ПроектУвання розвитку електричної мережі

Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Донецкий техникум промышленной автоматики

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

КП проектир_готов.docx

Скачиваний:

Добавлен:

01.04.2025

Размер:

2.3 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 84 5 6 7 8 > Следующая >>>

ПроектУвання розвитку електричної мережі

2.1 Розробка варіантів схем приєднання нових вузлів навантаження

Нові вузли навантаження можна об’єднати в окрему групу (рис.2.1).

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-1	4,4
Ж-1	4,84
К -1	3,96
Разом	13,2

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-К	8,8
К-Ж	6,6
Ж-ВП	6,6

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-2	4,4
2-Ж	3,96
2-К	4,4
Разом	12,76

Рисунок 2.1 – Варіанти схем живлення для споживачів Ж і К: кільцева (а), магістральна з відгалуженням (б), найкоротша мережа (в).

Варіант а рис.2.1 являє собою побудову нової замкненої схеми. Даний варіант потребує великих капітальних вкладень. По-перше, велика протяжність ділянок. По-друге, на нових ПС знадобиться схема містка з додатковими вимикачами.

Варіанти б та в рис.2.1 ілюструє підключення нових вузлів Ж та К за допомогою побудови нової мережі, яка виконана магістраллю з відгалуженням і приєднана до ВП. Ці схеми характеризуються середніми капітальними затратами, тому що необхідно встановлення двох нових вимикачів на ВП, але мережа варіанта в рис.2.1 потребує менших капітальних затрат, так як протяжність ліній менша, ніж у варіанті б рис.2.1.

Також можливо приєднання вузлів Ж і К до існуючих груп споживачів (рис.2.2 та 2.3).

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-4	2,64
4-3	2,2
4-К	7,48
3-Б	5,5
3-Е	4,84

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-3	4,84
3-Б	5,5
3-Е	4,84
Е-К	3,96

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-3	4,84
3-Б	5,5
3-Е	4,84
ВП-К	6,16

Рисунок 2.2 – Варіант підключення споживчої ПС К до функціонуючої мережі: магістральна з відгалуженням (а,б), радіальна (в).

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-5	2,86
5-Ж	6,16
5-6	1,54
6-В	4,4
6-7	1,54
7-Г	2,2
7-Д	2,64

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-6	4,4
6-В	4,4
6-7	1,54
7-Г	2,2
7-Д	2,64
Г-Ж	5,5

Наймен. ділянки	l_діл км
ВП-6	4,4
6-В	4,4
6-7	1,54
7-Г	2,2
7-Д	2,64
ВП-Ж	6,16

Рисунок 2.3 – Варіант підключення споживчої ПС Ж до функціонуючої мережі: магістральна з відгалуженням (а,б), радіальна (в).

Варіанти а та б рис.2.2 ілюструє підключення нового вузла К за допомогою побудови мережі, яка виконана магістраллю з відгалуженням. Ці схеми характеризуються середніми капітальними затратами, але при цих варіантах збільшаться втрати потужності на ділянках ВП-3, 3-Е для варіанту а рис.2.2 та на ділянки ВП-4 для варіанту б рис.2.2. Варіант а рис.2.2 потребую менших капітальних затрат, так як протяжність лінії в цьому випадку менше ніж у варіанта б рис.2.2.

Варіант в рис.2.2 потребує значних капітальних затрат, тому що знадобиться установка двох вимикачів на ВП.

Варіанти а та б рис.2.3 ілюструє підключення нового вузла Ж за допомогою побудови мережі, яка виконана магістраллю з відгалуженням. Ці схеми характеризуються середніми капітальними затратами, але при цих варіантах збільшаться втрати потужності на ділянці ВП-5 для варіанту а рис.2.3 та на ділянках ВП-6, 6-7, 7-Г для варіанту б рис.2.3. Варіант б рис.2.3 потребую менших капітальних затрат, так як протяжність лінії в цьому випадку менше ніж у варіанта а рис.2.3.

Варіант в рис.2.3 потребує значних капітальних затрат, тому що знадобиться установка двох вимикачів на ВП, також протяжність лінії більша ніж у попередніх варіантів.

2.2 Вибір номінальної напруги, перетинів і марок проводів нових ліній

електропередачі

Для групи варіантів, що включають тільки нові вузли, слід вибрати номінальну напругу U_ном. З цією метою для розглянутих варіантів спочатку знаходиться попередній потокорозподіл. У розімкнутих мережах потоки потужності на дільницях обчислюються від кінцевих точок у напрямку до вузлової підстанції на основі першого закону Кірхгофа. Замкнута мережа «розрізається» по ВП. Потім розраховується потужність на головній ділянці з урахуванням допущення про однорідність мережі.

де – потужність j-го вузла,

– відстань від j-го вузла до протилежного кінця лінії,

– сумарна довжина лінії від ВП до ВП.

На решті ділянок кільцевої мережі розрахунок виконується за першим законом Кірхгофа. Результати визначення потоків потужності на дільницях у всіх схемах нанесені на рис.2.4.

Номінальну напругу визначимо за формулою Стіла, яка справедлива при L250 км і Р 60 МВт:

Вибір номінальної напруги представлений у табл.2.1.

Рисунок 2.4 – Попередній потокорозподіл для обраних варіантів які представлені на рис. 2.1

Для вузлів К та Ж за варіантом що представлений на рис.2.2 та рис.2.3 номінальна напруга приймається рівною номінальній напрузі існуючою мережі, тому U_н_омбуде рівна 110 кВ.

Перетин проводів розраховується по економічній щільності струму j_ек, яка приймається по ПУЕ в залежності від числа годин максимумів навантаження Т_М, матеріал провода та його конструктивне виконання.

Економічний перетин складає:

де I_p – робочий струм мережі (А), який розраховується по наступному виразу:

Для варіантів підключення споживчих ПС К і Ж до функціонуючої мережі перетин проводів вибирається один і той же для всіх варіантів відповідної групи споживачів. Результати вибору перетинів представлені у табл. 2.2.

Таблиця 2.1 – Вибір номінальної напруги

Варіанти схем	Найменування участка	P_уч	n_к	P	L	U	U_ном
Варіанти схем	Найменування участка	МВт	n_к	МВт	км	кВ	кВ
а	ВП-К	14,4	1	14,4	8,8	67,12	110
	К-Ж	3,36	1	3,36	6,6	33,72
	Ж – ВП`	15,6	1	15,6	6,6	69,47
б	ВП-1	30	2	15	4,4	67,85	110
	1 - К	18	2	9	3,96	52,79
	1- Ж	12	2	6	4,84	43,58
в	ВП-2	30	2	15	4,4	67,85	110
	2 - К	18	2	9	4,4	52,87
	2- Ж	12	2	6	3,96	43,39

Таблиця 2.2 – Вибір перетинів проводів

Варіант	Найменув. участка	P_уч+jQ_уч	n_к	S_уч	U_ном	I_р	F_эк	F_ст
Варіант	Найменув. участка	МВА	n_к	МВА	кВ	I_р	F_эк	мм²
Для нової групи споживачів
а	ВП-К	14,4+j5.7	1	15,49	110	81,29	101,61	150
	К-Ж	3,36+j1.2	1	3,57	110	18,73	23,41	150
	Ж – ВП`	15,6+j6.3	1	16,82	110	88,30	110,38	150
б	ВП-1	30+j12	2	32,31	110	84,79	105,99	120
	1 - К	18+j7	2	19,31	110	50,68	63,36	120
	1- Ж	12+j5	2	13	110	34,12	42,65	120
в	ВП-2	30+j12	2	32,31	110	84,79	105,99	120
в	2 - К	18+j7	2	19,31	110	50,68	63,36	120
	2- Ж	12+j5	2	13	110	34,12	42,65	120
	Для підключення споживчої ПС К до функціонуючої мережі
а, б, в	К-ВП	18+j7	2	19,31	110	50,68	63,36	120
	Для підключення споживчої ПС Ж до функціонуючої мережі
а, б, в	Ж-ВП	12+j5	2	13	110	34,12	42,65	120

2.3Вибір трансформаторів і компенсуючих установок споживчих

підстанцій

Для забезпечення мінімально необхідного рівня надійності електропостачання споживачів 2-ої категорії, установка двох однакових трансформаторів (n_т=2) є найбільш доцільним рішенням. Якщо один трансформатор вийшов з ладу, то другий повинен нести все навантаження ПС. Необхідна потужність трансформатора S_нео_б_хвибирається так, щоб при відключенні одного трансформатора забезпечити живлення споживачів 2-ої категорії:

S_нео_б_х (0,6 – 0,75 )S_М,

де 0,6 – 0,75 – доля споживачів 2-ої категорії.

По S_нео_б_хвибирається найближче значення номінальної потужності трансформаторів S_тр.ном.

Для вибраних трансформаторів розраховуємо коефіцієнти завантаження:

– в нормальному режимі

k_з=

– в післяаварійному режимі

k_з.ав=

В нормальному режимі значення k_з не повинно виходити за межі економічно доцільних величин:

0,5 k_з 0,75,

а в аварійному режимі величина k_з.авне повинноперевищувати технічно-допустиме значення [8]. На стадії проектування можно прийняти, що

k_з 1,5.

Результати вибору трансформатора приведені в табл.2.3.

Таблиця 2.3 – Вибір трансформаторів споживчих підстанцій

ПС	S_м	S_необх	S_т.ном	n_тр	k_з	k_зав	Тип

Ж	13	8,7	10	2	0,65	1,3	ТДН–10000/110
К	19,31	12,93	16	2	0,6	1,21	ТДН–16000/110

Потужність і тип комплектних конденсаторних установок вибирається за наступною формулою:

Q_ку = P_ф1(tg₁ – tg_эк), Мвар.

Результати розрахунку занесені у таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 – Вибір компенсуючих пристроїв

ПС	P_ф1	tgφ₁	U_1ном	tgφ_э	Q_ку	Тип трансформатора	U_2ном	Тип КУ	Q_ку.ном
			кВ		Мвар		кВ		Мвар

Ж	12	0,42	110	0,25	2,04	ТДН–10000/110	10	2УК – 900 2УК - 150	2,1
К	18	0,39	110	0,25	2,52	ТДН–16000/110	10	2УК – 1125 2УК - 150	2,55

При установці КП трансформатори розвантажуються від протікання реактивної потужності, тому необхідно перевірити їх завантаження і виявити можливість установки трансформаторів меншої потужності. Коефіцієнти завантаження трансформаторів обчислюються по формулах (1.18) і (1.19) з урахуванням того, що після компенсації навантаження вузла складає:

Результати перевірки завантаження трансформаторів приводимо в таб. 2.5.

Таблиця 2.5 – Перевірка завантаження трансформаторів після установки КП

Найменування ПС	Р_М+jQ_M MBA	Q_ку.ном Мвар	S_ном.тр	МВА	k_зк	k_з.ав.к
Найменування ПС	Р_М+jQ_M MBA	Q_ку.ном Мвар	МВА	МВА	k_зк	k_з.ав.к
Ж	12+j5	2,1	10	12,35	0,61	1,23
К	18+ j7	2,55	16	18,54	0,58	1,16

Коефіцієнти завантаження трансформаторів вузлів Ж і К після компенсації знаходяться в допустимих межах. Тому після установки КП вибрані трансформатори залишаються.

2.4 Перевірка завантаження системи внутрішнього електропостачання

2.4.1 Перевірка по нагріву

Перевірка мережі по нагріву проводимо лише для тих груп споживчих ПС, в состав яких входять нові споживачі

IдопIр.max,

де Iр.max – струм ділянки у післяаварійному режимі.

I_ав=

де S_діл._ав. – потоки потужності на ділянку в післяаварійному режимі.

В розімкнених мережах аварійна ситуація зв’язана з відключенням одного ланцюга. При цьому потокорозподіл не змінюється, але усе навантаження припадає на один ланцюг, що призводить до збільшення струму вдвічі (I_ав = 2I_р).Для замкненої схеми аварійним режимом вважається ситуація, коли відключається одна з головних ділянок, як представлено на рисунку 2.5.

Рисунок 2.5 - Потокорозділ у замкненій мережі, при відключенні «з права»(а) та при відключенні «зліва»(б)

Результати розрахунків наведені в таблиці 2.6.

Для варіантів підключення споживчої ПС К і Ж до функціональної мережі відповідно перевірку проводів по нагріву будемо проводити для тих ЛЄП, для яких збільшиться навантаження після приєднання нових споживачів зросте. Результати розрахунків наведені в таблиці 2.7.

Отже у всіх варіантах усі лінії електропередач задовольняють вимогам по нагріву проводів.

Таблиця 2.6 – Перевірка прийнятих марок проводів по нагріву тривалим струмом у післяаварійних режимах у варіантах схем живлення представлених на рис.2.1

Варіант	Найм. ділянки	P_діл₊ jQділ МВА	I_ав А	Марка проводу	I_доп А	I_ав< I_доп	n_ц
а	Відключення «з права»
	ВП-К	30+ j12	169,79	АС 150/34	450	так	1
	К - Ж	12+ j5	68,31	АС 150/34	450	так	1
	Відключення «зліва»
	ВП`-Ж	30+ j12	169,79	АС 150/34	450	так	1
	Ж-К	18+ j7	101,49	АС 150/34	450	так	1
в	ВП-2	30+ j12	169,59	АС 120/27	375	так	1
	2-К	18+ j7	101,37	АС 120/27	375	так	1
	2-Ж	12+ j5	68,23	АС 120/27	375	так	1

Таблиця 2.7 – Перевірка прийнятих марок проводів по нагріву тривалим струмом в післяаварійних режимах у варіантах схем живлення представлених на рис.2.2 та 2.3

Варіант	Найм.	P_діл₊ jQділ	I_ав	Марка	I_доп	I_ав< I_доп	n_ц
Варіант	ділянки	МВА	А	проводу	А	I_ав< I_доп	n_ц
Для перевірки підключення споживчої ПС К до функціонуючої мережі
а	ВП-3	47+j18	264,47	АС 120/27	375	так	1
	3-Е	32+j12	179,59	АС 120/27	375	так	1
	Е-К	18+ j 7	101,49	АС 120/27	375	так	1
б	ВП-4	47+j18	264,47	АС 120/27	375	так	1
б	4-К	18+ j 7	101,49	АС 120/27	375	так	1
в	ВП-К	18+ j7	179,6	АС 120/27	375	так	1
Для перевірки підключення споживчої ПС Ж до функціонуючої мережі
а	ВП-5	59+ j23	332,76	АС 150/34	450	так	1
а	5-Ж	12+ j5	68,31	АС 120/27	375	так	1
б	ВП-6	59+ j23	332,76	АС 150/34	450	так	1
б	6-7	46+j18	259,57	АС 120/27	375	так	1
в	7-Г	30+ j12	169,79	АС 120/27	375	так	1
	Г-Ж	12+ j5	68,31	АС 120/27	375	так	1
	ВП-Ж	12+ j5	68,31	АС 120/27	375	так	1

2.4.2 Перевірка мережі по втратах напруги

По втраті напруги перевіряється не провід, а мережа від РП до кожної кінцевої крапки. Ця перевірка є оцінкою забезпечення якості електроенергії на затисках споживачів з точки зору ГОСТ 13109-97.

Вимоги стандарту виконуватимуться за умови:

U__к [U_ав].

Допустиме значення [U_ав] залежить від можливості регулювання напруги в системі [2]. Для мережі 35–110 кВ [U_ав] = 15%.

Втрата напруги на кожній ділянці мережі визначається як подовжня складова падіння напруги:

U_ав = кB,

або в відсотках:

U% =

де P_діл_.авіQ_діл_.ав – активні і реактивні потужності на ділянках мережі, відомі з наближеного розрахунку потокорозподілу в післяаварійному режимі;

Rі X – активні і реактивні опори відповідних ділянок мережі.

Опори обчислюються по питомих величинахr₀, x₀і довжині лінії l:

R= r₀l; X= x₀l.

Для всіх варіантів необхідно розрахувати втрати напруги до всіх кінцевих точок. Результати наведені у таблиці 2.8.

За результатами розрахунку видно що, обрані марки проводів задовольняють усім технічним вимогам, а втрата напруги до кожної кінцевої точки не перевищую допустиму (15%).

2.5 Розрахунок техніко-економічних показників порівнюваних варіантів

Енергетика належить до соціальної галузі, тому у якості критерію вибору найкращого варіанту використаємо критерій найменших приведених витрат.

Розрахунок економічних показників ведеться в національній валюті. Відомості про вартість ЛЕП і устаткуванні приймаємо за, з умови, що 1 крб. відповідає 1 долару США. Перерахунок в гривні необхідно виконати по курсу (k_грн =8 грн. за у.о) Національного банку України.

Таблиця 2.8 – Розрахунок втрат напруги в післяаварійних режимах

Варіант	Найменування ділянки	Марка проводу	P_діл	jQ_діл	l км	r₀ Ом/км	x₀ Ом/км		R Ом	X Ом		ΔU
			МВА									кВ		%
Для нової групи споживачів
а	Відключення «з права»
	ВП-К	АС 150/34	30	12	8,8	0,2	0,42		1,76	3,70		0,10		0,09
	К - Ж	АС 150/34	12	5	6,6	0,2	0,42		1,32	2,77		0,04		0,04
	Усього до Ж										0,14		0,13
	Відключення «зліва »
	ВП`-Ж	АС 150/34	30	12	6,6	0,2	0,42		1,32	2,77		0,10		0,09
	Ж-К	АС 150/34	18	7	6,6	0,2	0,42		1,32	2,77		0,06		0,05
	Усього до К										0,16		0,14
в	ВП-2	АС 120/27	30	12	4,4	0,253	0,427		1,11	1,88		0,12		0,11
	2-Ж	АС 120/27	12	5	3,96	0,253	0,427		1,00	1,69		0,05		0,04
	2-К	АС 120/27	18	7	4,4	0,253	0,427		1,11	1,88		0,07		0,06
	Усього до К										0,19		0,17
	Усього до Ж										0,17		0,15
Для перевірки підключення споживчої ПС К до функціонуючої мережі
а	ВП-3	АС 120/27	47	18	4,84	0,253	0,427		1,22	2,07		0,18		0,16
	3-Б	АС 120/27	15	6	5,5	0,253	0,427		1,39	2,35		0,06		0,05
	3-Е	АС 120/27	32	12	4,84	0,253	0,427		1,22	2,07		0,12		0,11
	Е-К	АС 120/27	18	7	3,96	0,253	0,427		1,00	1,69		0,07		0,06
	Усього до К										0,37		0,33
	Усього до Б										0,24		0,21
б	ВП-4	АС 120/27	47	18	2,64	0,253	0,427		0,67	1,13		0,18		0,16
	4-3	АС 120/27	29	11	2,2	0,253	0,427		0,56	0,94		0,11		0,10
	4-К	АС 120/27	18	7	7,48	0,253	0,427		1,89	3,19		0,07		0,06
	3-Б	АС 120/27	15	6	5,5	0,253	0,427		1,39	2,35		0,06		0,05
	3-Е	АС 120/27	14	5	4,84	0,253	0,427		1,22	2,07		0,05		0,05
	Усього до К										0,25		0,22
	Усього до Б										0,35		0,31
	Усього до Е										0,34		0,31
в	ВП-К	АС 120/27	18	7	6,16	0,253		0,427	1,56	2,63		0,07		0,06
	ВП-3	АС 120/27	29	11	4,84	0,253		0,427	1,22	2,07		0,11		0,10
	3-Б	АС 120/27	15	6	5,5	0,253		0,427	1,39	2,35		0,06		0,05
	3-Е	АС 120/27	14	5	4,84	0,253		0,427	1,22	2,07		0,05		0,05
	2	3	4	5	6	7		8	9	10		11
	Усього до К										0,07		0,06
	Усього до Б										0,27		0,15
	Усього до Е										0,16		0,15

Продовження табл. 2.8

Варіант	Найменування ділянки	Марка проводу	P_діл	jQ_діл	l км	r₀ Ом/км		x₀ Ом/км	R Ом	X Ом		ΔU
			МВА									кВ	%
Для перевірки підключення споживчої ПС Ж до функціонуючої мережі
а	ВП-5	АС 150/34	59	23	2,86	0,2	0,42		0,57	1,20		0,20			0,18
	5-Ж	АС 120/27	12	5	6,16	0,253	0,427		1,56	2,63		0,05			0,04
	5-6	АС 120/27	47	18	1,54	0,253	0,427		0,39	0,66		0,18			0,16
	6-В	АС 120/27	13	5	4,4	0,253	0,427		1,11	1,88		0,05			0,04
	6-7	АС 120/27	34	13	1,54	0,253	0,427		0,39	0,66		0,13			0,12
	7-Г	АС 120/27	18	7	2,2	0,253	0,427		0,56	0,94		0,07			0,06
	7-Д	АС 120/27	16	6	2,64	0,253	0,427		0,67	1,13		0,06			0,05
	Усього до Ж										0,25			0,22
	Усього до В										0,43			0,38
	Усього до Г										0,58			0,52
	Усього до Д										0,57			0,51
б	ВП-6	АС 150/34	59	23	4,4	0,2	0,42		0,88	1,85		0,20			0,18
	6-7	АС 120/27	46	18	1,54	0,253	0,427		0,39	0,66		0,18			0,16
	6-В	АС 120/27	13	5	4,4	0,253	0,427		1,11	1,88		0,05			0,04
	7-Г	АС 120/27	30	12	2,2	0,253	0,427		0,56	0,94		0,12			0,11
	Г-Ж	АС 120/27	12	5	5,5	0,253	0,427		1,39	2,35		0,05			0,04
	7-Д	АС 120/27	16	6	2,64	0,253	0,427		0,67	1,13		0,06			0,05
	Усього до Ж										0,55			0,49
	Усього до В										0,25			0,22
	Усього до Д										0,44			0,39
в	ВП-Ж	АС 120/27	12	5	6,16	0,253	0,427		1,56	2,63		0,05			0,04
	ВП-6	АС 150/34	47	18	4,4	0,2	0,42		0,88	1,85		0,15			0,14
	6-В	АС 120/27	13	5	4,4	0,253	0,427		1,11	1,88		0,05			0,04
	6-7	АС 120/27	34	13	1,54	0,253	0,427		0,39	0,66		0,13			0,12
	7-Г	АС 120/27	18	7	2,2	0,253	0,427		0,56	0,94		0,07			0,06
	7-Д	АС 120/27	16	6	2,64	0,253	0,427		0,67	1,13		0,06			0,05
	Усього до Ж										0,05			0,04
	Усього до В										0,2			0,18
	Усього до Г										0,35			0,32
	Усього до Д										0,34			0,31

2.5.1 Капітальні вкладення включають витрати на лінії електропередачі К_л і устаткування К_об:

К = К_л+ К_об.

Капітальні вклади в ЛЕП розраховуємо по формулі:

К_л= l_лk_0л,

де k_0л – питома вартість одного кілометра ЛЕП з врахуванням матеріалу опор і їх конструктивного виконання.

Розрахунок виконується в таблиці. 2.9.

Таблиця 2.9 – Розрахунок капітальних вкладів в ЛЕП

Рисунок	Варіант	Найменуванння ділянки	Марка провода	Тип опор	l км	k_0л	К_л
							т.у.е	т.грн
2.1	а	ВП-К	АС 150/34	ЗБ однокол.	8,8	14,4	126,72	1013,76
		К-Ж	АС 150/34	ЗБ однокол.	6,6	14,4	95,04	760,32
		Ж – ВП`	АС 150/34	ЗБ однокол.	6,6	14,4	95,04	760,32
		Разом:							2534,4
	в	ВП-2	АС 120/27	ЗБ двокол.	4,4	22,2	97,68	781,44
		2 - К	АС 120/27	ЗБ двокол.	4,4	22,2	97,68	781,44
		2- Ж	АС 120/27	ЗБ двокол.	3,96	22,2	87,912	703,296
		Разом:							2266,18
2.2	а	К-Е	АС 120/27	ЗБ двокол.	3,96	22,2	87,91	703,30
		Разом:							703,30
	б	К-4	АС 120/27	ЗБ двокол.	7,48	22,2	166,06	1328,45
		Разом:							1328,45
	в	ВП-К	АС 120/27	ЗБ двокол.	6,16	22,2	136,75	1094,02
		Разом:							1094,02
2.3	а	Ж-5	АС 120/27	ЗБ двокол.	6,16	22,2	136,75	1094,02
		Разом:							1094,02
	б	Ж-Г	АС 120/27	ЗБ двокол.	5,5	22,2	122,10	976,80
		Разом:							976,80
	в	Ж - ВП	АС 120/27	ЗБ двокол.	6,16	22,2	136,75	1094,02
		Разом:							1094,02

Капітальні вкладення в устаткування включають вартість устаткування на РП К і на споживчих ПС К :

К_об= К + К .

Тому що варіанти виконані на одній і тій же номінальній напрузі, вартість трансформаторів не включається у вартість устаткування споживчих ПС. В цьому випадку величина К визначатиметься лише вартістю комутаційного устаткування.

Центром живлення вважаються збірні шини ВП, то при номінальній напрузі 110 кВ прийнята схема з двома системами збірних шин і обхідною СШ.

На споживчих ПС приймаються спрощені схеми первинних з'єднань з мінімальною кількістю вимикачів: схема «блок лінія-трансформатор» - в розімкнених мережах; схема «місток» - в замкнених мережах.

Так як споживчі ПС розташовані в третьому районі по ожеледі, то в ланцюгах трансформатора встановлюються вимикачі.

Розрахунок капітальних вкладень в устаткування виконується в табл. 2.10.

Таблица 2.10 – Розрахунок капітальних вкладень в обладнання

Рисунок	Варіант	Центр живлення					Споживчі ПС					К_об
Рисунок	Варіант	Тип ВРУ	k_0яч т.у.е.яч	п_яч	т .у.е.	Тип ВРУ		k_0.ОРУ т.у.е. ВРУ	п_ОРУ	т.у.е.	т.у.е.		т.грн
2.1	а	2СШ з ОСШ	35,2	2	70,4	Місток		120	2	240	310,4		2483,2
2.1	в	2СШ з ОСШ	35,2	2	70,4	спар. блок Л-Т		72	2	144	214,4		1715,2
2.2	а	2 СШ з ОШ	35,2	-	-	спар. блок Л-Т		72	1	72	72		576
	б		35,2	-	-	спар. блок Л-Т		72	1	72	72		576
	в		35,2	2	70,4	спар. блок Л-Т		72	1	72	72		1139,2
2.3	а	2 СШ з ОШ	35,2	-	-	спар. блок Л-Т		72	1	72	72		576
	б		35,2	-	-	спар. блок Л-Т		72	1	72	72		576
	в		35,2	2	70,4	спар. блок Л-Т		72	1	72	142,4		1139,2

2.5.2 Щорічні витрати експлуатації на лінії і устаткування ПС включають амортизаційні відрахування И_а, призначені для повної заміни (реновації) основних фондів після їх зносу, і витрати на обслуговування мережі И_обсл (поточний ремонт, зарплату персоналу, суспільні витрати).

Постійні витрати обчислюються за формулою:

И_пост= И_а+ И_обсл.

Амортизаційні відрахування і витрати на обслуговування можуть бути приблизно оцінені пропорційно вартості основних фондів (капітальних вкладів) по середніх нормах витрат на амортизацію p_аі обслуговування p_обсл:

_И_а= И_обсл=

тоді

И_пост=

Результати розрахунку постійних витрат заносяться в таблицю. 2.11.

Таблиця 2.11 – Розрахунок постійних витрат

Група	Варіант	ЛЕП				Обладнання				И_пост т.грн/г
		p_а+p_т_р %	К_л т.грн	И_л т.грн/г	p_а+p_тр %		К_об т.грн	И_об т.грн/г
2.1	а	7,2	2534,4	182,48	14,4		2483,2	722,53	905,01
	в	7,2	2266,18	163,16	14,4		1715,2	573,32	736,48
2.2	а	7,2	703,30	50,64	14,4		576	184,22	234,86
	б	7,2	1328,45	95,65	14,4		576	274,24	369,89
	в	7,2	1094,02	78,77	14,4		1139,2	321,58	400,35
2.3	а	7,2	1094,02	78,77	14,4		576	240,48	319,25
	б	7,2	976,80	70,33	14,4		576	223,60	293,93
	в	7,2	1094,02	78,77	14,4		1139,2	321,58	400,35

2.5.3 Змінні витрати - це вартість втраченої електроенергії, що обчислюється за середнім тарифом b_c, що діє, на електроенергію:

И_э = Ц_cW,

де Ц_c - це оптова ціна на електроенергію, встановлену постановою НКРЕ України від 20.09.2012р і складає 0,68616 т.грн/МВт*ч.

Величина втраченої електроенергії W складається з втрат електроенергії в ЛЕП W_лі в трансформаторах W_тр.

Втрати електроенергії в ЛЕП обчислюються за формулою:

W_л = P_л.

Втрати потужності на ділянці мережі обчислюються за формулою:

P_л =

Розрахувавши втрати окремих ділянок мережі, знаходимо сумарні втрати потужності P_л_:

P_л_= P_л_i_._.

При розрахунку складової И_евраховуються тільки ті втрати електроенергії, які викликані підключенням нових вузлів навантаження. Якщо розглядаються варіанти, в яких нові вузли приєднуються до функціонуючої мережі, то завдання вирішується в три етапи.

Етап 1. Відновлюються розрахунки потокорозподілу і втрат потужності ΔР_стардля тієї частини мережі, до якої передбачається підключення нових вузлів навантаження (табл.2.12).

Таблиця 2.12 –Втрати потужності в ЛЕП до приєднання нових вузлів

Рис.	Найменування ділянки	S МВА	R Ом	n_ц	ΔР_стар,МВт
2.2	ВП-3	31,01	1,22	2	0,048
	3-Е	14,87	1,39	2	0,013
	3-Б	16,16	1,22	2	0,013
	Всього:				0,074
2.3	ВП-6	50,32	0,88	2	0,092
	6-В	13,93	1,11	2	0,009
	6-7	36,39	0,39	2	0,021
	7-Г	19,31	0,56	2	0,009
	7-Д	17,09	0,67	2	0,008
	Всього:				0,139

Етап 2. Розраховуються втрати потужності для розглянутого варіанта мережі, які позначаються як P_нов(табл.2.13).

Етап 3. Втрати потужності Р, зумовлені підключенням нових ПС, визначаються як різниця втрат, визначених на етапах 1 і 2.

За величиною Р розраховуються додаткові втрати електроенергії W і змінні витрати (табл.2.14):

И_дод = Ц_cW_дод.

Таблиця 2.13 – Розрахунок змінних витрат в ЛЕП з урахуванням розвитку мережі

Варіант	Найменування ділянки	S, МВА	R, Ом	n_ц	P_нов_, МВт/ч
Для споживчої ПС К (рис.2.2)
а	ВП-3	50,33	1,22	2	0,128
	3-Е	34,18	1,22	2	0,059
	3-Б	16,2	1,39	2	0,015
	К-Е	19,31	1	2	0,015
Всього:						0,217
б	ВП-4	50,33	0,67	2	0,07
	4-3	31	0,56	2	0,022
	К-4	34,18	1,89	2	0,091
	3-Б	16,16	1,39	2	0,015
	3-Е	14,87	1,22	2	0,011
Всього:						0,209
в	К-ВП	34,18	1,56	2	0,075
Всього:						0,075

Продовження табл.2.13

Варіант	Найменування ділянки	S, МВА	R, Ом	nц	Pнов, МВт/ч
Для споживчої ПС Ж (рис.2.3)
а	ВП-5	63,32	0,57	2	0,094
	5-6	18,68	0,39	2	0,006
	6-В	13,9	1,11	2	0,009
	6-7	34,3	0,39	2	0,019
	Ж-5	13	1,56	2	0,011
	7-Г	19,3	0,56	2	0,009
	7-Д	17,1	0,67	2	0,008
Всього:						0,155
б	ВП-6	63,32	0,88	2	0,146
	6-В	13,9	1,11	2	0,009
	6-7	49,4	0,39	2	0,039
	Ж-Г	13	1,39	2	0,010
	7-Г	32,31	0,56	2	0,024
	7-Д	17,1	0,67	2	0,008
Всього:						0,236
в	Ж-ВП	13	1,56	2	0,011
Всього:						0,011
Для споживчих ПС К та Ж (рис.2.1)
а	ВП-К	15,49	1,76	1	0,035
	К-Ж	3,57	1,32	1	0,001
	Ж-ВП	16,82	1,32	1	0,031
Всього:						0,067
в	ВП-2	32,31	1,11	2	0,048
	2-Ж	13	1	2	0,007
	2-К	19,31	1,11	2	0,017
Всього:						0,072

Таблиця 2.14 – Розрахунок вартості додаткових втрат електроенергії

Рис.	Варіант	Втрати потужності, МВт			δW_дод, МВт^.год		δИ_дод, т.грн/рік
		ΔР_нов	ΔР_стар	δР_дод
2.1	а	0,067	-	0,067		274,7		188,49
	в	0,072	-	0,072		295,2		202,55
2.2	а	0,217	0,074	0,143		586,3		402,30
	б	0,209	0,074	0,135		553,5		379,79
	в	0,075	-	0,075		307,5		210,99
2.3	а	0,155	0,139	0,016		65,6		45,01
	б	0,236	0,139	0,097		397,7		272,89
	в	0,011	-	0,011		45,1		30,95

2.6 Вибір найбільш економічного варіанта розвитку мережі

Найбільш вигідний в економічному сенсі варіант вибирається з умови мінімуму приведених витрат. Однак для використання цього критерію необхідне виконання чотирьох умов порівнянності варіантів.

Умова перша - рівність основного виробничого ефекту (ОВЕ), що полягає у рівності потужності, що передається по лініях від джерела живлення (ДЖ). Кожному з розглянутих варіантів притаманні свої значення втрат потужності, тому варіанти будуть мати різні величини ОВЕ.

Умова друга - однакова надійність. У було показано, що найпростіші схеми, які використовують для районних електричних мереж, мають достатньо високу надійність, що перевищує 0,999. Тому з точністю до 0,1% варіанти можна вважати рівно надійними.

Умова третя - порівнянність цін. Ця умова забезпечується використуванням однієї і тієї ж інформаційної бази для всіх варіантів.

Умова четверта - приведення витрат до одного терміну. Спорудження об'єктів мережі при її реконструкції здійснюється, як правило, протягом 10-11 місяців, тому витрати можна приводити до одного року.

З урахуванням вищесказаного формула для приведених витрат має вигляд:

З = Е_н∙К_ + И,

де Е_н – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень; при системі банківських кредитів, що склалася, можна приймати величину Е_н= 0,25 1/рік.

Основні техніко-економічні показникинаведені в табл.2.15.

Таблиця 2.15 – Зведена таблиця ТЕП всіх варіантів

Рис.	Вар-т	Кап. вкладення, т.грн			Витрати, т.грн/рік			З, т.грн/рік
Рис.	Вар-т	К_л	К_об	К_	И_пост	И_дод	И	З, т.грн/рік
2.1	а	2534,4	2483,2	5017,6	905,01	188,49	1093,50	2347,90
2.1	в	2266,18	1715,2	3981,38	736,48	202,55	939,03	1934,37
2.2	а	703,30	576	1279,3	234,86	402,30	637,16	956,98
	б	1328,45	576	1904,45	369,89	379,79	749,68	1225,79
	в	1094,02	1139,2	2233,22	400,35	210,99	611,34	1169,65
2.3	а	1094,02	576	1670,02	319,25	45,01	364,26	781,77
	б	976,80	576	1552,8	293,93	272,89	566,82	955,02
	в	1094,02	1139,2	2233,22	400,35	30,95	431,30	989,61

З табл. 2.15 бачимо, що найменші приведені витрати серед варіантів без приєдання до функціонуючої мережі – на рис. 2.1 (в); а з приєднанням до функціонуючої мережі – на рис.2.2 (а) та 2.3 (а).

Оцінимо доцільність прийнятого варіанту, розрахувавши ефект - натуральне вираження очікуваного результату:

Э = З– З_min_,

де З – витрати найближчого варіанту до оптимального;

З_min – витрати оптимального варіанту.

Розрахуємо ефект - натуральне вираження очікуваного результату:

Э =1934,37-(956,98+781,77)=195,59 т.грн/рік.

Потім визначаємо ефективність - відносне вираження очікуваного результату:

Эф = = %

Зміна чистої поточної вартості ΔNPV дозволяє враховувати, що експлуатаційні витрати неоднакові по роках:

де -зміні витрати;

=0,5;

-постійні витрати;

=0,25;

-капиталовкладення.

Перевірку за ΔNPV, розрахунок зведено до таб. 2.16

Таблиця 2.16 – Розрахунок ΔNPV

Варіант	A	Ипр	К	Енд	α	β	ΔNPV

Рис 2.1 (в)	736,48	202,55	3981,38	0,2	0,25	0,5	-1058,06
Рис.2.2 (а) и 2.3 (а)	554,11	447,31	2949,32	0,2	0,25	0,5

Обираємо варіант з найменшими капітальними вкладеннями, отже варіанти на рис.2.2(а) та 2.3(а).

Обрані варіанти являють собою підключення вузлів Ж і К за схемою магістральної мережі з відгалуженням. Дана схема має свої переваги: найменші постійні витрати, тому що невеликі протяжності нових ділянок, невеликі витрати потребує капітальних вкладень на будівництво нових ділянок.

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 84 5 6 7 8 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
01.07.20255.68 Mб0Копия Резьбовые соединения.doc
#
13.07.2019194.28 Кб2Королевство СХС в 20.docx
#
01.05.2025301.06 Кб0Коррозия.doc
#
01.05.20253.51 Mб0КП Основы проектирования Евсюков.doc
#
27.08.2019175.57 Кб5КП по ОГП Мартын.docx
#
01.04.20252.3 Mб2КП проектир_готов.docx
#
01.07.2025591.73 Кб0КП Специальное оборудование химико-технологичес...docx
#
01.07.2025719.09 Кб0КП Специальное оборудование химико-технологичес...docx
#
01.07.20251.09 Mб0КП Специальное оборудование химико-технологичес...docx
#
01.07.20251.1 Mб0КП Специальное оборудование химико-технологичес...docx
#
01.05.2025868.86 Кб0КП Технология очистки газовых выбросов УКР прим...doc