Электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети 8 страница

, (1.29) где

- количество цепей линии, определяемые по рисунку 1.5 и 1.7 для вариантов, штук;

- действительная часть комплексного числа мощности в МВА, передаваемой по линии, рассчитанной в 1.3.2;

- выбранное номинальное напряжение сети, кВ (

);

- коэффициент мощности потребителей i -ой подстанции по таблице 1.3. Рассчитанная величина тока в линии является входным параметром для приведенных на рисунке А.1 приложения А. На этом графике по оси ординат откладывается расчетное значение тока и, двигаясь параллельно оси абсцисс, находится пересечение с линией, рассчитанного значения параметра

. Точка пересечения указывает на интервал ближайших оптимальных сечений (для соответствующего значения расчетного тока равного для линии РПП–п/ст1 (вариант 2) 154,4А полученное значение сечение провода равно 70 мм²). Результаты расчетов по всем линиям вариантов 2 и 4 представлены в таблице 1.7. Таблица 1.7 – Результаты расчетов расчетного тока и выбора сечений проводов на линиях по номограммам границ экономических интервалов, с учетом потерь на корону и проверкой по условиям нагрева

Таблица 1.11 Технико-экономические показатели варианта 2.

	Единица измерения
Капиталовложения	тыс. тенге
Проценты на кредит	тыс. тенге			23542,5	20529,23	16035,71
Издержки на обслуживание	тыс. тенге
Издержи на покупку электроэнергии	тыс. тенге			113504,1	119179,3	125138,3
Затраты на потерю электроэнергию	тыс. тенге			1472,47	1546,0952	1623,4
Суммарные затраты	тыс. тенге			148411,1	151146,6	152689,4
Выручка от реализации	тыс. тенге			198632,2	208563,8	218992,0
Налоги и сборы	тыс. тенге			30132,69	22966,88	26521,06
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс. тенге			20088,46	34450,32	39781,58
Коэффициент дисконтирования	-	1,3225	1,15		0,869565	0,756143
Чистый доход с дисконтированием	тыс. тенге	-96542,5	-207566	20088,45	29956,8	30080,5
Чистый доход с дисконтированием нарастающим итогом	тыс. тенге	-96542,5	-207566	-187477	-157521	-127440
Погашение задолженности нарастающим итогом	тыс. тенге	-73000	-156950	-136861	-106904	-76824
Рентабельность реализованной продукции	%			13,76	23,60	27,25
Рентабельность производства	%			10,11	16,52	18,17

Продолжение таблица 1.11.



11523,62	7060,163	2700,05

131395,2	137965,0

Для варианта 4 расчет производится аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 1.10.

Таблица 1.10 – Итоговая таблица для экономического сравнения выбранных вариантов.

Показатели	Единица измерения	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4
Напряжение	кВ
Мощность	МВт	23,9	23,9	23,9
Число часов использования максимальной нагрузки	ч/год
Рентабельность реализованной продукции	%	36,67	27,53	25,54
Рентабельность передачи эл. энергии	%	20,37	22,67	22,26
Чистый дисконтированный доход (ЧТД)	Млн.тенге	71,803	89,374	72,29
Внутренняя норма дохода	%	1,35	1,46	1,35
Срок окупаемости	лет	9,55	9,20	9,50
Срок возврата кредита	лет	7,85	7,25	7,80

Для выбора окончательного варианта конфигурации электрической сети из трех, пользуясь составленной таблицей 1.10 и графиком рис. 1.13 выбираем наиболее экономичный вариант – вариант 3.

Линия	Варианты		¹	²	³
110 кВ
РПП–п/ст1	2 и 4	70,3		267,3	230,4
п/ст1–п/ст4		61,6		267,3	230,4
п/ст3–п/ст4		53,1		267,3	230,4
п/ст2–п/ст3		32,2		267,3	230,4
РПП–п/ст1		76,2		390,0	315,9
п/ст1–п/ст2		57,0		390,0	315,9
п/ст2–п/ст3		7,5		390,0	315,9
п/ст3–п/ст4		49,3		390,0	315,9
РПП–п/ст4		66,2		390,0	315,9
п/ст1–п/ст2		61,6		267,3	230,4
п/ст2–п/ст3		32,6		390,0	315,9
п/ст3–п/ст4		9,2		390,0	315,9
п/ст2–п/ст4		26,1		390,0	315,9
п/ст2–п/ст5	2,3 и 4	29,1		267,3	230,4
35 кВ
п/ст5–п/ст6*	2,3 и 4	49,2		264,2	214,6

^*Примечание: линия 5-6 не реконструируется, поэтому сечение принято по имеющемуся на настоящий момент.

1 - Желаемое сечение, выбираемое с учетом потерь на корону, а также с проверкой по условиям нагрева провода. По условиям образования короны по ПУЭ [6] рекомендуется принимать для линий напряжением 110 кВ провода диаметром не менее 11,3 мм (АС-70 мм²). Проверка сечений проводов линий по условиям нагрева производится обычно только для послеаварийных режимов, когда линии сильно перегружены. В нормальных режимах такая проверка обычно не делается, т.к. сечения, выбранные по условиям экономической целесообразности, как правило, значительно выше сечений, допустимых по нагреву. При этом проверка состоит в сравнении тока перегрузки с током, являющимся для данного сечения допустимым. 2 – Фактическая температура провода. Для выбранных сечений проводов линий по таблице 1.3.29 из [6] определяем допустимые значения токов

, при температуре воздуха +25^оС и приводим их к фактической температуре

. При этом коэффициент, учитывающий поправку на температуру

исходя из максимальной температуры летом +41^оС, берем из таблицы П.11 [3]:

(1.30) Для провода АС-70/11

для провода АС-95/16 – 267,30, для провода АС-120/19 – 315,90, для провода АС-150/19 – 364,50, для провода АС-185/24 – 421,20, для провода АС-240/32 – 490,05, для провода АС-300/39 – 575,10. 3 – Расчетный послеаварийный ток, определяемый, в случае аварии одной из цепей двухцепной линии или для кольцевых схем отключением одной цепи, как удвоенное произведение расчетного тока

. Для линии соединяющей пятую и шестую подстанции питание потребителей осуществляется по одноцепной линии, и в случае отключения линии, ток по цепи не течет.

- время наибольших потерь, ч (

по формуле 1.6). Подставляя соответствующие значения, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы для вариантов 2, 3 и 4 получаем данные представленные в табл. 1.11., 1.12 и 1.13 соответственно. При оценке экономической эффективности показателем экономического эффекта является величина

(чистого дисконтированного дохода) который вычисляется по формуле:

(1.41) где

- результат (доходы), достигаемые на t-ом шаге расчета;

- затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге расчета;

- коэффициент дисконтирования (норму дисконта, принимаем Е =0,15);

- суммарные дисконтированные капиталовложения;

-капиталовложения на t-ом шаге расчета. Одним из показателей финансовой эффективности является индекс доходности:

(1.42) А также внутреняя норма доходности

(1.43) Срок окупаемости и срок погашения кредита определяются графически из графиков ЧТД и срока окупаемости.

. И для варианта 4, исходя из рисунка 1.7, капитальные вложения на сооружение подстанций составят

Общие капитальные вложения на сооружение линий, подстанций и электрооборудования в варианте 2 составят:

. Для остальных вариантов расчет производится аналогично. Результаты расчетов представлены в таблицу 1.10. Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплутационные расходы (издержки) И, тенге/год, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года. Их вычисляют по следующей формуле:

(1.38) где

- эксплуатационные расходы для линий и подстанций, тенге/год;

- стоимость потерь электроэнергии, тенге/год;

- соответственно ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание линий и тоже для подстанций, % (

по таблице 6.1 [3]);

(1.39)

- стоимость потерь 1 кВт´ч электроэнергии, тенге/кВт´ч (

)

- потери электроэнергии для выбранных вариантов за год, МВт´ч, определяемые по формуле:

, (1.40) здесь

- суммарные потери мощности в МВт´ч, рассчитанные в 1.3.4;

В таблице 1.7 послеаварийные токи не превышают допустимых значений, следовательно, провода удовлетворяют условиям нагрева, как в нормальном режиме, так и послеаварийном режиме. Стальные тросы (канаты), применяемые на линиях электропередачи в качестве молниезащитных, а также в качестве оттяжек опор, выпускаются по ГОСТ 3062-69, ГОСТ 3063-66 и ГОСТ 3064-66. Согласно указанным ГОСТ, по установившейся практике [8] на линиях напряжением 110 кВ, выбираем трос ТК-9.1 сечением 50 мм².

1.3.4 Проверка сечений проводов линий по допустимой потере напряжения Потеря напряжения в линиях электропередачи не должна превышать допустимых пределов [9], чтобы напряжение на шинах потребителей, питающихся по этим линиям, оставалось в рамках, предусмотренным стандартом. Расчет потери напряжения производится для проверки сечения, выбранного по условиям экономической целесообразности. При проверке по потери напряжения уже выбранного сечению определяются параметры схемы замещения электрической сети, а затем рассчитывается ее электрический режим, и полученная величина потери напряжения сравнивается с допустимой [7]. Для определения потери напряжения нужно рассчитать активное и реактивное сопротивление линий. Активное сопротивление линий

вычисляют по формуле

, (1.31) где

- погонное активное сопротивление одного километра провода линии в по таблице А.1 приложения А;

- длина линий, соединяющая подстанции, в километрах, рисунки 1.5 и 1.7 для варианта 2 и 4 соответственно;

- количество цепей линии, определяемые по рисункам 1.5 и 1.7 для варианта 2 и 4 соответственно, штук; Подставляя соответствующие значения для линии, соединяющей РПП и подстанцию 1 варианта 2, получим:

Подставляя соответствующие значения, для варианта 2 получим:

Для вариантов 3 и 4 порядок расчета тот же, получено

, соответственно.

- капитальные вложения на сооружение подстанций, тенге/год, определяются по укрупненным показателям стоимости распределительных устройств подстанций. Они включают в себя затраты на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и т.д. Укрупненные показатели стоимости распределительных устройств подстанций возьмем по таблицам 41.13-41.15 [11]. Для подстанций, имеющих потребителей только третьей категории используем блочную схему «Блок линия – трансформатор с разъединителем», стоимостью сооружения (с четом удорожания)

; имеющих потребителей первой и второй категорий - блочную схему «Два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны трансформаторов», стоимостью сооружения

; для кольцевых схем - схему «Тройной мостик с одним выключателем в перемычке и разъединителями с дистанционными приводами в цепях ВЛ», стоимостью сооружения

. Выбор и стоимость выключателей на напряжение 110 кВ, установленных на РПП и на подстанциях, произведем по таблице 31.2 [12]: тип выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1, стоимость

. Тогда, исходя из рисунка 1.5, капитальные вложения на сооружение подстанций в варианте 2 составят

. Аналогично, для варианта 3, исходя из рисунка 1.6, капитальные вложения на сооружение подстанций составят

1.3.5 Технико-экономический расчет для выбора окончательного варианта электрической сети После выбора сечений проводов линий по условиям экономической целесообразности и проверки на потери напряжения переходят к окончательному сравнению отобранных предварительно вариантов по технико-экономическим показателям. Основными технико-экономическими показателями являются капитальные вложения К, эксплутационные расходы (издержки) И, себестоимость передачи электроэнергии С и чистый дисконтированный доход ЧТД, также к ним можно отнести суммарные потери мощности

и потери электроэнергии

. Капитальные вложения К - это расходы, необходимые для сооружения сетей, подстанций и электрооборудования. Для электрической сети капиталовложения

вычисляют по формуле:

, (1.36) где

- капитальные вложения на сооружение линий, тенге/год, определяемые по выражению:

, (1.37) здесь

- стоимость сооружения одного километра линий в

на одноцепных

и двухцепных

железобетонных опорах для ряда сечений по таблице А.1 приложение А.

- длина линий, соединяющих подстанции, в километрах радиально-магистральной схемы вариант 2 и смешанных схем вариантов 3 и 4.

Для остальных линий расчет производим аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу 1.8.

Реактивное сопротивление линии вычисляют по формуле

, (1.32)

где - погонное реактивное сопротивление одного километра провода линии, , определяется по формуле:

, (1.33)

где - диаметр провода линии в миллиметрах по таблице А.1 приложения А;

- среднее геометрическое расстояние между осями проводов для одноцепных и двухцепных опор, . Для одноцепных опор, при расположении фаз горизонтально , для двухцепных опор, при расположении фаз вертикально , [10]).

⇐ Предыдущая 4 5 6 7 8 9 101112 Следующая ⇒

Поделиться с друзьями:

Дата добавления: 2017-01-14; Просмотров: 150; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление

Генерация страницы за: 0.024 сек.