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).
, где
-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 |
9 |
|
Число выключателей учитываемых в сравнении |
2 |
3 |
0 |
3 |
|
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 |
0 |
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 (тыс. руб.) |
0,094х70= 6,58 |
0,094х105=9,87 |
0 |
0,094х105=9,87 |
|
Издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ (тыс. руб.) |
0,028х х524,4= =14,68 |
0,028х 547,2= =15,32 |
0,028х 850= =23,8 |
0,028х 718,2= =20,1 |
|
Издержки на потери электроэнергии (тыс. руб.) |
153,54 |
154,04 |
118 |
116,5 |
|
Число часов max потерь (час/год) |
2886 |
2886 |
2886 |
2886 |
|
Приведённые затраты (тыс. руб.) |
249,14 |
260,23 |
283,5 |
286,42 |
|
Соотношение вариантов, % |
1 |
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.
Зимний график нагрузки.
1 Режим систематических перегрузок
- износ изоляции – 0.0003 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;
2 Режим аварийных перегрузок
- 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.
3 Режим систематических перегрузок
- износ изоляции – 0,0007 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
4 Режим аварийных перегрузок
- износ изоляции – 0,1385 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
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).
Расчёт произведён с применением программы TRANS.
Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.
Зимний график нагрузки.
1 Режим систематических перегрузок
- износ изоляции – 0,0189 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
2 Режим аварийных перегрузок
- износ изоляции – 212.1621 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;
Летний график нагрузки.
3 Режим систематических перегрузок
- износ изоляции – 0,0087 о.е.;
- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
4 Режим аварийных перегрузок
- 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:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
