1.5.2. Расчёт экономической плотности тока и сечений воздушных линий для замкнутой схемы
Аналогично:
Результаты расчётов и выбор марки заносим в таблицу 1.5.2
Таблица
1.5.2.
Выбор сечений проводов линий электропередач замкнутой схемы
-
Участок сети
Uном кВ
Iнорм А
Fэ.расч. мм2
Iавар. А
Fн. мм2
Iдоп, А
Fкор., мм2
Марка проводов
ИП-1
220
200
154
400
240
800
240
АС – 240/39
ИП-4
220
203
185.5
408
240
816
240
АС - 240/39
1-3
110
72,4
55,7
144,8
300
289,6
70
2×АС - 300/39
1-2
110
65,6
50,5
131,2
300
262,4
70
2×АС - 300/39
1-5
110
220
169,2
440
400
880
70
2×АС-400/51
4-1
220
189
189
378
400
756
240
АС - 400/22
2. Выбор рациональной схемы электрической сети на основании технико-экономических сравнениях конкурентно способных вариантов.
Для сопоставления разрабатываемых проектных вариантов схемы электрической сети выполняются расчёты сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.
Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат.
При технико-экономическом сравнении вариантов схем сети определяются основные экономические и технические показатели, характеризующие её сооружение и эксплуатацию при различных схемных решениях.
Основными экономическими показателями электрической сети являются:
К – капитальные вложения на её сооружение
И – ежегодные эксплуатационные издержки
З – приведенные хозяйственные затраты.
В простейшем случае капитальные вложения в сеть производятся единовременно и ежегодные издержки на эксплуатацию сети остаются неизменными в течение всего рассматриваемого периода времени.
В данном случае можно принять, что срок сооружения сетей и подстанций района не более 1 года и условно считать эксплуатационные издержки постоянными во времени.
Тогда приведенные затраты для каждого из равноценных по надежности вариантов схемы сети определяются по формуле:
где ЕН - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, принимаемый
=
0,12
Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений сооружения воздушных линий сети КЛ и понижающих подстанций КП:
Суммарные капиталовложения на сооружение воздушных линий проектируемой сети 35-330 кВ определяют по выражению:
где
- стоимость сооружения 1 км j-го
участка сети;
m - число участков ВЛ сети;
-
протяженность трассы j-го
участка сети, принимаемая по данным
расчётной схемы
сети;
-
укрупненный зональный коэффициент к
стоимости сооружения ВЛ.
Таблица 2.1.
Капиталовложения на сооружения воздушных линий разомкнутой схемы
Участок схемы |
Uном, кВ |
F мм2 |
Количество цепей на опоре |
lтр км |
Базисный показатель тыс. руб/км |
Стоимость тыс. руб. |
ИП-1 |
220 |
300 |
2 |
38,6 |
1053 |
81291,6 |
ИП-5 |
110 |
240 |
2 |
31,4 |
1551 |
97402,8 |
5-4 |
110 |
35 |
2 |
18,44 |
662,3 |
24425,6 |
1-2 |
110 |
70 |
2 |
1,06 |
662,3 |
1404,1 |
1-3 |
110 |
70 |
2 |
7,12 |
662,3 |
9431,15 |
Итого |
213955,25 |
|||||
Таблица 2.2
Капиталовложения на сооружения воздушных линий замкнутой схемы
Участок схемы |
Uном кВ |
F мм2 |
Количество цепей на опоре |
lтр км |
Базисный показатель тыс. руб/км |
Стоимость тыс. руб. |
ИП-1 |
220 |
240 |
1 |
19,3 |
1551 |
29934,3 |
ИП-4 |
220 |
240 |
1 |
14,1 |
1551 |
21869,1 |
1-2 |
110 |
300 |
2 |
1,06 |
662,3 |
1404,07 |
1-3 |
110 |
300 |
2 |
7,12 |
662,3 |
9431,2 |
1-5 |
110 |
400 |
2 |
24,2 |
1551 |
75068,4 |
4-1 |
220 |
4 |
1 |
5,215 |
1551 |
8088,46 |
Итого |
145795,53 |
|||||
Таблица
2.3
Капиталовложения на сооружения подстанций разомкнутой схемы.
-
№
п/ст
U
кВ
Количество и мощность трансформаторов
Стоимость объекта в тыс. руб. в целом
ИП
220/10
2хТДЦ-400000/220
116560
1
220/10
2xТРДЦН-125000/220
116560
2
110/10
2xТРДН-25000/110
64860
3
110/10
2хТРДН-25000/110
64860
4
110/10
ТДН-10000/110
32430
5
110/10
2хТРДЦН-63000/110
24754
Итого
420024
Таблица
2.4
Капиталовложения на сооружения подстанций замкнутой схемы.
№ п/ст |
U кВ |
Количество и мощность трансформаторов |
Стоимость объекта в тыс. руб. в целом |
|
ИП |
220/110/10 |
2хТДЦ-400000/220 |
114702 |
|
1 |
220/110/10 |
2xАТДЦТН-250000/220 |
114702 |
|
2 |
110/10 |
2xТРДН-25000/110 |
64860 |
|
3 |
110/10 |
2хТРДН-25000/110 |
64860 |
|
4 |
220/110/10 |
2хТРДН-32000/220 |
64860 |
|
5 |
110/10 |
2хТРДЦН-63000/110 |
24754 |
|
Итого |
416308 |
|||
Таблица 2.5
Суммарные капиталовложения.
-
Схема
КЛ
КП
К
Разомкнутая
213955,25
420024
633979.25
Замкнутая
145795,53
416308
562103.53
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети состоят из отчислений от капитальных вложений на амортизацию и обслуживание ВЛ и подстанций ИЛ, ИП и ежегодных затрат на возмещение потерь ЭЭ в элементах сети Зпот:
где РΣл – суммарные нормативные отчисления от капиталовложений на воздушную линию, содержание отчисления на амортизацию и обслуживание сети;
РΣп – суммарные нормативные отчисления от капиталовложений на подстанцию, содержание отчисления на амортизацию и обслуживание сети;
Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:
где З - стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии
З = 0,13
-
переменные потери электроэнергии в
активном сопротивлении проводов ВЛ и
обмотках силовых трансформаторов,
зависящие от нагрузки;
-
постоянные потери электроэнергии в
сети, не зависящие от нагрузки.
Суммарные переменные и постоянные потери электроэнергии в элементах проектируемой сети вычисляются по выражениям:
где
- переменные потери мощности и ЭЭ в
трансформаторах;
-
переменные потери мощности и ЭЭ в
проводах j-го
участка сети;
-
постоянные потери мощности и ЭЭ в
трансформаторах i-й
подстанции;
n, m – число подстанций и участков ВЛ в проектируемой сети;
Т
– число часов присоединения трансформаторов
к сети, Т = 8760 ч;
– годовое
время максимальных потерь i-го
и j-го
элементов сети.
Поскольку при подсчёте переменных потерь в элементах сети время потерь τ одинаково для всех её элементов, которое определяется из величины Tmax характерной для суммарной нагрузки проектируемой сети, выражение можно упростить:
Для определения времени потерь используется эмпирическая формула:
Потери электроэнергии на участке ЛЭП определяются по выражению:
для одноцепной ЛЭП:
для двухцепной ЛЭП:
Расчёты потерь в ЛЭП для каждого участка сведём в таблицу 2.6 и 2.7
Таблица 2.6
Потери электроэнергии в ЛЭП разомкнутой сети.
Участок |
Марка провода |
S МВА |
Uном кВ |
L км |
r0 Ом/км |
R Ом |
Tmax ч |
τ ч |
МВт*ч |
ИП-1 |
2×АС - 300/39 |
212.3 |
220 |
424.6 |
0,098 |
20.8 |
3718 |
2153.4 |
41710.2 |
ИП-5 |
2×АС - 240/32 |
95.5 |
110 |
345.4 |
0,121 |
20.89 |
2721 |
1374.4 |
21641 |
5-4 |
2×АС - 35/6,2 |
11.5 |
110 |
202.8 |
0.79 |
80.1 |
4823 |
3220.2 |
2819.2 |
1-2 |
2×АС - 70/11 |
25 |
110 |
11.66 |
0,429 |
2.5 |
2590 |
1285 |
165.9 |
1-3 |
2×АС - 70/11 |
27.6 |
110 |
78.32 |
0,429 |
16.8 |
2798 |
1428.3 |
1510.64 |
Итого |
67846.9 |
||||||||
Таблица 2.7
Потери электроэнергии в ЛЭП замкнутой сети
Участок |
Марка провода |
S МВА |
Uном кВ |
L км |
r0 Ом/км |
R Ом |
Tmax ч |
τ ч |
МВт*ч |
|
ИП-1 |
АС – 240/39 |
152,4 |
220 |
212,3 |
0,124 |
26,3 |
3330 |
1829,5 |
23089 |
|
ИП-4 |
АС - 240/39 |
155,4 |
220 |
155,1 |
0,124 |
19,2 |
4127,4 |
2523,3 |
24173 |
|
1-3 |
2×АС – 300/39 |
27,6 |
110 |
78,32 |
0,098 |
3,8 |
2798 |
1428,3 |
341,7 |
|
1-2 |
2×АС – 300/39 |
25 |
110 |
11,66 |
0,098 |
0,57 |
2590 |
1285 |
37,8 |
|
1-5 |
2×АС - 400/51 |
83,8 |
110 |
266,2 |
0,075 |
9,95 |
2443 |
1188,2 |
6861,4 |
|
4-1 |
АС – 400/22 |
144 |
220 |
57,4 |
0,075 |
4,3 |
6564 |
5335,1 |
9828,6 |
|
Итого |
64331,5 |
|||||||||
Определяются потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 2.8 и 2.9
Переменные
потери в n
параллельно работающих трансформаторах
определяются по выражению:
Постоянные потери в n параллельно работающих трансформаторах определяются по выражению:
Таблица 2.8
Потери мощности в трансформаторах разомкнутой сети.
№ п/ст |
Тип трансформатора |
n тр |
SНОМ МВА |
SНАГР МВА |
ΔPк.з. кВт |
ΔPх.х. кВт |
τ ч |
МВт*ч |
|
ИП |
ТДЦ 400000 |
2 |
400 |
215,5 |
900 |
320 |
2153.4 |
1440 |
5606 |
1 |
ТРДЦН 125000 |
2 |
125 |
211 |
400 |
100 |
1374.4 |
4899 |
1752 |
2 |
ТРДН 25000 |
2 |
25 |
17,5 |
120 |
27 |
3220.2 |
189,3 |
473,04 |
3 |
ТРДН 25000 |
2 |
25 |
19,34 |
120 |
27 |
1285 |
92,3 |
473,04 |
4 |
ТДН 10000 |
1 |
10 |
8,05 |
60 |
14 |
1428.3 |
55,5 |
122,6 |
5 |
ТРДЦН 63000 |
2 |
63 |
58,8 |
260 |
59 |
2153.4 |
487,7 |
1033,7 |
Всего |
7163,8 |
9460,4 |
|||||||
МВт*ч
Таблица 2.9
Потери мощности в трансформаторах замкнутой сети.
-
№ п/ст
Тип
трансформатора
n
тр
SНОМ
МВА
SНАГР
МВА
ΔPк.з. кВт
ΔPх.х. кВт
τ
ч
МВт*ч
МВт*ч
ИП
ТДЦ 400000
2
400
215,5
900
320
1829,5
1223,4
5606
1
АТДЦТН 250000
2
250
211
520
145
2523,3
807,4
2102,4
2
ТРДН 25000
2
25
17,5
120
27
1428,3
84
473,04
3
ТРДН 25000
2
25
19,3
120
27
1285
92
473,04
4
ТРДН 32000
2
32
8,05
167
43
1188,2
46
122,6
5
ТРДЦН 63000
2
63
58,8
260
59
5335,1
1208,3
1034
Всего
3461,1
9811,1
Суммарные капиталовложения составят:
Для разомкнутой сети:
Для замкнутой сети:
– вероятность
аварийного простоя элемента сети,
находится по формуле:
– вероятность аварийного простоя элемента сети, находится по формуле:
Таблица
2.10
Параметры потока отказов элементов электрической сети
Воздушные линии |
ω отказ/год |
|
110 кВ |
220 кВ |
|
Двухцепные (отказ одной цепи) |
3,9 |
1,7 |
Двухцепные (отказ двух цепей) |
0,9 |
0,4 |
Трансформаторы и автотрансформаторы |
0,015 |
0,01 |
Выключатели |
0,02 |
0,05 |
Сборные шины |
0,016 |
0,013 |
Отделители и короткозамыкатели |
0,01 |
0,2 |
Таблица 2.11
Среднее время восстановления элементов электрических сетей
Элементы сети |
|
|
110 кВ |
220 кВ |
|
одноцепные |
1,5 |
1,6 |
двухцепные (отказ одной цепи) |
1 |
1,2 |
двухцепные (отказ двух цепей) |
1,5 |
1,9 |
Трансформатор и автотрансформаторы |
8 |
7 |
Выключатели |
3 |
5 |
Отделители и короткозамыкатели |
0,8 |
0,6 |
Сборные шины |
0,6 |
0,6 |
– количество
недоотпущеной электроэнергии в результате
перерыва в электроснабжении
потребителей, находится по формуле:
где y0 - ущерб от недоотпуска ЭЭ за 1 кВт*ч и равный = 0,8
Таблица
2.12
Суммарные подсчеты от недоотпуска электроэнергии в разомкнутой сети.
Участок |
S |
TMAX |
PAB |
WНД |
У тыс. руб. |
|
ИП-1 |
211 |
3718 |
|
2363,3 |
1890,64 |
|
ИП-5 |
95,5 |
2721 |
|
784,7 |
627,76 |
|
5-4 |
11,5 |
4823 |
|
182 |
145,6 |
|
1-2 |
25 |
2590 |
|
212,4 |
169,92 |
|
1-3 |
27,6 |
2798 |
|
253,3 |
202,64 |
|
Всего |
3036,56 |
|||||
Таблица 2.13
Суммарные подсчеты от недоотпуска электроэнергии в замкнутой сети
Участок |
S |
TMAX |
PAB |
WНД |
У тыс. руб. |
|
ИП-1 |
152,4 |
3330 |
|
1512 |
1209,6 |
|
ИП-4 |
155,4 |
4127,4 |
|
1558 |
1246,4 |
|
1-3 |
27,6 |
2798 |
|
235,5 |
188,4 |
|
1-2 |
25 |
2590 |
|
197,5 |
158 |
|
1-5 |
83,8 |
2443 |
|
497,47 |
397,9 |
|
4-1 |
144 |
6564 |
|
2300 |
1840 |
|
Всего |
5040,3 |
|||||
Таблица 2.14
Основные технико-экономические показатели для вариантов исполнения электрической сети
Показатели |
Разомкнутая |
Замкнутая |
Капиталовложения К сети тыс. руб. |
|
|
Потери электроэнергии ∆W, МВт*ч |
|
|
Затраты на возмещения потерь ЭЭ Зпот тыс. руб. |
|
|
Эксплуатационные издержки И сети, |
|
|
Приведенные затраты З, тыс. руб. |
|
|
Для
дальнейшего расчета принимаем вариант
сети с замкнутым
контуром,
в связи с его более высокой надежностью,
удобством эксплуатации и перспективой
его дальнейшего развития.
Себестоимость передачи ЭЭ по линиям Сл и сети в целом С определяется по формулам:
Удельные капитальные вложения вычисляются по выражениям:
на 1 кВт нагрузки линии на 1 кВт нагрузки и на 1 км длины L
