- •Курсовой проект
- •1 Выбор вариантов развития электрической сети
- •Действительная длина участка сети, км:
- •2 Расчет нагрузок узлов электрической сети
- •3 Определение потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети
- •4 Обоснование номинального напряжения вариантов
- •5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов развития электрической сети
- •6 Выбор номинальных мощностей двух-, трехобмоточных трансформаторов пс вариантов развития электрической сети
- •7 Конструкция воздушных линий и подстанций вариантов развития электрической сети
- •8 Выбор оптимального варианта развития
- •9 Анализ установившихся режимов оптимального варианта развития электрической сети
- •10 Регулирование напряжения в установившихся
- •11 Расчет показателей надежности элементов
- •12 Определение целесообразности отключения одного из двух трансформаторов пс в режимах снижения годовой нагрузки
- •13 Определение основных технико-экономических показателей оптимального варианта развития электрической сети
- •13.1 Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети
- •11.2 Технико-экономические показатели пс 110 кВ электрической сети
- •11.3 Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ
8 Выбор оптимального варианта развития
электрической сети
Согласно [4], при сопоставлении вариантов в задачах, не требующих определения общей эффективности и в которых доходы идентичны во всех вариантах, сравнительная эффективность может оцениваться путём сопоставления затратной части интегрального эффекта (суммарных дисконтированных затрат) Зд.с.
Для статических задач, в которых строительство электрической сети ведётся не более одного года и текущие показатели постоянны в течение всего расчетного периода,
Зд.с = Кс + Ис' / Е, (8.1)
где Кс – капитальные вложения в электрическую сеть, определяемые по укрупнённым показателям стоимости элементов электрических сетей;
Ис' – годовые издержки, определяемые без учёта амортизационных отчислений на реновацию;
Е – реальная (чистая) норма дисконта, принимаемая в расчетах на перспективу равной 0,1.
В свою очередь
Кс = ∑Кл + ∑Кп, (8.2)
где ∑Кл и ∑Кп– капитальные вложения в линии и ПС сети;
Ис' = Иор.с + ИWс; (8.3)
Иор.с = Иор.л + Иор.п; (8.4)
ИWс = ИWл + ИWп, (8.5)
где Иор.с, Иор.л и Иор.п – затраты на эксплуатацию, соответствующие годовым издержкам на техническое обслуживание и ремонт сети, линий и ПС;
ИWс, ИWл и ИWп – стоимость потерь электроэнергии в сети, линиях и на ПС.
При выполнении расчетов, связанных с определением оптимального варианта, следует учитывать только различающиеся элементы и показатели сети. Так, при сравнении вариантов сети одного номинального напряжения должны учитываться:
1) Кл и соответствующие им Иор.л при различных трассах, длинах, числе цепей линий;
2) Кп и соответствующие им Иор.п при различных схемах ОРУ ВН ПС и различном числе выключателей ОРУ СН ИП;
3) ИΔWл линий сети, учитываемых при различных трассах, длинах, числе цепей.
При одинаковой нагрузке узлов сети сопоставление вариантов осуществляется без учёта стоимости потерь электроэнергии на ПС. Тогда на основе формул (8.3)–(8.5)
Ис' = Иор.л + Иор.п + ИWл. (8.6)
Для сопоставимости результатов расчетов затраты по вариантам сети определяются по одному источнику в ценах одного уровня [4].
При расчетах используются следующие формулы и величины.
Капитальные вложения в линии:
Кл = к0 ∙ L; (8.7)
где к0 – стоимость сооружения 1 км линии соответствующего напряжения (табл. А.5);
L – длина линии.
Стоимость сооружения ПС сети Кп принимается по данным табл А.11 в зависимости от схемы ОРУ ВН и сотношения напряжений на ПС.
Стоимость ячеек выключателей ОРУ СН ИП опрделяется по формуле:
КИП = кяч ∙ nяч, (8.8)
где кяч − стоимость ячейки выключателя ОРУ СН ИП, принимаемая по данным табл А.12 в зависимости от его тока отключения ;
nяч − количество ячеек ОРУ СН ИП, учитываемых при сравнении вариантов.
Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт линий:
Иор.л = aор.л ∙ ∑Кл, (8.9)
где aор.л – ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт линий, в отн.ед. стоимости основных фондов по линиям сети; для линий 110 кВ αор.л = 0,012 (табл. А.13).
Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП:
Иор.п = aор.п ∙ ∑Кп', (8.10)
где aор.п – ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП, в отн.ед. стоимости основных фондов по ПС и ИП; для ПС 110 кВ αор.п = 0,024 (табл. А.13).
Стоимость потерь электроэнергии в линиях:
ИWл = SWл ∙ β'; (8.11)
Wл = 3 ∙ nцеп ∙ Іл2 ∙ Rл ∙ τл ∙ 10-6, (8.12)
где Іл – ток в линии (на одну цепь) в режиме максимума электрической нагрузки сети;
Iл = [√(Pл2 + Qл2)] ∙ 103 /(√3 ∙ Uном ∙ nцеп), (8.13)
где Pл, Qл – значения активной и реактивной мощности в режиме максимума электрических нагрузок, принимаемые из табл. 5 и 6 ПЗ;
nцеп – количество цепей в линии.
Rл – активное сопротивление линии (на одну цепь) (см. табл. 10 ПЗ);
л – годовое время наибольших потерь в линии; л = f(Тнб.л) может быть определено по формуле:
≈ (0,124 + Tнб / 104)2 ∙ 8760; (8.14)
β' – удельная стоимость нагрузочных потерь в линиях, равная среднему тарифу на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже; β' = 4,0510−2 тыс. дол./(МВтч) (табл. А.15).
Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных «Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети» (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент КНБУ.
Так как показатели стоимости в табл. 17−19 ПЗ используются только для сравнительных расчетов перевод в национальную валюту может не выполняться.
Результаты расчетов показателей для линий и ПС вариантов развития электрической сети представляются в табл. 17 и 18 ПЗ.
Таблица 17 − Определение показателей линий, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети
Величина |
Линии 1 варианта |
|||||||||||||||
Б-3 |
3-4 |
4-5 |
А-5 |
А-1 |
1-2 |
Б-2 |
Б-6 |
|||||||||
Lл, км |
22,5 |
31,3 |
26,3 |
19,4 |
25,6 |
38,1 |
22,5 |
− |
||||||||
nцеп(F), шт.(мм2) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
− |
||||||||
к0, тыс. дол./км |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
− |
||||||||
Кл, тыс. дол. |
562,5 |
782,5 |
657,5 |
485 |
640 |
952,5 |
562,5 |
− |
||||||||
∑Кл, тыс. дол. |
4642,5 |
|||||||||||||||
aор.л, отн. ед. |
0,012 |
|||||||||||||||
Иор.л, тыс. дол. |
55,71 |
|||||||||||||||
Sл, МВА |
44,13 + j15,15 |
23,67 + j7,06 |
3,63 + j5,29 |
31,53 + j16,32 |
2,47 + j4,75 |
10,55 + j0,40 |
30,57 + j9,46 |
− |
||||||||
Іл, А |
245 |
130 |
34 |
186 |
28 |
55 |
168 |
− |
||||||||
Rл, Ом |
2,7 |
3,76 |
3,16 |
2,33 |
3,07 |
4,57 |
2,7 |
− |
||||||||
Тнб.л, ч/год |
5426 |
4500 |
4500 |
6009 |
2900 |
2900 |
5472 |
− |
||||||||
tл, ч/год |
3893 |
2886 |
2886 |
4603 |
1501 |
1501 |
3946 |
− |
||||||||
DWл, МВт×ч |
1893 |
510 |
32 |
1113 |
11 |
62 |
902 |
− |
||||||||
SDWл, МВт×ч |
4523 |
|||||||||||||||
b', тыс. дол./(МВт×ч) |
4,0510−2 |
|||||||||||||||
ИDWл, тыс. дол. |
183,2 |
Продолжение таблицы 17
Величина |
Линии 3 варианта |
|||||||||||||||
Б-2 |
Б-3 |
Б-4 |
А-4 |
А-1 |
Б-1 |
А-5 |
Б-6 |
|||||||||
Lл, км |
22,5 |
22,5 |
41,9 |
36,3 |
25,6 |
50,6 |
19,4 |
− |
||||||||
nцеп(F), шт.(мм2) |
2(240/32) |
2(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
2(240/32) |
− |
||||||||
к0, тыс. дол./км |
41 |
41 |
25 |
25 |
25 |
25 |
41 |
− |
||||||||
Кл, тыс. дол. |
922,5 |
922,5 |
1047,5 |
907,5 |
640 |
1265 |
795,4 |
− |
||||||||
∑Кл, тыс. дол. |
6500,4 |
|||||||||||||||
aор.л, отн. ед. |
0,012 |
|||||||||||||||
Иор.л, тыс. дол. |
78,0 |
|||||||||||||||
Sл, МВА |
20,02 + j9,06 |
20,46 + j8,09 |
21,15 + j5,73 |
6,15 + j6,62 |
0,05 – j3,42 |
13,07 + j1,73 |
27,9 + j11,03 |
− |
||||||||
Іл, А |
58* |
58* |
115 |
47 |
18 |
69 |
79* |
− |
||||||||
Rл, Ом |
2,7* |
2,7* |
5,03 |
4,36 |
3,07 |
6,07 |
2,33* |
− |
||||||||
Тнб.л, ч/год |
7100 |
6497 |
4500 |
4500 |
4500 |
2906 |
6205 |
− |
||||||||
tл, ч/год |
6093 |
5244 |
2886 |
2886 |
2886 |
1506 |
4855 |
− |
||||||||
DWл, МВт×ч |
332 |
286 |
576 |
83 |
9 |
131 |
424 |
− |
||||||||
SDWл, МВт×ч |
1841 |
|||||||||||||||
b', тыс. дол./(МВт×ч) |
4,0510−2 |
|||||||||||||||
ИDWл, тыс. дол. |
74,5 |
*) на одну цепь
Таблица 18 − Определение показателей ПС и ИП, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети
Величина |
Узлы 1 варианта |
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
А |
Б |
|
Шифр ОРУ ВН |
110-4 |
110-4 |
110-4 |
110-4 |
110-4 |
110-2 |
− |
− |
Шифр ОРУ СН |
− |
35-5 |
− |
35-5 |
− |
− |
110-8 |
110-8 |
Шифр ЗРУ НН |
10-1 |
10-1 |
10-1 |
10-1 |
10-2 |
− |
− |
− |
nтxSн.т, шт.xМВА |
2х10 |
2х16 |
2х16 |
2х25 |
2х25 |
− |
− |
− |
Uвн /Uсн /Uнн, кВ |
110/10 |
110/35/10 |
110/10 |
110/35/10 |
110/10 |
− |
− |
− |
Кп, тыс. дол. |
690 |
920 |
750 |
970 |
900 |
− |
124* |
124** |
∑Кп, тыс. дол. |
4478 |
|||||||
aор.п, отн. ед. |
0,024 |
|||||||
Иор.п, тыс. дол. |
107,5 |
*) КипА = кяч ∙ nяч = 62 ∙ 2 = 124 тыс. дол;
**) КипБ = кяч ∙ nяч = 62 ∙ 2 = 124 тыс. дол.
Продолжение таблицы 18
Величина |
Узлы 3 варианта |
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
А |
Б |
|
Шифр ОРУ ВН |
110-4 |
110-2 |
110-2 |
110-4 |
110-2 |
110-2 |
− |
− |
Шифр ОРУ СН |
− |
35-5 |
− |
35-5 |
− |
− |
110-8 |
110-8 |
Шифр ЗРУ НН |
10-1 |
10-1 |
10-1 |
10-1 |
10-2 |
− |
− |
− |
nтxSн.т, шт.xМВА |
2х10 |
2х16 |
2х16 |
2х25 |
2х25 |
− |
− |
− |
Uвн /Uсн /Uнн, кВ |
110/10 |
110/35/10 |
110/10 |
110/35/10 |
110/10 |
− |
− |
− |
Кп, тыс. дол. |
690 |
870 |
700 |
970 |
850 |
− |
248* |
372** |
∑Кп, тыс. дол. |
4700 |
|||||||
aор.п, отн. ед. |
0,024 |
|||||||
Иор.п, тыс. дол. |
112,8 |
*) КипА = кяч ∙ nяч = 62 ∙ 4 = 248 тыс. дол;
**) КипБ = кяч ∙ nяч = 62 ∙ 6 = 372 тыс. дол.
Оптимальному варианту развития электрической сети, соответствует условие минимума затратной части интегрального эффекта, т.е.
Зд.с → min. (8.15)
Оптимальным вариантом развития электрической сети, соответствующим условию минимума затратной части интегрального эффекта, является вариант
№ 1.
Результаты определения оптимального варианта развития электрической сети заносятся в табл. 19 ПЗ.
Таблица 19 – Определение оптимального варианта развития электрической сети
Величина |
Вариант 1 |
Вариант 3 |
Uном, кВ |
110 |
110 |
∑Кл, тыс. дол. |
4642,5 |
6500,4 |
∑Кп', тыс. дол. |
4478 |
4700 |
Иор.л, тыс. дол. |
55,71 |
78,0 |
Иор.п, тыс. дол. |
107,5 |
112,8 |
ИDWл, тыс. дол. |
183,2 |
74,5 |
Кс, тыс. дол. |
9120,5 |
11200,4 |
Ис', тыс. дол. |
346,4 |
265,3 |
Е, отн. ед. |
0,1 |
0,1 |
Зд.c, тыс. дол. |
12584,5 |
13853,4 |