики которого представлены в
таблице 2.1.
Таблица 2.1
Технические характеристики силового трансформатора ТМН-4000/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
4000 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение КЗ
7,5 %
Потери ХХ
5,6 кВт
Потери КЗ
33,5 кВт
Ток ХХ
0,9 %
Для подстанции 2
S
ном.тр.ПС2
≥ 0,7 · 11,403 = 7,982 МВА;
следовательно, на ПС 2 для электроснабжения ООО "Пласт-Рифей"
необходимо установить силовой трансформатор ТДН-10000/35/10
58
мощностью 10000 кВА, технические характеристики которого представлены
в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Технические характеристики силового трансформатора ТДН-10000/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
10000 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение КЗ
8,0 %
Потери ХХ
12,0 кВт
Потери КЗ
60,0 кВт
Ток ХХ
0,75 %
Для подстанции 3
S
ном.тр.ПС3
≥ 0,7 · 1,137 = 0,796 МВА;
следовательно, на ПС 3 для электроснабжения предприятия текстильной
промышленности необходимо установить силовой трансформатор ТМН-
1000/35/10 мощностью 1000 кВА, технические характеристики которого
представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.3
Технические характеристики силового трансформатора ТМН-1000/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
1000 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение КЗ
6,5 %
Потери ХХ
2,1 кВт
Потери КЗ
12,2 кВт
Ток ХХ
1,4 %
Для подстанции 4
S
ном.тр.ПС4
≥ 0,7 · 8,156 = 5,709 МВА;
59
следовательно, на ПС 4 для электроснабжения химического завода ООО
"Новые технологии" необходимо установить силовой трансформатор ТМН-
6300/35/10 мощностью 6300 кВА, технические характеристики которого
представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Технические характеристики силового трансформатора ТМН-6300/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
6300 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение КЗ
7,5 %
Потери ХХ
8,0 кВт
Потери КЗ
46,5 кВт
Ток ХХ
0,8 %
Для подстанции 5
S
ном.тр.ПС5
≥ 0,7 · 13,240 = 9,268 МВА;
следовательно, на ПС 5 для электроснабжения АО "Южуралзолото Группа
Компаний" необходимо установить силовой трансформатор ТМН-
10000/35/10 мощностью 10000 кВА, технические характеристики которого
представлены в таблице 2.2.
Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт·ч в двухобмоточных
трансформаторах определяют по формуле:
(2.16)
где ΔР
х
, ΔР
к
– номинальные потери ХХ и КЗ в соответствующем
трансформаторе,
n
т
– число одинаковых параллельно включенных трансформаторов, на всех
подстанциях электрической сети n
т
= 2,
на подстанции 1
60
на подстанции 2
на подстанции 3
на подстанции 4
на подстанции 5
Суммарные годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах
сети равны
ΔЭ
ΣТ
= ΣΔЭ
Тi
= 1063 МВт·ч.
Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт·ч в батареях
конденсаторов определяются по формуле:
ΔЭ
δ
= ΔР
δ
· Q
δ
· t
δ
; (2.17)
где ΔР
δ
– удельные потери в батареи, ΔР
δ
= 0,0045 МВт/Мвар;
t
δ
– время работы батареи, принимается t
δ
= 7000 ч,
ΔЭ
δ
= 0,0045 · (0,3 + 2,7 + 0,4 + 2,0 + 1,4) · 7000 = 214 МВт·ч.
Суммарные потери энергии каждой схемы составляют:
ΔЭ
Σi
= ΔЭ
ΣW
+ ΔЭ
ΣТ
+ ΔЭ
δ
; (2.18)
ΔЭ
Σ1
= 7485 + 1063 + 214 = 8762 МВт·ч;
ΔЭ
Σ2
= 6568 + 1063 + 214 = 7845 МВт·ч;
ΔЭ
Σ3
= 6956 + 1063 + 214 = 8233 МВт·ч;
ΔЭ
Σ4
= 6794 + 1063 + 214 = 8071 МВт·ч;
ΔЭ
Σ5
= 7280 + 1063 + 214 = 8557 МВт·ч.
2.8 Технико-экономическое сравнение вариантов
61
Из предварительно выбранных вариантов электросети самым
экономичным считается вариант с минимальными затратами:
З = Е · К
Σ
+ И. (2.19)
Данное выражение справедливое для статической ситуации, когда
строительство и освоение мощности электросети осуществляется в течении
одного года и в дальнейшем ежегодные издержки на эксплуатацию не
изменяются. Для упрощения расчетов считаю, что ситуация статическая.
Капитальные затраты определяются сметой, которая представляет
собой основной экономический документ строительства. Сметные расчеты
обозначают абсолютную величину и структуру требуемых на сооружение
сети трудовых и материальных затрат. Но для определения самого
экономичного варианта капиталовложения с достаточной точностью
подсчитываются по укрупненным показателям стоимости [3, 7, 15]: одного
силового трансформатора, одной ячейки РУ, одного километра ЛЭП, что в
существенной мере упрощает расчеты. Для источников питания учитываю
капитальные вложения только в ОРУ, которые зависят от количества ЛЭП,
выбранной схемы электросети. Капиталовложения на элементы электросети,
которые повторяются во всех вариантах учитывать не нужно.
Капитальные вложения К во всех вариантах электросети
определяются затратами на строительство ЛЭП К
w
и ПС К
пс
:
К
Σ
= К
w
+ К
пс
. (2.20)
Полные капитальные вложения в ВЛ
К
WΣi
= ΣК
0
· l, (2.21)
где К
0
- стоимость строительства 1 км ВЛЭП; затраты на сооружение
одноцепных линий 35 кВ на железобетонных опорах с проводами АС-50/8
составляют 2443 тыс. руб./км; АС-120/19 – 2758 тыс.руб./км; АС-150/24 –
2888 тыс. руб./км; АС-240/32 - 3292 тыс. руб./км; затраты на сооружение
двухцепных линий 35 кВ на железобетонных опорах с одновременной
подвеской двух цепей с проводами АС-50/8 составляют 3329 тыс. руб./км;
62
АС-70/11 - 3584 тыс.руб./км; АС-95/16 – 3847 тыс. руб./км; АС-120/19 - 4088
тыс. руб./км; АС-150/24 – 4375 тыс.руб./км;
l – протяженность линий электропередач.
для варианта электрической сети 1
К
WΣ1
= 2443 · 15 + 2758 · 9 + 2888 · 13 + 3292 · 8 + 3292 · 11 +
= 2443 · 9 + 2888 · 14 = 223978 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 2
К
WΣ2
= 3584 · 9 + 3584 · 13 + 3847 · 14 + 3584 · 15 + 3329 · 11 + 3329 · 8
=
= 249717 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 3
К
WΣ3
= 3847 · 14 + 3847 · 11 + 4088 · 8 + 3329 · 13 + 3329 · 9 + 3584 · 15
=
= 255877 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 4
К
WΣ4
= 3847 · 11 + 4088 · 8 + 3847 · 14 + 3329 · 10 + 3329 · 9 + 3584 · 15
=
= 245890 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 5
К
WΣ5
= 3584 · 9 + 3584 · 13 + 4375 · 8 + 4088 · 11 + 3329 · 9 + 3584 · 14
=
= 238953 тыс. руб.
Капиталовложения в силовые трансформаторы одинаковы для всех
вариантов и составляют:
К
трΣ
= ΣК
тр
· n
тр
, (2.22)
где К
тр
– стоимость трансформаторов на каждой ПС, стоимость
трансформаторов ТМН-1000/110 составляет 1200 тыс. руб., стоимость
трансформаторов ТМН-4000/110 составляет 4200 тыс. руб., стоимость
трансформаторов ТМН-6300/110 составляет 5300 тыс. руб., стоимость
трансформаторов ТМН-10000/110 составляет 8700 тыс. руб.,
63
n
тр
– количество трансформаторов на каждой ПС;
К
трΣ
= 1200 · 2 + 4200 · 2 + 5300 · 2 + 8700 · 4 = 56200 тыс. руб.
Капиталовложения в оборудование подстанций включает только
капиталовложения в ячейки выключателей.
К
ПСΣ
= К
выклΣ
= К
выкл
∙ n
Σ
, (2.23)
где К
выкл
– капиталовложения в один выключатель, для элегазовых
выключателей 35 кВ К
выкл
= 2100 тыс.руб.;
n
Σ
– суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;
Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяется
из расчета, что на тупиковых подстанциях применяется схема мостика. При
этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитывается,
так как он присутствует в обеих схемах. Для первого варианта электрической
сети n
Σ
= 20.
К
ПСΣ1
= 2100
∙ 20 = 42000 тыс.руб.
аналогично определяются капиталовложения в оборудование
подстанций для остальных вариантов
К
ПСΣ2
= 2100
∙ 27 = 56700 тыс.руб.;
К
ПСΣ3
= 2100
∙ 27 = 56700 тыс.руб.;
К
ПСΣ4
= 2100
∙ 30 = 63000 тыс.руб.;
К
ПСΣ5
= 2100
∙ 30 = 63000 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из
суммарных капиталовложений в ЛЭП, силовых трансформаторах и
суммарных капиталовложений в оборудование ПС.
К
Σ
= К
WΣ
+ К
трΣ
+ К
ПСΣ
; (2.24)
К
Σ1
= 223978 + 56200 + 42000 = 322178 тыс. руб.;
К
Σ2
= 249717 + 56200 + 56700 = 362617 тыс. руб.;
К
Σ3
= 255877 + 56200 + 56700 = 368777 тыс. руб.;
К
Σ4
= 245890 + 56200 + 63000 = 365090 тыс. руб.;
К
Σ5
= 238953 + 56200 + 63000 = 358153 тыс. руб.
Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:
64
(2.25)
где а
ЛЭПΣ
– суммарная норма отчислений на амортизацию и
обслуживание ЛЭП, для ВЛ а
ЛЭПΣ
= 5,8 %.
Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:
(2.26)
где а
ПСΣ
– суммарная норма отчислений на амортизацию и
обслуживание электрооборудования ПС, а
ПСΣ
= 10,9%.
И
экспл.ПСΣ1
= 0,109 ∙ (56200 + 42000) = 10704 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ2
= 0,109 ∙ (56200 + 56700) = 12306 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ3
= 0,109 ∙ (56200 + 56700) = 12306 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ4
= 0,109 ∙ (56200 + 63000) = 12993 тыс. руб./год;
И
экспл.ПСΣ5
= 0,109 ∙ (56200 + 63000) = 12993 тыс. руб./год
Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:
И
экспл.Σ
= И
экспл.ЛЭПΣ
+ И
экспл.ПСΣ
; (2.27)
И
экспл.Σ1
= 12991 + 10704 = 23695 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ2
= 14484 + 12306 = 26790 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ3
= 14841 + 12306 = 27147 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ4
= 14262 + 12993 = 27255 тыс. руб./год.;
И
экспл.Σ5
= 13859 + 12993 = 26852 тыс. руб./год.
Суммарные издержки определяются по формуле:
И
Σ
= И
экспл.Σ
+И
ΔЭ
; (2.28)