Выбор схемы развития районной электрической сети

|1-2 |50 |2 |25 |129 |

|3-5 |59 |1 |59 |393 |

|2-1000 |70 |1 |70 |575 |

|4-1000 |58 |2 |29 |97 |

|5-1000 |58 |2 |29 |373 |

|6-1000 |62 |2 |31 |242 |

Таблица 2.3

Токораспределение распределительной сети (Вариант I).

|5-8 |40 |2 |20 |512 |

|5-7 |46 |2 |23 |262 |

|8-9 |20 |1 |20 |143 |

|7-10 |40 |2 |20 |206 |

Таблица 2.4

Токораспределение распределительной сети (Вариант II).

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |592 |

|5-7 |46 |2 |23 |384 |

|8-9 |20 |1 |20 |268 |

|7-10 |20 |1 |20 |254 |

|8-10 |25 |1 |25 |162 |

Таблица 2.5

Токораспределение распределительной сети (Вариант III).

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |720 |

|5-7 |46 |2 |23 |258 |

|8-9 |20 |1 |20 |170 |

|8-10 |50 |2 |25 |206 |

Таблица 2.6

Токораспределение распределительной сети (Вариант IV)

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |512 |

|5-7 |46 |2 |23 |318 |

|8-9 |20 |1 |20 |134 |

|5-10 |40 |1 |40 |143 |

|7-10 |20 |1 |20 |132 |

Таблица 2.7

Выбор сечений линий электропередач.

|I |7-10 |103 |2 |АС-120 |

|II |8-10 |81 |1 |АС-120 |

| |7-10 |127 |1 |АС-120 |

|III |8-10 |103 |2 |АС-120 |

|IV |7-10 |66 |1 |АС-120 |

| |5-10 |143 |1 |АС-120 |

Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых

аварийных режимов, в качестве которых использованы:

- Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети;

- Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце.

Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети

приведены в таблицах 2.8…2.11 соответственно для вариантов I-IV.

Таблица 2.8

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант I).

|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |431 |610 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |2 |обрыв 10-7 |206 |390 |удовл. |

Таблица 2.9

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант II).

|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |335 |610 |удовл. |

|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |532 |610 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 8-10 |208 |390 |удовл. |

|8-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |208 |390 |удовл. |

Таблица 2.10

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III).

|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |720 |610 |неудовл. |

|8-10 |АС-120 |2 |обрыв 8-10 |206 |390 |удовл. |

Таблица 2.11

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV).

|5-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |209 |390 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 5-10 |209 |390 |удовл. |

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает,

что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит

линия 5-8 в варианте III.

Необходимо добавить к существующим линиям третью.

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85

16.9/0.9

Существующая сеть

Проектируемая сеть

Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает,

что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят

по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был

выполнен в программе RASTR.

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети.

Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития

электрической сети в общем случае является многокритериальным. При

сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический,

критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный

и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится

к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и

качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии

и с выполнением социальных требований.

Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке

вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических

режимов для наиболее экономичных вариантов.

В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития

использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и

подстанций.

[pic] руб./год, где

[pic]– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в

расчётах принимается[pic];

[pic]– капитальные вложения в линии и подстанции

[pic] -соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий

[pic] и подстанций [pic], [pic]- издержки на возмещение потерь энергии в

электрических сетях;

[pic]- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от

нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым

стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Ежегодные издержки [pic] и [pic] определяются суммой отчислений от

капитальных вложений [pic] и [pic], где [pic], [pic]- соответственно

коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и

подстанций (табл. 2.12).

[pic]- определяется на основе стоимости [pic] сооружения 1 км линии

[pic] определённых классов напряжения, сечения, марки провода, длины линии

[pic], количество линий [pic]

[pic]

[pic]- включает стоимость подстанции без учёта оборудования

одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов [pic] можно

принять как

[pic], где

[pic]- число ячеек выключателей 110кВ

[pic] - стоимость одной ячейки (табл.2.12).

[pic], где

[pic]-суммарные потери мощности в сети в максимальном режиме,

определённые для каждой линии[pic]

[pic]

по всем линиям сети

[pic] - число часов максимальных потерь в год

[pic]

[pic] - удельная стоимость потерь электроэнергии в

рассматриваемом режиме ([pic])

Для годового числа использования максимума нагрузки [pic]

[pic]ч.

[pic]- суммарные потери х.х. трансформатора.

Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и

издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число,

мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от

схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.

Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13

Таблица 2.12

Экономическое сравнение вариантов развития сети.

|Число выключателей |8 |9 |6 |9 |

|Число выключателей |2 |3 |0 |3 |

|Капитальные вложения в |11.4x |11.4x20+ |14x20+ |11,4х20+ |

|линии (тыс. руб.) |x20x2=524.|11.4x25= |+(11.4x25)x|+11,4х40= |

| |4 |=547.2 |x2=850 |=718,2 |

|Капитальные вложения в |70 |105 |0 |105 |

|Сумма капитальных вложений |524,4+70=5|547,2+105=|850+0=850 |718,2+105= |

|[pic] (тыс. руб.) |94,4 |652,2 | |=823,2 |

|Потери мощности из |3,04 |3,05 |2,338 |2,307 |

|Издержки на амортизацию и |0,094х70= |0,094х105=|0 |0,094х105=9,|

|обслуживание ПС |6,58 |9,87 | |87 |

|Издержки на амортизацию и |0,028х |0,028х |0,028х |0,028х |

|обслуживание ВЛ |х524,4= |547,2= |850= |718,2= |

|[pic] (тыс. руб.) |=14,68 |=15,32 |=23,8 |=20,1 |

|Издержки на потери |153,54 |154,04 |118 |116,5 |

|[pic] | | | | |

|Число часов max потерь |2886 |2886 |2886 |2886 |

|Приведённые затраты |249,14 |260,23 |283,5 |286,42 |

|[pic] | | | | |

|Соотношение вариантов, % |1 |1,04 |1,13 |1,14 |

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает,

что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к

дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

1. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора

ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0.0003 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 1,7827 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных

перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую

область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части

потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям

был минимальным.

Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1.

График нагрузки характерного зимнего дня

[pic]

Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной

мощности трансформатора.

График нагрузки характерного летнего дня

[pic]

Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности

трансформатора.

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0007 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 0,1385 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 131 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 850549 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 13 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 41 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции

трансформатора типа ТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и

аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска

электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.

З(I) = 41тыс. руб.

2. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора

ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариант II).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0189 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 212.1621 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0087 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 170.4378 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 96 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции

трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии

потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей

формуле:

[pic]

[pic]=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии

потребителям

[pic]- вероятная длительность простоя трансформатора

[pic]=0,02 отк/год - вероятность отказа трансформатора;

[pic]=720 ч/отказ - время восстановления трансформатора;

[pic]- количество трансформаторов.

Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски

электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя

пропорционально числу зимних и летних дней.

[pic] час/год

[pic]час/год

[pic]

= 26,20 тыс.руб/год.

Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от

недоотпуска электроэнергии потребителям.

З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.

3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов.

Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых

затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты

варианта II за единицу:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5

МЕНЮ

Выбор схемы развития районной электрической сети