Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III).
№ линии
Число цепей
Вид аварии
Ток на 1 цепь, А
Результат проверки
Iавар.
Iдоп.
5-8
2
обрыв 5-8
720
610
неудовл.
8-10
АС-120
обрыв 8-10
206
390
удовл.
Таблица 2.11
Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV).
5-10
1
обрыв 7-10
209
7-10
обрыв 5-10
Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит линия 5-8 в варианте III.
Необходимо добавить к существующим линиям третью.
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85
9 8 5
60/0.85 16.9/0.9
Существующая сеть
Проектируемая сеть
Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8
Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был выполнен в программе RASTR.
2.3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети.
Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития электрической сети в общем случае является многокритериальным. При сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический, критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии и с выполнением социальных требований.
Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических режимов для наиболее экономичных вариантов.
В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и подстанций.
руб./год, где
– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в расчётах принимается;
– капитальные вложения в линии и подстанции
-соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий и подстанций , - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;
- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и , где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций (табл. 2.12).
- определяется на основе стоимости сооружения 1 км линии определённых классов напряжения, сечения, марки провода, длины линии , количество линий
- включает стоимость подстанции без учёта оборудования одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов можно принять как
, где
- число ячеек выключателей 110кВ
- стоимость одной ячейки (табл.2.12).
-суммарные потери мощности в сети в максимальном режиме, определённые для каждой линии
по всем линиям сети
- число часов максимальных потерь в год
- удельная стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемом режиме ()
Для годового числа использования максимума нагрузки
ч.
- суммарные потери х.х. трансформатора.
Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.
Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13
Таблица 2.12
Экономическое сравнение вариантов развития сети.
№ варианта
ВариантI
ВариантII
ВариантIII
ВариантIV
Число выключателей добавляемых к схеме.
8
9
6
Число выключателей учитываемых в сравнении
3
0
Капитальные вложения в линии (тыс. руб.)
11.4x
x20x2=524.4
11.4x20+
11.4x25=
=547.2
14x20+ +(11.4x25)xx2=850
11,4х20+
+11,4х40=
=718,2
Капитальные вложения в подстанцию (тыс. руб.)
70
105
Сумма капитальных вложений
(тыс. руб.)
524,4+70=594,4
547,2+105=652,2
850+0=850
718,2+105=
=823,2
Потери мощности из программы «RASTR», (мВт)
3,04
3,05
2,338
2,307
Издержки на амортизацию и обслуживание ПС
0,094х70=
6,58
0,094х105=9,87
Издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ
0,028х
х524,4=
=14,68
547,2=
=15,32
850=
=23,8
718,2=
=20,1
Издержки на потери электроэнергии
153,54
154,04
118
116,5
Число часов max потерь (час/год)
2886
Приведённые затраты
249,14
260,23
283,5
286,42
Соотношение вариантов, %
1,04
1,13
1,14
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.
3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
3.1. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I).
Расчёт произведён с применением программы TRANS.
Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.
- износ изоляции – 0.0003 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;
- износ изоляции – 1,7827 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям был минимальным.
Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1.
График нагрузки характерного зимнего дня
Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.
График нагрузки характерного летнего дня
Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.
Летний график нагрузки.
- износ изоляции – 0,0007 о.е.;
- износ изоляции – 0,1385 о.е.;
Капиталовложения – 131 тыс. руб.;
Годовые потери электроэнергии - 850549 кВт*ч/год;
Стоимость годовых потерь – 13 тыс. руб.;
Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 41 тыс. руб.
Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.
З(I) = 41тыс. руб.
3.2. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариант II).
- износ изоляции – 0,0189 о.е.;
- износ изоляции – 212.1621 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;
- износ изоляции – 0,0087 о.е.;
- износ изоляции – 170.4378 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.;
Капиталовложения – 96 тыс. руб.;
Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год;
Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.;
Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб.
Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей формуле:
=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям
- вероятная длительность простоя трансформатора
=0,02 отк/год - вероятность отказа трансформатора;
=720 ч/отказ - время восстановления трансформатора;
- количество трансформаторов.
Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летних дней.
час/год
0.6х(50,02х16,807+17,59х11,993)
24
= 26,20 тыс.руб/год.
Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.
З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.
3.3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов.
Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты варианта II за единицу:
1,517 о.е.
Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в табл. 3.1.
Вариант
I
II
Трансформатор
2 ТРДН–25000/110
2 ТРДН–16000/110
Капитальные вложения, тыс.руб.
131
96
Стоимость годовых потерь, тыс.руб.
13
15
Годовые потери электроэнергии, кВт*ч/год
850549
1028792
Недоотпуск электроэнергии,МВт*ч/сут.
- зимой
- летом
50,02
17,29
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
26,20
Приведённые затраты, тыс.руб.
41
62,20
%
100
151,7
4. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.
Расчёт и анализ установившихся режимов электрической сети выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и перетокам по линиям.
Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1.
Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается ускоренным методом Зейделя.
Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения напряжения на шинах от номинального составляет:
- в нормальных режимах – 5%
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
