Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы

Мощность в точке 27 с учетом потерь холостого хода автотрансформатора:

Расчет потерь мощности в эквивалентной линии L₁. В конце линии протекает мощность

 S₂₇ = МВА. Номинальное напряжение ЛЭП U_н = 220 кВ. Зарядная мощность линии:

Мощность в точке 28 с учетом зарядной мощности:

Мощность в точке 29:

Мощность в точке 30 с учетом зарядной мощности:

 

Расчет режима напряжений (второй этап).

 

При выбранном коэффициенте трансформации напряжение высокой стороны 242 кВ, а низкой 10.5 кВ.

Расчет падения напряжения на эквивалентной линии L₁.

В точке 29 протекает поток  мощностью S₂₉ = МВА. Напряжения в точке 29 равно напряжению 242 кВ:

Напряжение в точке 28:

Таким образом, напряжение в точке 2 на рис.2: U₂ = 228 кВ.

Расчет падения напряжения на эквивалентном автотрансформаторе Т1.

Падение напряжения на сопротивлении ветви 27 – 26. Поток мощности в начале сопротивления (без учета потерь холостого хода):

Напряжение в точке 26:

Падение напряжения на сопротивлении ветви 23 – 22. Поток мощности в точке 23:

Напряжение в точке 22:

С учетом коэффициента трансформации  напряжение в точке 4 на рис.2:

Падение напряжения на сопротивлении ветви 25 – 24. Поток мощности в точке 25:

S₂₅ =

Напряжение в точке 24:

С учетом коэффициента трансформации  напряжение в точке 3 на рис.2:

В режиме максимальных нагрузок желаемое напряжение выше номинального на 5 – 10%. Пусть U_ж = 38.5 кВ. Реальное напряжение точке 3 ниже, поэтому необходимо использовать какие-либо средства для регулирования напряжения.

Расчет падений напряжений в радиально-магистральной сети.  

Падение напряжения на сопротивлении ветви 12 – 11. В точке 12 протекает поток мощностью S₁₂ = МВА. Напряжение в точке 12 равно напряжению в точке 4

Напряжение в точке 6:

Падение напряжения на сопротивлении трансформатора Т2:

Напряжение в конце сопротивления трансформатора Т2:

С учетом коэффициента трансформации  реальное напряжение на шинах низкого напряжения трансформатора Т1:

В режиме максимальных нагрузок желаемое напряжение выше номинального на 5%. Пусть U_ж = 10,5 кВ. Реальное напряжение ниже, поэтому необходимо использовать какие-либо средства для регулирования напряжения. В данном случае возможно применение регулирования напряжения под нагрузкой. У выбранного трансформатора есть 9 регулировочных ступеней вверх от средней отпайки и 9 регулировочных ступеней вниз. Каждая ступень составляет 1.78% от U_ВН или Таким образом, стандартные напряжения ответвления, в зависимости от номера отпайки, составляют ряд:

115;        112.9;   110.9;  108.8;  106.8;  104.7;  102.7;  100.7;  98.62;  96.58.

Ориентировочное напряжение ответвления:

Подбираем стандартное  напряжение ответвления и оцениваем  действительное напряжение на стороне  низкого напряжения 112,9.

Напряжение на стороне  потребителя близко к желаемому.

Падение напряжения на сопротивлении ветви 20 – 19. В точке 20 протекает поток мощности S₂₀ = МВА. Напряжение в начале линии равно напряжению в точке 4:

Напряжение в точке 5:

Падение напряжения на сопротивлении трансформатора Т3:

Напряжение в конце сопротивления трансформатора Т3:

С учетом коэффициента трансформации реальное напряжение на шинах низкого напряжения трансформатора Т3:

В режиме максимальных нагрузок желаемое напряжение выше номинального на 5%. Пусть U_ж = 10.5 кВ. У выбранного трансформатора есть 9 регулировочных ступеней вверх и 9 ступеней вниз. Ряд стандартных напряжений ответвлений совпадает с таковым для трансформатора Т3. Ориентировочное напряжение ответвления:

Выбираем отпайку № 9 (98,62кВ). действительное напряжение на стороне низкого напряжения:

Напряжение на стороне  потребителя близко к желаемому.

7. Баланс  реактивной мощности

 

Необходимо сопоставить  суммарную потребляемую реактивную мощность электрической сети с располагаемой  реактивной мощностью пункта питания.

Радиально – магистральная сеть:

Q_ПП должна быть меньше Q_РАСЧ, условие не выполняется, то есть баланс реактивной мощности нарушен, определим мощность компенсирующего устройства.

Замкнутая сеть:

Q_ПП должна быть меньше Q_РАСЧ, условие не выполняется, то есть баланс реактивной мощности нарушен, определим мощность компенсирующего устройства.

 

8. Выбор  схем присоединения к сети  понижающих подстанций

 

Для ПС – 1 (Схема четырехугольная); радиально – магистральная и замкнутая сети.

Для ПС – 2 (Мостиковые схемы); радиально – магистральная и замкнутая сети.

Для ПС – 3 (Блочные схемы); радиально – магистральная и замкнутая сети.

 

 

9. Технико-экономическое  сопоставление вариантов сооружения  электрической сети

Исходные данные:

Наименование	Обозначение	Единицы измерения	Значение
1. Учетная ставка кредитора	i1	о.е	1
2. Коэффициент инфляции	i2	о.е	0.13
3. Рост стоимости электроэнергии	a	о.е	0.09
4. Срок строительства электрической  сети (Тв)	TB	год	2
5. Экономический срок службы  электрической сети (Тэ)	TЭ	год	25
6. Относительное значение ежегодных  эксплуатационных затрат	β	о.е	0.02
7. Удельная стоимость расширения  подстанций	μ	млн. руб/ /кВт	42
8. Удельная стоимость электрической  энергии	b	млн. руб/ /кВт	1200
9. Число часов использования  максимальной нагрузки	Tmax	ч	4500
10. Коэффициент пересчета укрупненных  показателей стоимостей электрических сетей на момент начала строительства	k	о.е	43.5
11. Сумма активных мощностей  нагрузок потребителей	PH	МВт	103

 

Расчетные данные:

Наименование	Обозначение	Единицы измерения	Значение
1. Коэффициент учета интереса  кредитора и инфляции	i	о.е	1.13
2. Эквивалентная учетная ставка	ie	о.е	0.037
3. Коэффициент приведения стоимости  потерь за экономический срок  службы к сегодняшнему дню	kn2	о.е	16.127
4. Время наибольших потерь		ч	2886.2

 

 

 

 

1. Капитальное вложения в сооружение сети в начале первого года сооружения сети без учета инфляции, ежегодных платежей и учетной ставки банка:

где Ку – суммарные укрупненные стоимости сооружения ЛЭП и подстанций в ценах 1991 года (табл.); k_n – коэффициент пересчета цен на сооружение ЛЭП и подстанций на момент времени  t = 0.

 

2. Капитальные затраты:

где i – ежегодная инфляция и учетная ставка кредитора при долгосрочном кредите; k_n2 – коэффициент приведения ежегодных затрат к сегодняшнему дню.

где i_е – эквивалентная учетная ставка;

Т_В – срок строительства электрической сети; Т_Э – экономический срок службы электрической сети.

- Удельное значение.

 

3. Эксплуатационные затраты:

И’ - Удельное значение.

где β – относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат.

 

4. Капитализированная стоимость потерь:

где И_Δр – стоимость расширения электростанций и подстанций для компенсации потерь мощности в электрической сети.

где μ – удельная стоимость расширения электростанций и подстанций; ΔР_∑ - полные потери мощности в электрической сети;

где ΔР_кор – потери в ЛЭП на корону; ΔР_х.х – потери холостого хода трансформаторов на подстанциях; ΔР_н – суммарные нагрузочные потери в ЛЭП и на подстанциях; тау – время наибольших потерь

b – удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии.

Потери холостого хода на подстанциях для обоих вариантов  одинаковы и равны:

Суммарные нагрузочные  потери в ЛЭП и на подстанциях:

Суммарные потери в сети на корону и на токи утечки через изоляторы ЛЭП:

Рассчитаем капитализированную стоимость потерь:

 

5. Полные затраты:

Полные затраты каждого  варианта З определяются по формуле

З’ – удельные затраты

 

где К_∑ - затраты на сооружение сети за время t = 0 до t = Т_В с учетом ежегодных равных платежей в течение экономического срока службы электрической сети Т_Э, отсчитываемого от момента t = Т_В (Т_В – время ввода сети в эксплуатацию); И₁ – приведенные к моменту ввода электрической сети в эксплуатацию расходы на управление, обслуживание, ремонт и замену оборудования, налоги, страховые взносы и пр.; И_пот – капитализированная стоимость потерь.

Из предложенных вариантов  выбирается вариант с наименьшими  затратами.

 

Сравним полученные результаты:

 

 

 

 

 

 

 

 

Укрупненные показатели стоимостей сетей  и оборудования.

Вариант 1 Схема радиально-магистральной  сети:

Оборудование ПС	Цена	Един. изм.	Обоз- нач.	Кол- во.	Един. изм.	Стои- мость	Един. изм.
ВЛ 110 – 220 кВ Двухцепная: ВЛ 220 кВ на ж/б опор. АС – 240/32	27,8	тыс. руб./ км	L1	80,1	км	2227	тыс. руб.
Двухцепная: ВЛ 110 кВ на ж/б опор. АС – 70/11	12,0	тыс. руб./ км	L3	44,4	км	533	тыс. руб.
Двухцепная: ВЛ 110 кВ на ж/б опор. АС – 120/19	11,4	тыс. руб./ км	L2	40	км	456	тыс. руб.
ПС – 1 АТДЦТН – 200000/220/110	250	тыс. руб./ шт.	AT	2	шт	500	тыс. руб.
Присоед. ПС 220/110/35 кВ	280	тыс. руб.				280	тыс. руб.
Постоянная часть ПС	350	тыс. руб.				350	тыс. руб.
32 ячейки с выключателями	78	тыс. руб.				78	тыс. руб.
ПС – 2 ТРДН – 32000/110	77	тыс. руб./ шт.	T	2	шт	154	тыс. руб.
Присоед. ПС 110/10 кВ	120	тыс. руб.				120	тыс. руб.
Постоянная часть ПС	200	тыс. руб.				200	тыс. руб.
32 ячейки с выключателями	78	тыс. руб.				78	тыс. руб.
КС – 2 – 1.05 - 60  10кВ	30	тыс. руб./ шт.		1	шт	30	тыс. руб.
ПС – 3 ТДН – 25000/110	55	тыс. руб./ шт.	T	2	шт	110	тыс. руб.
Присоед. ПС 110/10 кВ	75	тыс. руб.				75	тыс. руб.
Постоянная часть ПС	130	тыс. руб.				130	тыс. руб.
32 ячейки с выключателями	78	тыс. руб.				78	тыс. руб.
Итого						5399	тыс. руб.
Капитальное вложения в сооружение сети в начале первого года Сооружения сети без учета инфляции						1374.1	млн. руб.

 

 

 

 

Вариант 2 Схема кольцевой сети:

Оборудование ПС	Цена	Един. изм.	Обоз- нач.	Кол- во.	Един. изм.	Стои- мость	Един. изм.
ВЛ 110 – 220 кВ Двухцепная: ВЛ 220 кВ на ж/б опор. АС – 240/32*2	27,8	тыс. руб./ км	L1	80,1	км	2227	тыс. руб.
Одноцепная: ВЛ 110 кВ на ж/б опор. АС – 240/32*2	27,8	тыс. руб./ км	L2	40	км	1112	тыс. руб.
Одноцепная: ВЛ 110 кВ на ж/б опор. АС – 240/32*2	27,8	тыс. руб./ км	L3	44,4	км	1235	тыс. руб.
Одноцепная: ВЛ 110 кВ на ж/б опор. АС – 240/32	27,8	тыс. руб./ км	L4	40,4	км	1123	тыс. руб.
ПС – 1 АТДЦТН – 250000/220/110	284	тыс. руб./ шт.	AT	2	шт	568	тыс. руб.
Присоед. ПС 220/110/35 кВ	280	тыс. руб.				280	тыс. руб.
Постоянная часть ПС	350	тыс. руб.				350	тыс. руб.
32 ячейки с выключателями	78	тыс. руб.				78	тыс. руб.
ПС – 2 ТРДН – 32000/110	88	тыс. руб./ шт.	T	2	шт	176	тыс. руб.
Присоед. ПС 110/10 кВ	120	тыс. руб.				120	тыс. руб.
Постоянная часть ПС	200	тыс. руб.				200	тыс. руб.
32 ячейки с выключателями	78	тыс. руб.				78	тыс. руб.
КС – 2 – 1.05 - 60  10кВ	30	тыс. руб./ шт.		1	шт	30	тыс. руб.
ПС – 3 ТДН – 25000/110	66	тыс. руб./ шт.	T	2	шт	132	тыс. руб.
Присоед. ПС 110/10 кВ	75	тыс. руб.				75	тыс. руб.
Постоянная часть ПС	130	тыс. руб.				130	тыс. руб.
32 ячейки с выключателями	78	тыс. руб.				78	тыс. руб.
Итого						7992	тыс. руб.
Капитальное вложения в сооружение сети в начале первого года Сооружения сети без учета инфляции						1342.6	млн. руб.