2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов
На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.
В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.
Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.
Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.
Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:
,
где Smах - максимальная нагрузка подстанции.
При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.
При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребите-лям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.
Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим до-пускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её при-мерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с оди-наковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по усло-вию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансфор-маторах.
После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окон-чательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.
Вариант 3
1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:
.
;
;
;
;
.
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.
Таблица 4.
ТИП |
Uном, кВ |
∆P, кВт |
Цена |
|||
ВН |
СН |
НН |
ХХ |
КЗ |
тыс. руб. |
|
|
230 |
38,5 |
11 |
50 |
135 |
115 |
|
230 |
38,5 |
6,3 |
55 |
220 |
130 |
|
230 |
38,5 |
6,6 |
50 |
135 |
115 |
|
115 |
38,5 |
11 |
50 |
135 |
115 |
|
115 |
38,5 |
11 |
50 |
135 |
115 |
Т – трансформатор напряжения трехфазный;
Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;
Н – регулировка напряжения под нагрузкой;
T – трехобмоточный.
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
п/ст 1:
тыс. руб.;
п/ст 2:
тыс. руб.;
п/ст 3:
тыс. руб.;
п/ст 4:
тыс. руб.;
п/ст 5:
тыс. руб.
тыс. руб.
3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры – двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ:
Кл. = Кл.уд∙lл., тыс. руб.
Линия РЭС-1: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
КРЭС-1=21∙56=1176 тыс. руб.
Линия 1-4: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К1-4=21∙48=1008тыс. руб.
Линия 4-3: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К4-3=21∙56=1176 тыс. руб.
Линия 5-3: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К5-3=21∙48=1008 тыс. руб.
Линия 2-5: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К2-5=21∙48=1008 тыс. руб.
Линия РЭС-2: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
КРЭС-2=21∙48=1008 тыс. руб.
тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:
тыс. руб.
4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 220 кВ – 105 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 17шт на 220 кВ.
тыс. руб.
5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для
п/ст 1, 2,3,4,5:
тыс. руб.;
Тогда:
тыс. руб.
6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта 3.
тыс. руб.
7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов элек-трической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
тыс. руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=220 кВ - 8,4%. Следовательно:
тыс. руб.;
тыс. руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 4:
тыс. руб.
8)
Определяем годовые потери электроэнергии
в сети:
час.
- суммарные потери
активной мощности в сети варианта 5,
где
- суммарные потери в линии;
суммарные потери
в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:
МВт = 1304
кВт.
б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 5:
;
.
п/ст 1:
кВт;
п/ст 2:
кВт;
п/ст 3:
кВт;
п/ст 4:
кВт;
п/ст 5:
кВт.
кВт.
.
п/ст 1:
кВт;
п/ст 2:
кВт;
п/ст 3:
кВт;
п/ст 4:
кВт;
п/ст 5:
кВт.
112,6+92,41+54,52+38,71+34,25=
332,47кВт.
Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 3 составляют:
кВт.
в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 3
1304+842,47
=2,14МВт.
Годовые потери электроэнергии в сети:
=2,14·4528,57
= 9691,13 МВт/ч.
=510·8760+332,47·4542,57
= 5973,21 МВт/ч.
МВт/ч.
9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 3:
коп. = 156,64 тыс. руб.
10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 3:
тыс. руб.
11) Определяем полные приведённые затраты варианта 3:
тыс. руб.
.
Вариант 2
1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:
.
;
;
;
;
.
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.
Таблица 5.
ТИП |
Uном, кВ |
∆P, кВт |
Цена |
|||
ВН |
СН |
НН |
ХХ |
КЗ |
тыс. руб. |
|
|
115 |
- |
10,5 |
27 |
120 |
66 |
|
115 |
- |
6,3 |
36 |
172 |
88 |
|
115 |
- |
6,6 |
19 |
85 |
48 |
|
115 |
- |
11 |
19 |
85 |
48 |
|
115 |
- |
11 |
19 |
85 |
48 |
Т – трансформатор напряжения трехфазный
Р – расщепленная обмотка низшего напряжения
Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
Н – регулировка напряжения под нагрузкой
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
п/ст 1:
тыс. руб.;
п/ст 2:
тыс. руб.;
п/ст 3:
тыс. руб.;
п/ст 4:
тыс. руб.;
п/ст 5:
тыс. руб.
тыс. руб.
3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры –двухцепные согласно схеме, напряжения 110 кВ:
Кл. = Кл.уд∙lл., тыс. руб.
Линия РЭС-1: Uном=110 кВ,l=56 км,АС-185;стальные двухцепные опоры К=22,7 тыс. руб./км:
КРЭС-1=22,7∙56=1271,2 тыс. руб.
Линия 1-4: Uном=110 кВ, l=48 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=24,6 тыс. руб./км:
К1-4=24,6∙48=1180 тыс. руб.
Линия РЭС-2:Uном=110 кВ,l=48 км,АС-240;стальные двухцепные опоры К=34,4 тыс. руб./км:
КРЭС-2=34,4∙48=1651,2тыс. руб.
Линия 2-3: Uном=110 кВ, l=48 км, АС-95; стальные двухцепные опоры К=24,4 тыс. руб./км:
К2-3=24,4∙48=1171,2 тыс. руб.
Линия 2-5: Uном=110 кВ, l=48 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=24,6тыс. руб./км:
К2-5=24,6∙48=1171,2 тыс. руб.
тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:
тыс. руб.
4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выклю-чателями на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 110 кВ – 35 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 31шт на 110 кВ.
тыс. руб.
5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для
п/ст 1, 2,3,4,5:
тыс. руб.;
Тогда:
тыс. руб.
6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта 2:
тыс. руб.
7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов элек-трической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
тыс. руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=110 кВ - 9,4%. Следовательно:
тыс. руб.;
тыс. руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 2:
тыс. руб.
8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:
час.
- суммарные потери активной мощности в сети варианта 2,
где - суммарные потери в линии;
суммарные потери в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:
МВт = 3029
кВт.
б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2:
;
.
п/ст 1:
кВт;
п/ст 2:
кВт;
п/ст 3:
кВт;
п/ст 4:
кВт;
п/ст 5:
кВт.
кВт.
.
п/ст 1:
кВт;
п/ст 2:
кВт;
п/ст 3:
кВт;
п/ст 4:
кВт;
п/ст 5:
кВт.
100,09+72,247+83,72+59,49+52,65= 368,41кВт.
Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 2 составляют:
кВт.
в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:
3029+608,42 =3,63МВт.
Годовые потери электроэнергии в сети:
=3,63·4528,57 = 16438,7 МВт/ч.
=240·8760+368,4·4528,57 = 3770 МВт/ч.
МВт/ч.
9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 2:
коп. = 202,08
тыс. руб.
10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2:
тыс. руб.
11) Определяем полные приведённые затраты варианта 2:
тыс. руб.
Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 2 и 3.
Технико-экономические показатели
|
Еденица измерения
|
Вариант 2
|
Вариант 3
|
|
тыс. руб |
7699,2 |
6451,2 |
|
тыс. руб |
1085 |
1785 |
|
тыс. руб |
596 |
1180 |
|
тыс. руб |
1050 |
1800 |
|
тыс. руб |
10430 |
11216 |
|
тыс. руб |
215,57 |
180,62 |
|
тыс. руб |
101,99 |
149,94 |
|
тыс. руб |
56,02 |
99,12 |
|
тыс. руб |
202,08 |
156,64 |
|
тыс. руб |
579,04 |
586,32 |
|
тыс. руб |
1882,79 |
1988,32 |
.
Так как разница в приведённых затратах превышает 5 %, то выбираем вариант 2, который является оптимальным для данного района.