Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи (стр. 2 из 9)
Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции
СХЕМА 2
Генераторы будут такими же, как и в варианте схемы №1 (СВ – 855/235–32), но, поскольку ОРУ ВН ГЭС в этом варианте имеет номинальное напряжение 500 кВ, то выберем блочные трансформаторы типа ТДЦ – 250000/500 [1, табл. 5.21]. Параметры:
SНОМ = 250 МВА; UНОМ ВН = 525 кВ; UНОМ НН = 15,75 кВ; UК = 13%; ΔPК = 600 кВт; ΔPХ = 250 кВт; RТ = 2,65 Ом; XТ = 143 Ом.
При числе присоединений равном 6 (1×ВЛ 500 кВ и 5×БТ) и напряжении 500 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 5).
Рис. 5. Схема электрических соединений ГЭС
Поскольку номинальные напряжения участков электропередачи в этом варианте не совпадают, то промежуточная подстанция будет иметь 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:
– ОРУ 500 кВ: количество присоединений = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2×АТ 500/330 + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий»
– ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 500/330).
«трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя»
– ОРУ 220 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем».
Схема ОРУ 220 кВ такая же как и в варианте 1 (рис. 3)
Выбор автотрансформаторов 500/330 кВ:
МВА.Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/330.
Выбор автотрансформаторов 500/220 кВ:
МВА.Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/220.
Схема электрических соединений промежуточной подстанции представлена на рис. 4.
Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции
1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного
Технически возможные варианты выполнения электропередачи сопоставляются по приведенным народнохозяйственным затратам на её сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов, а также неучёт затрат на возмещение потерь энергии в трансформаторах, шунтирующих реакторах и конденсаторных батареях ввиду их малости по сравнению с такими затратами для участков ВЛ.
Одинаковым элементом для обоих вариантов является: схема ОРУ 220 кВ.
Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другие варианты превышают наименьшие более чем на 5%.
Приведенные затраты:
EН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений
– суммарные капиталовложения, 
– суммарные издержки, 
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии
Технико-экономический расчёт для варианта №1:
Капиталовложения:
•
тыс. руб. 
тыс. руб. 
тыс. руб. – стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16] 
тыс. руб. [1, табл. 7.18] 
тыс. руб. [1, табл. 7.28]•
тыс. руб. 
тыс. руб. 
тыс. руб.К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
•
тыс. руб. 
тыс. руб. [1, табл. 7.16] 
тыс. руб. [1, табл. 7.18] 
тыс. руб. [1, табл. 7.28]•
тыс. руб.Издержки:
•
тыс. руб.•
тыс. руб. 
, 
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]•
тыс. руб. 
тыс. руб. 
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2] 
тыс. руб. 
коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части) 
МВт·ч/год 
МВт 
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10] 
ч/год 
МВт•
тыс. руб. 
тыс. руб. 
тыс. руб. 
МВт·ч/год 
МВт 
кВт/км 
МВт•
тыс. руб.•
тыс. руб.• 
, ущерб мы не рассматриваем, т. к. правая часть обоих вариантов – это одноцепная линия 330 кВ одного и того же сечения. Ущерб правой части так же не рассматриваем, из-за индивидуальности задания: во втором варианте правая часть схемы – это одноцепная линия 500 кВ, и при выходе её из стоя выходит из работы вся схема. Т.о. ни в одном варианте ущерб не рассматриваем.
Приведенные затраты:
тыс. руб.Технико-экономический расчёт для варианта №2:
Капиталовложения:
•
тыс. руб. 
тыс. руб. 
тыс. руб. стоимость ячейки с выключателем 500 кВ [1, табл. 7.16] 
тыс. руб. [1, табл. 7.19] 
тыс. руб. [1, табл. 7.28]•
тыс. руб. 
тыс. руб. 
тыс. руб.К0 = 125 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 500 кВ, 330 (для стальных одноцепных опор с оттяжками, район по гололёду II, провод 3´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
•
тыс. руб. 
тыс. руб. 
тыс. руб. [1, табл. 7.16]