Материал: Разработка схемы районной электрической сети
Определение номинального напряжения:
(кВ).
Примем Uн=220 кВ.
Определение номинального напряжения:
(кВ).
Примем Uн=110 кВ.
Определение токов на участках линии и выбор сечения линии. Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, так как линии выполнены двуцепными линиями, то значение тока уменьшаем в 2 раза:
(А) 
провод АС - 240;
(А) 
провод АС - 240;
(А) 
провод АС - 240;
(А) 
провод АС - 240;
(А) 
провод АС - 120;
(А) 
провод АС - 120;
Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии
для двухцепной линии:
(Ом), 
(Ом),
(Ом), 
(Ом),
(Ом), 
(Ом),
(Ом), 
(Ом),
(Ом), 
(Ом),
(Ом), 
(Ом).
Определение потерь активной мощности и потери напряжения
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
Далее потери мощности суммируются для всей сети:
(МВт).
Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП.
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ).
Определяются потери напряжения в %:
%, 
%,
%, 
%,
%, 
%.
Определяется наибольшая потеря
напряжения, то есть потерю напряжения от источника до самого удаленного потребителя:
%,
%,
Расчет послеаварийного режима данного варианта сети
Исключается линия на участке цепи 1-7
Рисунок 18 - Потокораспределение в аварийном
режиме
Рассчитается активное и индуктивное
сопротивление:
(Ом), 
(Ом).
Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:
(кВ),
(кВ).
Определяется потеря напряжения в % в аварийном
режиме:
.
Исключается линия на участке цепи
1-5
Рисунок 19 - Потокораспределение в аварийном
режиме
Рассчитается активное и индуктивное
сопротивление:
(Ом), 
(Ом).
Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:
(кВ),
(кВ).
Определяется потеря напряжения в % в аварийном
режиме:
.
Исключается линия на участке цепи 2-8
Рассчитается активное и индуктивное
сопротивление:
(Ом), 
(Ом).
Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:
(кВ),
Рисунок 20 - Потокораспределение в аварийном
режиме
Определяется потеря напряжения в % в аварийном
режиме:
.
Исключается линия на участке цепи
2-4
Рисунок 20 - Потокораспределение в аварийном
режиме
Рассчитается активное и индуктивное
сопротивление:
(Ом), 
(Ом).
Рассчитывается потеря напряжения на
участках цепи:
(кВ),
Определяется потеря напряжения в % в
аварийном режиме:
.
Все данные предварительного расчета схемы № 3
занесем в таблицу 8.
Таблица 8 - Нормальный режим схемы № 3
|
Участок |
Длина км |
Число цепей |
Поток мощности МВА |
Расчетный ток А |
Стандарт ное сечение мм2 |
r0 Ом/км |
x0 Ом/км |
r Ом |
x Ом |
∆P МВт |
∆U кВ |
|
1-7 |
67 |
2 |
63+j35 |
94 |
240 |
0,12 |
0,43 |
4 |
14,4 |
0,42 |
3,4 |
|
7-6 |
75 |
2 |
40,5+j19,6 |
60 |
240 |
0,12 |
0,43 |
4,5 |
16,1 |
0,2 |
2,3 |
|
1-5 |
75 |
2 |
74,6+j42,5 |
113 |
240 |
0,12 |
0,43 |
4,5 |
16,1 |
0,7 |
4,7 |
|
5-3 |
45 |
2 |
30,4+j18 |
47 |
240 |
0,12 |
0,43 |
2,7 |
9,6 |
0,07 |
1,2 |
|
2-8 |
90 |
2 |
32,8+18,9j |
99 |
120 |
0,25 |
0,423 |
11,3 |
19 |
1,35 |
6,6 |
|
2-4 |
67 |
2 |
27+j17,8 |
85 |
120 |
0,25 |
0,423 |
8,4 |
14,2 |
0,73 |
4,5 |
В результате проведенных расчетов в
послеаварийном режиме получили что, суммарные потери в аварийном режиме
находятся в допустимом пределе ΣΔUдоп%=12%.
4. Технико-экономическое сравнение вариантов
сети
Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов.
По табл. 7.4, 7.8, 7.2, 7.3, 7.7, 7.1 стр. 309-315 [3] выбираются соответственно: стоимость ВЛ 220/110 кВ; затраты на устройство лежневых дорог; затраты с учетом зонального коэф.; стоимость земельного участка под опоры; стоимость в текущем уровне цен.
Метод приведенных затрат
Выбор оптимального варианта производится по
критерию минимума приведенных затрат (3), которые для i-го
варианта определяются по формуле:
= рн K
+ И + У
где рн = 0,33 1/год - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложении;
К -- суммарные единовременные капиталовложения, руб.;
И -- суммарные ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание, руб;
У- суммарный вероятный народнохозяйственный ущерб от аварийных и плановых перерывов электроснабжения потребителей, руб.
Ежегодные издержки определяются по формуле:
З = Иа + Ир + Ио + ИΔW
Таблица 9 - Технико-экономическое сравнение вариантов
|
Составляющие затрат |
Схема 1 |
Схема 2 |
Схема 3 |
Схема 1 |
Схема 2 |
Схема 3 |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Стоимость ВЛ 220/110 кВ |
участок |
Ко тыс.руб./км |
Li |
участок |
Ко тыс.руб./км |
Li |
участок |
Ко тыс.руб./км |
Li |
739500 |
669950 |
651350 |
|
|
|
|
км |
|
|
км |
|
|
км |
|
|
|
|
|
1-5 |
1650 |
75 |
1-7 |
1650 |
67 |
1-7 |
1650 |
67 |
|
|
|
|
|
5-7 |
1650 |
75 |
7-6 |
1650 |
75 |
7-6 |
1650 |
75 |
|
|
|
|
|
7-6 |
1650 |
75 |
6-4 |
1650 |
45 |
1-5 |
1650 |
75 |
|
|
|
|
|
6-4 |
950 |
30 |
4-2 |
950 |
45 |
5-3 |
1650 |
45 |
|
|
|
|
|
4-2 |
950 |
45 |
1-5 |
1650 |
75 |
2-8 |
1650 |
90 |
|
|
|
|
|
2-8 |
1650 |
90 |
5-3 |
1650 |
45 |
2-4 |
1650 |
67 |
|
|
|
|
|
1-3 |
1650 |
90 |
3-8 |
950 |
67 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8-2 |
950 |
60 |
|
|
|
|
|
|
|
Затраты на устройство лежневых до-рог (Зл), З=Зл*L, где L-длина линии |
370*480 |
370∙479 |
370∙419 |
177600 |
177230 |
155030 |
||||||
|
Затраты с учетом зонального коэф.,Ззк=1 |
(739500+177600)*1 |
(669950+177230)*1 |
(651350+155030)*1 |
917100 |
847180 |
806380 |
||||||
|
Ст-ть земельного участка под опоры, ст-ть освония =19руб/м2; размер пост отвода земли на 1 км = 40м3 |
19*40*480 |
19*40*479 |
19*40*419 |
364800 |
364040 |
318440 |
||||||
|
НДС по п. |
1,2*364800 |
364040*1,2 |
318440*1,2 |
437760 |
436848 |
|||||||
|
Ст-ть в текущем уровне цен |
(917100+437760) ∙2,664 |
(847180+436848) ∙2,664 |
(806380+382128) ∙2,664 |
3609347 |
3420651 |
3166185 |
||||||
|
Общие затраты |
- |
- |
- |
3609347 |
3420651 |
3166185 |
||||||
где Иа = αа·К -- отчисления на амортизацию (αа = 0,2 ÷ 0,3 - ежегодные отчисления на амортизацию в относительных единицах), руб.;
(Ир + Ио) = (αр + αо)·К -- отчисления на ремонт и обслуживание, руб.;
[(αр + αо) = 0,06 - ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание в относительных единицах];
ИΔW = β·ΔР·τ -- стоимость
потерь электроэнергии [
-время
максимальных потерь, час], руб.
Время максимальных потерь находится
по формуле:
часов.
Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 1.
Отчисления на амортизацию
определяются по формуле:
Иа = αа·К
Иа = 0,2·3609347=722 тыс руб/год.
Находятся отчисления на ремонт и
обслуживание по формуле:
(Ир + Ио) = (αр + αо)·К
(Ир + Ио) = 0,06·3609347=216 тыс
руб/год.
Определяется стоимость потерь
электроэнергии по формуле:
ИΔW = β·ΔР·τ
ИΔW = 2,4·1,7·5250·10-3 =21 тыс руб/год.
Ежегодные издержки вычисляются по
формуле:
З= рн K+И
З= 0,33·3609347+722000+216000
+21=2130 тыс руб/год.
Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 2.
Отчисления на амортизацию составят:
Иа = 0,2·3420651= 684 тыс руб/год.
Находятся отчисления на ремонт и
обслуживание:
(Ир + Ио) = 0,06·3420651=205 тыс
руб/год.
Определяется стоимость потерь электроэнергии:
ИΔW =2,4·1,36·5250·10-3 =17 тыс руб/год.
Ежегодные издержки составят:
З= 0,33·3420651+684000 + 205000+ 17= 2020 тыс руб/год.
Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 3.
Отчисления на амортизацию составят:
Иа = 0,2·3166185= 633 тыс руб/год.
Находятся отчисления на ремонт и
обслуживание:
(Ир + Ио) = 0,06·3166185=190 тыс
руб/год.
Определяется стоимость потерь электроэнергии:
ИΔW =2,4·3,5·5250·10-3 = 44 тыс руб/год.
Ежегодные издержки составят:
З= 0,33·3166185+ 633000 + 190000+44= 1868 тыс руб/год.
На основании анализа экономической эффективности сравниваемых вариантов делается вывод, что предпочтение отдаётся к реализации варианта схемы № 3 СЭС, поэтому принимается более экономичная схема №3.
5. Выбор трансформаторов на
подстанции потребителей
Основными критериями выбора оптимальной мощности трансформаторов являются:
экономические соображения, обеспечивающие максимум ЧДД (чистый дисконтированный доход);
условия нагрева, зависящие от графика нагрузки;
температуры окружающей среды, коэффициента начальной загрузки и длительности максимума.
Так как преобладают потребители 1-й и 2-й категорий, принимается к установке по два трансформатора в пунктах (подстанциях) № 3, 4, 5, 6, 7, 8.
Определяется расчётная мощность
трансформатора на подстанции по формуле:
где 
- коэффициент загрузки, =0,7;