13.03.02 Электроэнергетика и электротехника / сис_Перова / ГОТОВО / ВОРД_ГОТОВЫЙ

проводах приводит к увеличению их стоимости, усложнению их конструкций. На воздушных линиях чаще всего применяются сталеалюминевые провода марки АС.

Выбор проводов производится по методу экономических токовых интервалов.

Для этого необходимо найти максимальный ток в воздушных линиях: Для примера возьмем участок ИП-Г схемы 2.

где Рmax, Qнеск – потоки активной максимальной и нескомпенсированной реактивной мощностей, МВт, Мвар;

n – количество цепей;

Uном – номинальное напряжение сети, кВ.

Определим расчетные токи на участках линии, в зависимости от которых, по экономическим токовым интервалам выберем сечение проводов ЛЭП:

IPмахИП−Г = 205×1,05×1,3 = 280 А

где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии α i = 1, 05 ;

αt – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и совмещение максимумов нагрузки в электрической сети

αt = 1,3 .

41

Расчётные токи на остальных участках находятся аналогично в приложении А и приведены ниже в таблицах 6,7.

Для 2 вариантов представим расчётные сечения на головных участках и длительно допустимые токи для выбранных сечений. По длительно допустимым токам производится проверка по условию нагрева проводов. То есть, если ток в линии в послеаварийном режиме меньше, чем длительно допустимый, то данное сечение провода можно выбрать для данной линии. Выбранные сечения на участках приведем в таблицах 6 и 7.

Таким образом, выбранные сечения проводов на стальных опорах для схем 1, 7 соответствуют требованиям допустимой токовой нагрузки.

43

5 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Для дальнейшего расчёта режима, необходим один вариант, для этого необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов.

5.1 Расчет капитальных вложений

Расчет капитальных вложений производим по укрупненным показателям. Вначале определим капитальные вложения по линиям. Расчет производим на год выполнения проекта, т. е. с помощью коэффициента инфляции или индекса изменения сметной стоимости на 1кв 2025 года к стоимости в ценах 2000 года. (КП = 6,3). Затем определим капитальные вложения по подстанциям, при этом найдем постоянную часть затрат, стоимость силовых трансформаторов, стоимость РУ ВН и РУ СН, стоимость компенсирующих устройств. Найдем суммарные капитальные вложения по каждому конкурентоспособному варианту.

Капитальные вложения в сооружение электрической сети состоят из двух слагаемых:

-капиталовложения на сооружение подстанций, КПС ;

-капиталовложения на вооружение ЛЭП, КВЛ .

Рассчитаем капиталовложения для схемы 7, тыс.руб.:

К = 1 7 0 7 4 1 4 1 ,5 6 + 4 5 1 3 6 1 5 ,4 5 = 2 1 5 8 7 7 5 7 ,0 1 тыс. руб.

В свою очередь в капиталовложения на сооружение подстанций входят суммы на приобретение трансформаторов и компенсирующих устройств, на сооружение ОРУ, а также постоянная часть затрат, обусловленная вложениями на покупку земли, проведение коммуникаций, благоустройство террито-

рии [6]:

44

Рассчитаем капиталовложения на сооружения ПС для схемы 7, тыс.руб.:

КПС _110 = (252 +11000 +84000 + 782400 + 6800) ×6,2×1,4 = 7677043,36

тыс.руб.

КПС _ 220 = (315 + 26000 + 258500 + 791000 + 6800) ×6,2×1,4 = 9397098,2

тыс. руб.

КПС = 7677043,36 +9397098,2 =17074141,56 тыс. руб.

где КТР – стоимость трансформатора, зависящая от мощности и класса номинального напряжения, тыс.руб.;

ККУ – стоимость компенсирующих устройств. В КП в обеих схемах КУ получились одинаковыми, следовательно, при расчете капиталовложения их можно не учитывать, тыс.руб.;

Кру – стоимость распределительных устройств, тыс.руб;

Кот.з( Г ,Б,А) =12000 ×7 ×3 = 252 тыс. руб.

Кот.з( Д ,В,Е) =15000 × 7 ×3 = 315 тыс. руб.

где Sотв– примерная площадь постоянного отвода земли под ПС

КПОСТ – постоянная часть затрат, тыс.руб.; КП = 6,2 - коэффициент инфляции или индекса изменения сметной сто-

имости на 1кв 2025 года к стоимости в ценах 2000 года.

КЗ = 1,4 – зональный повышающий коэффициент. Для ДВ – 1,4. Капиталовложения на сооружение воздушных линий определяются по

формуле, тыс. руб:

45

Рассчитаем капиталовложения на сооружение воздушных линий схемы 7, тыс. руб.:

КОТ .З _110 =134 × 70 × 7 + 95000 ×134 =12795,66 тыс. руб.

КОТ .З _ 220 =127 ×80 × 7 +110000 ×127 =14041,12 тыс. руб.

КЛЭП _110 =1600 ×134 = 214400 тыс. руб.

КЛЭП _ 220 = 2195 ×127 = 278765 тыс. руб.

КЛ _110 = (12795,66 + 214400) × 6,2 ×1,4 =1972058,329 тыс. руб.

КЛ _ 220 = (14041,12 + 278765) × 6,2 ×1,4 = 2541557,122 тыс. руб.

Подробный расчет приведен в приложении А.

46

5.2 Расчет потерь электрической энергии

Потери электроэнергии рассчитываем отдельно для зимнего. Определим потери в линиях, трансформаторах. Нагрузочные потери рассчитаем по среднеквадратичной мощности с учетом компенсации реактивной мощности.

Потери электроэнергии определяются по эффективным мощностям и включают в себя потери в ВЛЭП, трансформаторах устройствах в зимнее время года:

Рассчитаем потери электроэнергии для схемы 1, МВт*ч:

W =15901,488 + 9150,859 = 25052,346 МВт ч

Потери электрической энергии в линиях:

W Л =15901,488 МВт

Тмах – 6100 часов

Iмах – максимальный ток (из расчёта «Выбор провода») R = r0 × L умножаем на 0,5 если 2-х цепная ВЛ.

r0 – активное сопротивление на 1 км провода на фазу

47

L – длина линии

Потери электрической энергии в трансформаторах: При двух параллельно включенных трансформаторов:

Р∆х.х и Рк – потери активной мощности в стали и потери активной мощности в меди трансформатора (паспортные данные).

Подробный расчет приведен в приложении А.

Таблица 10 – Экономические показатели сравнения вариантов

Рассчитаем издержки для схемы 7:

И = 1079387,851 + 872741,86 + 62630,866 = 2014760,577 тыс. руб.

где ИАМ – издержки на амортизационные отчисления, тыс.руб.;

ИЭР – издержки на ремонт и эксплуатационное обслуживание, тыс.руб.; 48

И W – затраты на передачу электроэнергии, тыс.руб.

Издержки на эксплуатацию и ремонт определяются по формуле:

КПС , КВЛ - капиталовложения на сооружение подстанции и линии, тыс.руб.

Где αнэоВЛ ,αнэоПС – нормы ежегодных отчислений на ремонт, эксплуатацию и обслуживание ВЛ и ПС (αнэоВЛ = 0,008; αнэоПС = 0,059);

И ЭР = 0, 008 × 4513615,45 + (0, 049 × 7677043,36+0,059 × 9397098,2) = 872741,86

тыс. руб.

Найдём издержки на амортизацию для схемы 7, тыс.руб.;

ТСЛ - срок службы оборудования (20 лет)

Издержки стоимости потерь электроэнергии состоят из величины потерь и стоимости потерь электрической энергии:

Найдём издержки стоимости потерь электроэнергии для схемы 7, тыс.руб.;

И W = 25 052 ,346 × 2, 5 = 6 263 0,86 6 тыс. руб.

49

где DW - потери электроэнергии, кВт∙ч;

Тпот – тариф на покупку потерь для сетевых организаций. Для Приморского края = 2,5 руб./кВт ч.

Подробный расчет приведен в приложении А.

5.4 Определение среднегодовых эксплуатационных затрат и выбор оптимального варианта сети

Оптимальным считаем вариант, у которого среднегодовые эксплуатационные затраты меньше.

Выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму среднегодовых или приведенных затрат. При экономическом анализе воспользуемся методом расчета приведенных затрат.

Затраты определяются по формуле:

где Е – нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаемый равным (Е = 0,14);

К – капиталовложения, необходимые для сооружения электрической сети, тыс. руб.;

И – эксплуатационное издержки, тыс.руб./год.

З = 0,14 × 21587757,01 + 2014760,577 = 5037046,558 тыс,руб

Таблица 10 – Экономические показатели сравнения вариантов

50