Вариант 1
РЭС
1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме.
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.
а) В пункте 1 и 3 на подстанции устанавливаем трансформаторы с ВН-110 кВ, НН-11 кВ по справочным данным выбираем трансформаторы 2 шт. типа ТРДН-25000/110/10,5.
б) В связи с тем, что в пункте 2 на подстанции устанавливаем автотрансформаторы с ВН-220 кВ, СН-110 кВ, НН-11 кВ по справочным данным выбираем автотрансформаторы 2 шт. типа АТДЦТН-125000/220/110/11.
в) В пунктах 4 и 5 устанавливаем трансформаторы с ВН-110 кВ, НН-11 кВ по справочным данным выбираем трансформаторы типа ТРДН-16000/110/11.
ТИП |
Uном, кВ |
Потери, кВт |
Цена |
|||
ВН |
СН |
НН |
КЗ |
ХХ |
тыс. руб |
|
ТРДН-32000/220 |
115 |
- |
11 |
85 |
18 |
48 |
ТРДН-25000/220 |
115 |
38,5 |
11 |
130 |
27 |
65,5 |
* - потери короткого замыкания для данного АТ:
Т – трехфазный
Р – расщепленная обмотка низшего напряжения
Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
Н – регулировка напряжения под нагрузкой
Расчётная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов:
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.
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
КΣтр.=131+131+131+96+96=585 тыс. руб.
3) Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду - I по условию задания на проектирование
Кл. = Кл.уд∙lл. , тыс. руб.
Линия РЭС-1: Uном = 220 кВ, l = 28 км, АС-240/32.
Линия двухцепная, выбираем железобетонные опоры для двухцепных линий. По справочным данным стоимость 1 км ВЛ с приведёнными выше данными Кл.уд = 16,9тыс. руб.
Кл.2-1 = Кл.уд∙lл. =16,9*28=473,2 тыс. руб.
Линия РЭС-2: Uном = 220 кВ, l = 40 км, АС-240/32.
Линия двухцепная, выбираем железобетонные опоры для двухцепных линий. По справочным данным стоимость 1 км ВЛ с приведёнными выше данными Кл.уд = 16,9тыс. руб.
Кл.РЭС-2 = Кл.уд∙lл. =16,9*40=676 тыс. руб.
Линия 1-4: Uном =110 кВ, l = 35 км, АС-95/16;
Линия двухцепная, выбираем железобетонные опоры для двухцепных линий. По справочным данным стоимость 1 км ВЛ с приведёнными выше данными Кл.уд = 16,9 тыс. руб.
Кл.2-3 = Кл.уд∙lл.2-3=35*16,9=591,5 тыс. руб.
Линия 2-3: Uном =110 кВ, l = 30 км, АС-70/11;
Линия двухцепная, выбираем железобетонные опоры для двухцепных линий. По справочным данным стоимость 1 км ВЛ с приведёнными выше данными Кл.уд = 15,8тыс. руб.
Кл.2-3 = Кл.уд∙lл. =15,8*30=474 тыс. руб.
Линия 3-5: Uном =110 кВ, l = 35 км, АС-70/11;
Линия двухцепная, выбираем железобетонные опоры для двухцепных линий. По справочным данным стоимость 1 км ВЛ с приведёнными выше данными Кл.уд = 15,8 тыс. руб.
Кл.2-5 = Кл.уд∙lл.2-5=15,8*35=553 тыс. руб.
П
оправочный
коэффициент сооружения ВЛ для Сибири
равен 1,2
Тогда
5) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение
На п/ст. устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При Unom = 220 кВ – 33,7 тыс. руб. Общёе количество выключателей составляет n = 15шт на 220 кВ,
6) Определяем общие капитальные затраты эл. схемы варианта 1.
Кв-1=КΣтр.+КΣору+КΣл+КΣп/ст=4912,28 тыс.руб.
7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-220 кВ на железобетонных опорах составляет 2,8 %, от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
ИΣл=КΣл*0,028=1709,9*0,028=47,8772 тыс.руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов
для U = 220 кВ - 8,4%, Следовательно:
ИΣтр=КΣтр1,2,3,4,5,6*0,084=585*0,084=49,14 тыс.руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети варианта 1 (тыс. руб.):
Иобсл.=ИΣтр.+ИΣору+ИΣл.=49,14+565,5+47,8772=662,5172 тыс.руб.
8)
Определяем годовые потери электроэнергии
в сети:
Где:
час.
-
суммарные потери активной мощности в
сети варианта 1
-
суммарные потери в линии.
суммарные
потери в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:
Мвт
б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 1.
Для п/ст 1,2,5
∆Рхх=45 кВт
∆Рк=150 кВт
п/ст
1,3:
кВт
п/ст
4,5:
кВт
п/ст
2:
кВт
Для п/ст 3,4:
∆Рхх=45 кВ
∆Рк=130 кВт
∆Рст3=∆Рст4=n*∆Рхх=2*45=90 кВт
п/ст
2:
SB = SC + SH = 138,4 МВА; SC = Scр = 112,12 МВА; SH = Sнагр2 = 29,61 МВА;
кВт;
377,9кВт
Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 1 составляют:
кВт
в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 1:
4,07+0,68
= 4,75 МВт
Годовые потери электроэнергии в сети:
4,75·4219,1
= 20040 МВт/ч
9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1.
где: β = 0,9 коп. – по условию задания стоимость1 кВт.ч потерянной электроэнергии.
10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1.
11) Определяем полные приведённые затраты варианта 1.
Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 1 и 2.
Технико-эконом. показатели |
В-1 |
В-2 |
В-3 |
|
6935,07 |
5115,6 |
4344,24 |
|
5040 |
1785 |
1025 |
|
1176,8 |
1190 |
1039 |
|
12700 |
1800 |
2064 |
|
16643,84 |
9890,6 |
6408,24 |
|
201,23 |
143,23 |
121,68 |
|
282,09 |
149,94 |
92,75 |
|
108,21 |
99,96 |
93,546 |
|
115,97 |
133,3 |
115,97 |
|
1600,07 |
137,306 |
423,9 |
|
3597,3308 |
2953,06 |
1191,757 |
Так как варианты отличаются менее чем на 5%, следовательно, варианты схем считаются экономически равноценными. В таком случае мы прибегаем к другим параметрам сравнения, а именно: выгодней считается схема с более высоким номинальным напряжением (в связи с дальнейшим ростом потребляемой мощности), в этом плане выбираем вариант 1; по надёжности электроснабжения будем считать варианты равноценными; по расходу цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством аппаратуры – предпочтительней вариант 1; по возможностям развития сети при росте нагрузок и появления новых пунктов электроэнергии – лучше оказался вариант 1.
Таким образом, технико-экономическое сравнение вариантов схем выявило оптимальную схему – схему №3