Электрическая сеть промышленного района

K_СН –коэффициент собственных нужд (K_СН =1,07);

К_у – стоимость установленного 1 кВт мощности на электростанции, зависит от вида агрегатов и топлива (К_у = 180 руб./кВт [5]);

ΔР - суммарные потери активной мощности.

Потери активной мощности в линиях:

, (10.22)

где – нагрузочные потери в линиях,

 – потери на корону в линиях (учитывают в ВЛ 330 кВ ).

 \* MERGEFORMAT (10.23)

Потери мощности в трансформаторах:

, (10.24)

где - нагрузочные потери в трансформаторах,

- потери холостого хода в  трансформаторах (учитывают в  ВЛ 220 кВ и более).

 \* MERGEFORMAT (10.25)

Суммарные потери активной мощности:

 \* MERGEFORMAT (10.26)

 \* MERGEFORMAT (10.27)

Капитальные затраты на первый год составят:

 \* MERGEFORMAT (10.28)

Издержки:

И=(P_a+P_ТО+P_Р) К_0л +(P_a+P_ТО+P_Р) К_0п/ст+

β, (10.29)

где P_a – коэффициент амортизации,

P_ТО –коэффициент текущего обслуживания,

P_Р –коэффициент ремонта,

β– стоимость 1 кВт ч потерянной энергии (β =0,02 руб./кВт ч-для европейской части СССР).

P_a+P_ТО+P_Р=0,02+0,004+0,004=0,028 для линии ,

P_a+P_ТО+P_Р=0,035+0,03+0,029=0,094 для подстанции

Потери электроэнергии в линиях:

 \* MERGEFORMAT (10.30)

где                                          \* MERGEFORMAT (10.31)

 \* MERGEFORMAT (10.32)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 (10.33)

 \* MERGEFORMAT (10.34)

Суммарные потери  электроэнергии:

 \* MERGEFORMAT (10.35)

Издержки на первый год  составят:

 \* MERGEFORMAT (10.36)

Для дальнейшего упрощения расчета  примем:  
                                            \* MERGEFORMAT (10.37)

Общий суммарный доход  по истечении 1 года:

 \* MERGEFORMAT (10.38)

где - доход от продажи ЭЭ в год t,

-стоимость 1 кВтч ЭЭ ( = 0,025 руб./кВт ч).

 \* MERGEFORMAT (10.39)

10.2 Технико-экономические  показатели на 2 год

 

Для расчета технико - экономических показателей на 2 год используем те же формулы, что и в расчете на первый год :

 \* MERGEFORMAT (10.40)

На 2 год капитальные затраты на строительство станции и линии составят:

 \* MERGEFORMAT (10.41)

 \* MERGEFORMAT (10.42)

 \* MERGEFORMAT (10.43)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети :

 \* MERGEFORMAT (10.44)

 \* MERGEFORMAT (10.45)

  \* MERGEFORMAT (10.46)

 \* MERGEFORMAT (10.47)

Капитальные затраты на второй год составят:

 \* MERGEFORMAT (10.48)

Издержки:

 \* MERGEFORMAT (10.49)

P_a+P_ТО+P_Р=0,028 для линии ,

P_a+P_ТО+P_Р=0,094 для подстанции

Потери электроэнергии в линиях:

 \* MERGEFORMAT (10.50)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 (10.51)

 \* MERGEFORMAT (10.52)

 

Суммарные потери  электроэнергии:

 \* MERGEFORMAT (10.53)

 

Издержки на второй год составят:

 \* MERGEFORMAT (10.54)

 \* MERGEFORMAT (10.55)

Общий суммарный доход  по истечении 2 года:

 \* MERGEFORMAT (10.56)

10.3 Технико-экономические  показатели на 3 год

 

  \* MERGEFORMAT (10.57)

На 3 год капитальные затраты на строительство станции и линии составят:

 \* MERGEFORMAT (10.58)

 \* MERGEFORMAT (10.59)

 \* MERGEFORMAT (10.60)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети :

 \* MERGEFORMAT (10.61)

 \* MERGEFORMAT (10.62)

 

 \* MERGEFORMAT (10.63)

 \* MERGEFORMAT (10.64)

Капитальные затраты на третий год составят:

 \* MERGEFORMAT (10.65)

Издержки:

 \* MERGEFORMAT (10.66)

P_a+P_ТО+P_Р=0,028 для линии ,

P_a+P_ТО+P_Р=0,094 для подстанции

Потери электроэнергии в линиях:

 \* MERGEFORMAT (10.67)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 (10.68)

 \* MERGEFORMAT (10.69)

Суммарные потери  электроэнергии:

 \* MERGEFORMAT (10.70)

Издержки на третий год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.71)

 \* MERGEFORMAT (10.72)

Общий суммарный доход по истечении 3 года:

 \* MERGEFORMAT (10.73)

10.4 Технико-экономические  показатели на 4 год

 

 \* MERGEFORMAT (10.74)

На 4 год капитальные затраты на строительство станции и линии составят:

 \* MERGEFORMAT (10.75)

 \* MERGEFORMAT (10.76)

 \* MERGEFORMAT (10.77)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети :

 \* MERGEFORMAT (10.78)

 \* MERGEFORMAT (10.79)

 \* MERGEFORMAT (10.80)

 \* MERGEFORMAT (10.81)

Капитальные затраты на четвертый год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.82)

Издержки:

  \* MERGEFORMAT (10.83)

P_a+P_ТО+P_Р=0,028 для линии ,

P_a+P_ТО+P_Р=0,094 для подстанции

Потери электроэнергии в линиях:

  \* MERGEFORMAT (10.84)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 

 (10.85)

 

 \* MERGEFORMAT (10.86)

Суммарные потери  электроэнергии:

  \* MERGEFORMAT (10.87)

Издержки на четвертый год составят:

 \* MERGEFORMAT (10.88)

  \* MERGEFORMAT (10.89)

Общий суммарный доход  по истечении 4 года:

  \* MERGEFORMAT (10.90)

10.5 Технико-экономические  показатели на 5 год

 

  \* MERGEFORMAT (10.91)

На 5 год капитальные затраты на строительство станции и линии составят:

  \* MERGEFORMAT (10.92)

  \* MERGEFORMAT (10.93)

  \* MERGEFORMAT (10.94)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети :

  \* MERGEFORMAT (10.95)

 \* MERGEFORMAT (10.96)

  \* MERGEFORMAT (10.97)

  \* MERGEFORMAT (10.98)

Капитальные затраты на пятый год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.99)

Издержки:

  \* MERGEFORMAT (10.100)

P_a+P_ТО+P_Р=0,028 для линии ,

P_a+P_ТО+P_Р=0,094 для подстанции

Потери электроэнергии в линиях:

  \* MERGEFORMAT (10.101)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 (10.102)

 \* MERGEFORMAT (10.103)

Суммарные потери  электроэнергии:

  \* MERGEFORMAT (10.104)

Издержки на пятый год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.105)

  \* MERGEFORMAT (10.106)

 

Общий суммарный доход  по истечении 5 года:

 

  \* MERGEFORMAT (10.107)

10.6 Технико-экономические  показатели на 6 год

  \* MERGEFORMAT (10.108)

На 6 год капитальные затраты на строительство станции и линии составят:

  \* MERGEFORMAT (10.109)

  \* MERGEFORMAT (10.110)

  \* MERGEFORMAT (10.111)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети :

 \* MERGEFORMAT (10.112)

  \* MERGEFORMAT (10.113)

  \* MERGEFORMAT (10.114)

  \* MERGEFORMAT (10.115)

Капитальные затраты на шестой год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.116)

Издержки:

  \* MERGEFORMAT (10.117)

Потери электроэнергии в линиях:

  \* MERGEFORMAT (10.118)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 (10.119)

  \* MERGEFORMAT (10.120)

Суммарные потери  электроэнергии:

  \* MERGEFORMAT (10.121)

Издержки на шестой год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.122)

  \* MERGEFORMAT (10.123)

Общий суммарный доход  по истечении 6 года:

  \* MERGEFORMAT (10.124)

10.7 Технико-экономические  показатели на 7 год

  \* MERGEFORMAT (10.125)

На 7 год капитальные затраты на строительство станции и линии составят:

  \* MERGEFORMAT (10.126)

  \* MERGEFORMAT (10.127)

  \* MERGEFORMAT (10.128)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети :

  \* MERGEFORMAT (10.129)

  \* MERGEFORMAT (10.130)

  \* MERGEFORMAT (10.131)

  \* MERGEFORMAT (10.132)

Капитальные затраты на седьмой год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.133)

Издержки:

  \* MERGEFORMAT (10.134)

Потери электроэнергии в линиях:

  \* MERGEFORMAT (10.135)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 (10.136)

  \* MERGEFORMAT (10.137)

Суммарные потери  электроэнергии:

  \* MERGEFORMAT (10.138)

Издержки на седьмой год составят:

  \* MERGEFORMAT (10.139)

Общий суммарный доход по истечении 7 года:

  \* MERGEFORMAT (10.140)

_{10.8 Расчет чисто дисконтированного  дохода}

 

Чистый дисконтированный доход находится по формуле:

  \* MERGEFORMAT (10.141)

где Е – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (Е=0,12).

 303,821724млн. руб.

ЧДД положительный, это значит, что при данной норме дисконта проект эффективен.

 

11 ОПТИМИЗАЦИЯ  РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК НА 7 ГОД ПО НАПРЯЖЕНИЮ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

 

 

Оптимальное управление нормальными  режимами электроэнергетической системы заключается в том, чтобы за рассматриваемый период обеспечить надежное снабжение потребителей электроэнергией требуемого качества при минимальных затратах.

Оптимальный режим энергосистемы  – это такой режим из допустимых, т.е. удовлетворяющих условиям надежности и качества электроэнергии, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (замыкающих затрат на топливо) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей.

При оптимизации режима электрической сети по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации добиваются минимума суммарных потерь активной мощности в сетях: ΔРΣ=min. В результате многократных расчетов установившихся режимов отыскивается такой режим, при котором суммарные потери активной мощности минимальны и напряжение в каждом узле не должно выходить за допустимые значения. В режиме наименьших нагрузок требуется поддерживать напряжение на уровне  
(1.0–1,05)U_НОМ, а в режиме наибольших нагрузок (1,05–1,1)U_НОМ.

11.1 Оптимизация  режимов по напряжению

 

Для облегчения расчетов сначала оптимизируют коэффициенты трансформации, а затем приступают к оптимизации выбора мощности и мест размещения компенсирующих устройств.

В имеющейся схеме на седьмой год  изменение коэффициентов трансформации  трансформаторов на подстанциях 5, 9, 10 несущественно влияет на потери активной мощности поэтому рассмотрим изменение  коэффициентов трансформации трансформаторов на подстанциях 2 и 4.

Для режима наибольших нагрузок .

Изменение коэффициентов  трансформации трансформаторов  на подстанции 2:

– k=0,342, ΔP=20,56 МВт, напряжение в узле 3 U₃=117,17 кВ;

– k=0,348, ΔP=20,39 МВт, напряжение в узле 3 U₃=118,88 кВ;

– k=0,356, ΔP=20,2 МВт, напряжение в узле 3 U₃=121,14кВ.

С коэффициентом  трансформации k=0,356 потери меньше, но напряжение в узле 3 выше допустимого, поэтому на подстанции 2 выбираем коэффициент трансформации k=0,348, что соответствует 0 ответвлению трансформатора.

На подстанции 4:

– k=0,342, ΔP=20,46 МВт, напряжение в узле 8 U₈=116,03 кВ;

– k=0,348, ΔP=20,3 МВт, напряжение в узле 8 U₈=117,52 кВ;

– k=0,356, ΔP=20,01 МВт, напряжение в узле 8 U₈=119,46 кВ;

При коэффициенте трансформации k=0,356 потери активной мощности будут меньше чем при коэффициенте k=0,348 ,но напряжение у 7 потребителя будет ниже нормы, поэтому было принято решение использовать коэффициент трансформации k=0,348 на подстанции 4, что соответствует нулевому ответвлению.

Таким образом, в ходе оптимизации режима наибольших нагрузок было выбрано нулевое ответвление трансформаторов на подстанции 4, и 0 ответвление на подстанции 2.

 

Оптимизации режима наименьших нагрузок.

Изменение коэффициентов  трансформации трансформаторов  на подстанции 2:

– k=0,335, ΔP=16,964 МВт, напряжение в узле 3 U₃=114,26 кВ;

– k=0,342, ΔP=16,889 МВт, напряжение в узле 3 U₃=116,02 кВ;

– k=0,348, ΔP=16,894 МВт, напряжение в узле 3 U₃=117,8 кВ.

Для подстанции 2 выбираем коэффициент трансформации  k=0,342, который соответствует ответвлению (+1) трансформатора, с этим коэффициентом трансформации потери активной мощности будут меньше, и напряжение будет находиться в требуемых пределах.

 

Изменение коэффициентов  трансформации трансформаторов  на подстанции 2:

– k=0,335, ΔP=17,05 МВт, напряжение в узле 8 U₈=114,07 кВ;

– k=0,342, ΔP=16,954 МВт, напряжение в узле 8 U₈=116 кВ;

– k=0,348, ΔP=16,914 МВт, напряжение в узле 8 U₈=117,67 кВ.

Для подстанции 4 выбираем также коэффициент трансформации k=0,342, который соответствует ответвлению (+1) трансформатора, с этим коэффициентом трансформации потери активной мощности будут меньше, и напряжение будет находиться в требуемых пределах. В итоге изменение коэффициентов трансформации привело к снижению потерь активной мощности на 0,35%.

11.2 Оптимизация  режимов по реактивной мощности

 

Для начала многократно  рассчитывается исходный установившийся режим и запоминается значение суммарных  потерь активной мощности в сетях ΔРΣ.

– Рассчитывается исходный режим без КУ и отмечается значение суммарных потерь активной мощности:

ΔР=20,39 МВт.

– В узел с самым низким напряжением ставят единичную мощность и отмечают величину потерь ΔP:

В узел 7 ставим единичную  мощность Q_КУ=5 Мвар, отмечаем величину потерь: ΔP=19,684 МВт.

– В 7 узле ΔP снизилось, то тогда КУ ставим в другой узел с низким напряжением. И так для остальных узлов с низким напряжением.

Узел 50: ΔP=18,69 МВт;

Узел 90: ΔP=19,614 МВт;

Узел 100: ΔP=19,615 МВт;

– Для первоочередной установки компенсирующего устройства выбирают узел, в котором установка единичной мощности приводит к наибольшему снижению потерь активной мощности:

Выбираем  узел 50 для установки КУ.

– В намеченном узле наращивается мощность компенсирующего устройства до тех пор пока: напряжение в узлах не достигнет допустимых пределов, суммарные потери не станут увеличиваться: