- •Курсовой проект
- •2014 Задание на курсовой проект «Проектирование электрической сети»
- •Введение
- •1.Проектирование электрической сети.
- •1.2Варианты развития распределительной сети
- •3Вариант
- •1.4. Выбор трансформаторов и выключателей на понижающих подстанциях.
- •1.4.Б Выбор числа ячеек выключателей
- •1.5.Экономическое сопоставление вариантов развития сети. Участок 1-4.
- •2*Ас-95 30 км 2*тдн-10000/110
- •151 15
- •Вариант 2
- •151 15
- •1.6 Расчет экономических показателей схем развития сетевого района.
- •1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов
- •1.8.Литература:
1.5.Экономическое сопоставление вариантов развития сети. Участок 1-4.
Рассмотрим узел №15. Экономическое сопоставление вариантов исполнения – линии 3-15 позволит определить схему питания потребителей III-й категории.
Вариант 1
2*АС-95 и 2*ТДН-10000/110
2*Ас-95 30 км 2*тдн-10000/110
S15=10+j4,86
3
151 15
Рисунок 13
Капитальные вложения в линию:
=
где С – стоимость одного километра линии, тыс. рублей;
L – длина линии, км;
N – число параллельных линий;
Кпер- коэффициент пересчета= 68,8
Капитальные вложения в подстанцию:
где Стр, Св – стоимость трансформатора, выключателя, тыс. рублей;
L – длина линии, км;
N – число трансформаторов, выключателей;
Кпер- коэффициент пересчета= 68,8
Суммарные вложения:
Параметры схемы замещения:
,
Потери мощности в максимальном режиме:
Число часов максимальных потерь:
Постоянные потери:
Издержки:
Приведенные затраты узла 13 при питании по 2-м линиям:
где ЕН=0.12 – коэффициент кап.вложений
- издержки на амортизацию
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий , для подстанций.
Расчет варианта 1:
Капитальные вложения в линию :
= 68,8*20,6*30*2= 85036,8 тыс.руб тыс. руб.
Капитальные вложения в подстанцию:
= 54*2*68,8+35*4*68,8= 17062,4тыс.руб.
Суммарные вложения: = 85036,8 +17062,4= 102099,2 тыс.руб.
Параметры схемы замещения:
= Ом , = 3,975Ом
= 4,59 + 3,975 = 8,6 Ом
Потери мощности в максимальном режиме:
=3*0,0542*8,6 =0,0798 МВт
Постоянные потери мощности : = 0,014*2=0,028 МВт
Издержки:
= 1,2(2886*0,0798+8760*0,028)= 675,84 тыс.руб
Приведенные затраты : =
=0,12* 102099,2+ 0,028*85036,8+ 0,094*17062,4 + 675,84 = 16912,644 тыс.руб
Вариант 2
АС-95 30 км
ТДН-10000/110
S15=10+j4,86
3
151 15
Рисунок 14
Расчет за исключением ущерба от недоотпуска электроэнергии аналогичен первому варианту.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии:
где У0 = 68*5,5*103=374000 руб/МВт – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения
Рпотр = 10 МВт – нагрузка потребителя
= 1 – степень ограничения потребителя
n = 2 – число последовательно включенных элементов
i = 1.1 – параметры потока отказов ВЛ (одноцепной)
Тi = 1.010-3 лет/отказ – среднее время восстановления линии
i = 0.02 – параметры потока отказов трансформатора
Тi = 20.010-3 лет/отказ – среднее время восстановления трансформатора при наличии резервного
Приведенные затраты узла 13 при питании по одной линии:
Yгод=374000*10*1(1,1*1*10-3+0,02*20*10-3)= 2730,2 тыс.руб
Результаты расчетов сведем в таблицу
Таблица 12
|
Вариант 1 |
Вариант 2 |
Марка провода |
АС-95 |
АС-95 |
Уд. сопрот линии Ом/100 км |
30,6 |
30,6 |
Стоимость 1 км линии, тыс руб (стр 43) |
20,6 |
20,6 |
Длина линии, км |
30 |
30 |
Число линий |
2 |
1 |
Капвложения в линию, тыс. р |
85036,8 |
42518,4 |
|
|
|
Тип тр-ра |
ТДН-10000/110 |
ТДН-10000/110 |
Сопротивление тр-ра, Ом |
2,19 |
4,38 |
Потери ХХ, МВт |
0,038 |
0,019 |
Стоимость тр.-в ,тыс руб |
54*68,8 |
54*68,8 |
Кол-во тр-ров |
2 |
1 |
Стоимость выключателя, тыс.руб |
2408 |
2408 |
Кол-во выключателей (с учетом питающей ПС) |
4 |
2 |
Капвложения в ПС,тыс.руб |
17062,4 |
8531,2 |
|
|
|
Суммарные капвложения,тыс.руб |
102099,2 |
51049,6 |
|
|
|
Ежегод. Издержки на обслуживание и аморт. линий |
0,028 |
0,028 |
Ежегод. Издержки на обсл и аморт ПС |
0,094 |
0,094 |
|
|
|
Суммарное сопротивление схемы, Ом |
7,8 |
15,6 |
Активная нагрузка узла, МВт |
10 |
10 |
cos нагрузки |
0,9 |
0,9 |
номинальное напряжение, кВ |
110 |
110 |
Нагрузка узла, кА |
0,0584 |
0,0584 |
Потери в максимальном режиме, МВт |
0,079807104 |
0,159614208 |
|
|
|
Число часов максимальных потерь |
2886 |
2886 |
Число часов в году |
8760 |
8760 |
Удельная стоимость эл. энергии, тыс. руб/МВт*ч |
1,2 |
1,2 |
|
|
|
Издержки,тыс.руб |
675,843963 |
752,503925 |
|
|
|
Коэфф. Капвложений |
0,12 |
0,12 |
|
|
|
Приведенные затраты,тыс.руб |
16912,644 |
8870,90393 |
|
|
|
Удельный год ущерб от авар. Ограничений руб./МВт |
|
374000 |
Степень ограничения потребителя |
|
1 |
Поток отказов линии одноцепной |
|
1,1 |
Среднее время восстановления линии |
|
0,001 |
Поток отказов тр-ра |
|
0,02 |
Среднее время восстановления тр-ра |
|
0,02 |
|
|
|
Ущерб от недоотпуска,тыс.руб. |
|
2730,2 |
|
|
|
Приведенные затраты с учетом недоотпуска,тыс.руб |
16912,64396 |
11601,10393 |
Соотношение, о.е. |
1,46 |
1 |
Сопоставление вариантов показывает, что по одной линии выгодней на 46 %, что является существенным, поэтому имеет смысл питать потребителей узла 15 по одноцепной схеме для всех вариантов развития сети.