Разработка вариантов схемы электроснабжения и выбор оптимальных вариантов по минимуму длины ЛЭП для технико-экономического сравнения. Вариант 2

Страницы работы

20 страниц (Word-файл)

Фрагмент текста работы

Ввиду отсутствия в настоящее время общепризнанного метода определения стоимости продукции в качестве основного экономического показателя рекомендуются так называемые приведенные затраты. При постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой:

3 = Ен*К + Гэ, где К - единовременные капитальные вложения;

Ен- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,     рекомендуемый на данное время равным 0.12;

Гэ - годовые эксплуатационные расходы.

Единовременные капитальные вложения будем вычислять по формуле:

К = Клэп + Кп/ст,

Клэп - капитальные вложения в ЛЭП;

Кп/ст - капитальные вложения в подстанции.

Капитальные вложения в ЛЭП:

Клэп = Ку*l,

Ку- стоимость 1 км линии тыс.р./км;

l- длина линии.

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс.р/км (Табл. 4.2., Л1).

Опоры

Район по гололёду

Повода сталеалюминиевые сечением, мм2

Железобетонные

70/11

150/24

185/29

одноцепные

II

12

11,7

12,9

Капитальные вложения в ЛЭП:

Вариант

Линия

Сечение провода, мм2

Длина линии, км

Ку,

тыс.р/км

Клэп, тыс.р

Клэп∑;

 тыс.р

1

1-2

185/29

58

12.9

748.2

5266.2

1-5

185/29

46

12.9

593.4

2-3

70/11

46

12.0

552

2-6

70/11

50

12.0

600

3-7

120/19

54

11.4

615.6

4-7

70/11

60

12.0

720

5-6

70/11

66

12.0

792

6-7

185/29

50

12.9

645

2

1-2

150/24

58

11.7

678.6

5151.6

1-5

120/19

46

11.4

524.4

1-6

120/19

60

11.4

684

2-3

70/11

46

12.0

552

3-7

120/19

54

11.4

615.6

4-5

70/11

66

12.0

792

4-7

70/11

60

12.0

720

6-7

150/24

50

11.7

585

Клэп1 = 5266.2 тыс.р;

Клэп2 = 5151.6 тыс.р.

Капитальные вложения в подстанции:

Кп/ст =Nтр*Ктр + Nвн*Квн + Кпост, где Ктр - стоимость трансформаторов на подстанции, тыс.р.;

Nтр - количество трансформаторов, шт.;

Квн - стоимость ячейки ОРУ, тыс.р.;

Nвн - количество ячеек на подстанции, шт.

Кпост - постоянная часть затрат на подстанции, тыс.р.

Количество трансформаторов для каждого из вариантов Nтр =9 шт.

Стоимость ячейки ОРУ ПО кВ с выключателем (воздушный выключатель, отключаемый ток до 40 кА) Квн = 42 тыс.р. (Табл.5.2, Л1).

Количество ячеек для обоих вариантов одинаково и равно Nвн = 22 шт.

Постоянная часть затрат по подстанциям определяется по Табл. 5.7. (Л1).

Напряжение, кВ

Электрическая схема подстанции на ВН

Затраты, тыс.р.

110/10

Без выключателей

130

Мостик

210

Сборные шины

290

Кпост = 1*130 + 3*210 + 1*290 = 1050 тыс.р.

Кп/ст = (4*84+109*2+63*2+54)+22*42 + 1050 = 2708 тыс.р.  

С учетом этого единовременные капитальные вложения в каждый из вариантов будут равны:

К1 = Клэп1 + Кп/ст = 5266.2 + 2708 = 7974.2 тыс.р.

К2 = Клэп2 + Кп/ст = 5151.6 + 2708 = 7859.6 тыс.р.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ = Га + Гт.о. +Э* , где Га - расходы на амортизацию сети, тыс.р.;

Гт.о. - расходы на текущий ремонт и обслуживание сети, тыс.р.;             

Э* - стоимость потерянной энергии, тыс.р.

Стоимость потерянной энергии, тыс.р.: Э*В

Э - величина потерянной за год электроэнергии, кВтч.

 - стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии, р./кВтч.

Величина потерянной за год электроэнергии, кВтч.:

Э = Эх + Энагр

Энагр - нагрузочные потери энергии, кВтч;

Эх - потери энергии холостого хода, кВтч;

Нагрузочные потери электроэнергии, кВтч:

Энагр = Рнагр*т, где Рнагр - нагрузочные потери активной мощности, кВт;

 - время максимальных потерь, ч.

Потери энергии холостого хода, кВтч:

Эх = Рх*8760, где Рх - потери активной мощности при холостом ходе, кВт;

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах:

Рнагртр = Рк*(S/Sном)2;

где Рк - потери мощности короткого замыкания, кВт;

S - расчетная нагрузка трансформатора, MB А;

Sном - номинальная мощность трансформатора, MBА.

Рнагртр2 = 2*120*(31.11/25)2 = 371.6 кВт.

Рнагртр3 = 2*85*(20/16)2 = 265.6 кВт.

Рнагртр4 = 60*(11.36/10)2 = 77.4 кВт.

Рнагртр5 = 2*120*(26.13/25)2 = 262.2 кВт.

Рнагртр6 = 2*172*(49.45/40)2 = 525.7 кВт.

Рнагртр = Рнагртр2 + Рнагртр3 +Рнагртр4  +Рнагртр5 +Рнагртр6 = 1577.9 кВт

РхТР2,5 = 4*27 = 108 кВт,

*РхТР3 = 2*19 = 38 кВт,

*РхТР6 = 2*36 = 72 кВт,

*РхТР1-4 = 14 кВт.

РхТР = 232 кВт.

Потери мощности в линии:

PЛ = 3*I2*R

где I - ток в линии, кА;

R - активное сопротивление проводов линии, Ом.

R = r0*l ;

где r0 - удельное сопротивление проводов линии, Ом/км.

l - длина линии, км.

*РЛ(1-4) = 3*0.1912*0.162*58 = 1.029 МВт.

Вариант

Линия

Сечение провода, мм2

Длина линии, Км

r0, Ом/км

R,

Ом

I,

кА

Р, МВт

Pv, МВт

1

1-2

185/29

58

0.162

9.40

0.191

1.029

3.837

1-5

185/29

46

0.162

7.45

0.197

0.867

2-3

70/11

46

0.428

19.69

0.011

0.007

2-6

70/11

50

0.428

21.40

0.036

0.083

3-7

120/19

54

0.249

13.45

0.118

0.562

4-7

70/11

60

0.428

25.68

0.060

0.277

5-6

70/11

66

0.428

28.25

0.058

0.285

6-7

185/29

50

0.162

8.10

0.173

0.727

2

1-2

150/24

58

0.198

11.48

0.143

0.704

3.606

1-5

120/19

46

0.249

11.45

0.123

0.520

1-6

120/19

60

0.249

14.94

0.121

0.656

2-3

70/11

46

0.428

19.69

0.024

0.034

3-7

120/19

54

0.249

13.45

0.129

0.671

4-5

70/11

66

0.428

28.25

0.014

0.017

4-7

70/11

60

0.428

25.68

0.074

0.422

6-7

150/24

50

0.198

9.90

0.140

0.582

Линии:

Вариант №1: РЛ = 3.837 МВт;  

Вариант №2: РЛ = 3.606 МВт;  

Время максимальных потерь можно определить по формуле:

= (0.124 + Тмакс* 10-4)2*8760, где Тмакс - время использования максимума, ч.

Для  узлов сети Тмакс равно среднему значению, которое определяется по формуле:

 ч.

Ко = 0.9 - коэффициент одновременности .

= (0.124 + 4259.9* 10-4)2*8760 = 2649.8 ч.

Нагрузочные потери электроэнергии:

Линии:   Вариант №1:

ЭнагрЛ1 = Р1*= 3837*2649.8 = 10.17* 106 кВтч.

Вариант №2:

ЭнагрЛ2 = Р2*= 3606 *2649.8 = 9.56*106 кВтч.

Трансформаторы:

ЭнагрТР = РнагрТР*= 1577.9*2649.8 = 4.18*106 кВтч.

ЭхТР = РхТР*8760 = 232*8760 = 0.71*106 кВтч.

Стоимость потерянной энергии:

Стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии: для нагрузочных потерь

н = 1.7 коп./кВтч;  для потерь холостого хода х = 1.2 коп./кВтч;

Вариант №1:  Э1 = (ЭнагрЛ1+ЭнагрТР )* н +ЭхТР *х =

= (10.17*106*+4.18*106) *1.7*10-2+ 0.71*106*1.2*10-2 = 252.5 тыс.р.

Вариант №2: Э2 = (ЭнагрЛ2+ЭнагрТР )* н +ЭхТР *х =

= (9.56*106*+4.18*106) *1.7*10-2+ 0.71*106*1.2*10-2 = 242.1 тыс.р.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ = Га + Гт.о. + АЭ*, где Га - расходы на амортизацию сети, тыс.р.;

Гт.о. - расходы на текущий ремонт и обслуживание сети, тыс.р.;

Расходы на амортизацию сети:

Га = Гап/ст + Галэп, где Гап/ст - расходы на амортизацию подстанций, тыс.р.

Галэп - расходы на амортизацию ЛЭП, тыс.р.

Гап/ст = Кп/ст * раП\СТ% / 100;           

Галэп = Клэп * раЛЭП% / 100 ; где раП\СТ%, раЛЭП% - соответственно проценты амортизационных отчислений на подстанции и ЛЭП.

Из табл. 3.3. (Л1): раП\СТ% = 6.4 % , раЛЭП% = 2.4 %.

Вариант №1: Га1 = 2708 * 6.4/100 + 5266.2 * 2.4/100 = 299.7 тыс.р,

Вариант №2: Га2 = 2708 * 6.4/100 + 5151.6 * 2.4/100 = 297.0 тыс.р,

Расходы на текущий ремонт и обслуживание сети:

Гт.о. = Гт.о.п/ст + Гт.о.лэп, где Гт.о.п/ст - расходы на текущий ремонт и обслуживание подстанций, тыс.р.;

Гт.о.лэп - расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП. тыс.р.

Расходы на текущий ремонт и обслуживание подстанций:

Гт.о.п/ст = pТ.О. * N, где pТ.О. - ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание подстанции, тыс.р., из табл. 3.5. (Л1)

N - количество подстанций, шт.:

рт.о. = 6 тыс.р. - для п/ст № 4, рт.о. = 14 тыс.р. - для п/ст № 2,3,5,6.

Гт.о.п/ст = 6+4*14 = 62 тыс.р.

Расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП:

Гт.о.лэп = рЛЭП*l , где рЛЭП - ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание электропередачи, руб./км.

l - длина ЛЭП, км.

Из табл. 3.4. (Л1) для одноцепных железобетонных опор: рЛЭП = 70 руб./км, 

Вариант №1:  Гт.о.лэп1 = 70*430 = 30.1 тыс.руб.

Вариант №2:  Гт.о.лэп2 = 70*440 = 30.8 тыс.руб.

Расходы на текущий ремонт и обслуживание сети :

Вариант №1:

Гт.о.1 = 62 + 30.1 = 92.1 тыс.руб.

Вариант №2:

Гт.о.2 = 62 + 30.8 = 92.8 тыс.руб.

Годовые эксплуатационные расходы :

Вариант №1:

Гэ1 = 299.7 + 92.1 + 252.5 = 644.3 тыс.руб.

Вариант №2: 

Гэ2 = 297.0 + 92.8 + 242.1 = 631.9 тыс.руб.

Приведенные затраты :

Вариант №1:

З1 = 7974.2*0.12 + 644.3 = 1601.2 тыс.руб.

Вариант №2:

З2 = 7859.6*0.12 + 631.9 = 1575.1 тыс.руб.  

В результате сравнения двух вариантов по методу приведенных затрат , выбираем вариант № 2 .

4. Электрический расчёт сети в режиме максимальных минимальных нагрузок и в послеаварийном режиме

Целью электрического расчёта является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения. В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах понижающих подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах работы. Для расчёта необходимо составить схему замещения и рассчитать её параметры.

Табл. 4.1                                                   Параметры линий электропередачи:

Участок

сети

Марка и сечение проводов

Длина линии

км

Актив.

сопр.,

Ом/км

Реактив

сопр.,

Ом/км

Ёмкост.

провод.,

*10-6 См/км

Актив.

сопр.,

Ом

Реактив

сопр.,

Ом

Ёмкост

провод.

*10-6 См

1-2

150/24

58

0.198

0.420

2.70

11.48

24.36

156.6

1-5

120/19

46

0.249

0.427

2.66

11.45

19.6

122.4

1-6

120/19

60

0.249

0.427

2.66

14.94

25.6

159.6

2-3

70/11

46

0.428

0.444

2.55

19.69

20.4

117.3

3-7

120/19

54

0.249

0.427

2.66

13.45

23.1

143.6

4-5

70/11

66

0.428

0.444

2.55

28.25

29.3

168.3

4-7

70/11

60

0.428

0.444

2.55

25.68

26.64

153.0

6-7

150/24

50

0.198

0.420

2.70

9.90

21

135.0

Табл. 4.2

п/ст

Число

тр-ров

Rп/ст

Xп/ст

Pxп/ст

Qxп/ст

Шт.

Ом

Ом

кВт

кВар

2

2

1.27

27.95

54

350

3

2

2.19

43.35

38

224

4

1

3.98

69.50

28

140

5

2

1.27

27.95

54

350

6

2

0.7

17.35

72

520

5. Выбор средств регулирования напряжения, расчет ответвлений трансформаторов

Расчеты по выбору ответвлений трансформаторов понижающих подстанций производят с целью проверки достаточности диапазонов регулирования на трансформаторах для обеспечения заданного режима напряжений на шинах низшего напряжения. Для этого используют результаты электрических расчетов сети в режимах наибольших и наименьших нагрузок и наиболее характерных послеаварийных режимов.

Задача заключается в том, чтобы определить такие желаемые напряжения ответвлений Uвн.ж и по ним найти ближайшие действительные напряжения ответвлений Uвн.д, при которых на шинах НН обеспечивались бы действительные напряжения Uн.д.нб., Uн.д.нм., Uн.д.па., близкие к желаемым.

Поскольку трансформатор имеет устройство РПН, то в каждом режиме он может работать на новом ответвлении. Желаемое напряжение ответвления для режима наибольших нагрузок:

Uн.ж.нб = U/н.нб* Uн.н./Uн.ж.нб  , кВ ;

По найденному расчетному напряжению ответвления выбирем стандартное

Похожие материалы

Информация о работе