Расчет капитальных затрат

Результаты расчетов по капитальным затратам сводятся в таблицы 2.3.1. и 2.3.2.

Таблица 2.3.1. – Результаты расчета по капитальным затратам для

 

Вариант	, тыс.руб.	nВ	КВ, тыс. руб.	, тыс. руб.	, км	, тыс. руб.	, км	КТР, тыс. руб.
				16,9	328,5
				16,9
				16,9
				16,9

 

Таблица 2.3.2. – Результаты расчета по капитальным затратам для

 

Вариант	, тыс.руб.	nВ	КВ, тыс. руб.	, тыс. руб.	, км	, тыс. руб.	, км	КТР, тыс. руб.
						28,8
					221,5	28,8
						28,8	78,5
						28,8

 

Основываясь на данных таблиц 2.3.1. и 2.3.2. рассчитаем общие капитальные затраты для каждого варианта:

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

 

Для дальнейшего технико-экономического сравнения выбираем варианты 1 и 4.

 

2.6. Выбор одного варианта из двух по минимуму приведенных затрат

Общие сведения

На данном этапе два наиболее рациональных варианта схемы подвергаются технико-экономическому сравнению по приведенным затратам. При этом каждый из вариантов должен быть тщательно разработан с выбором сечений проводников ЛЭП, с проверкой сети по условиям допустимых потерь напряжения.

 

2.6.2. Расчет потокораспределения в нормальном режиме для варианта 1

Рисунок 2.6. – Исходная схема электрической сети (вариант 1)

 

Произведем отдельно расчет кольца А-1-2-А и А-3-5-4-А. Кольца «разрезаются» по источнику питания А и рассчитываются сети с двухсторонним питанием, при этом не учитываются потери мощности в трансформаторах, линиях электропередач, зарядные мощности ЛЭП.

Рассчитаем кольцо А-1-2-А:

Рисунок 2.7. – Расчетная схема для кольца А-1-2-А

 

Аналогично рассчитаем кольцо А-3-5-4-А:

Рисунок 2.8. – Расчетная схема для кольца А-3-5-4-А

 

 

2.6.3. Расчет потокораспределения в аварийных режимах для варианта 1

Произведем расчет кольца А-1-2-А в аварийном режиме. Для этого рассмотрим наиболее тяжелый режим – повреждение проводов на наиболее загруженных головных участках А-1 и А-2.

Авария на участке А-1:

Рисунок 2.9. – Расчетная схема при аварии А-1

 

Авария на участке А-2:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.10. – Расчетная схема при аварии А-2

 

Аналогично рассчитаем кольцо А-3-5-4-А в аварийном режиме. Для этого рассмотрим обрыв провода на участке А-3 и А-4.

Авария на участке А-3:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.11. – Расчетная схема при аварии А-3

 

Авария на участке А-4:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.12. – Расчетная схема при аварии А-4

 

 

2.6.4. Расчет токов на участках сети в нормальном режиме работы и определение расчетных токов для выбора сечений проводников по экономическим интервалам для варианта 1

На основании потокораспределения в нормальном режиме определим наибольший ток на участках, по формуле:

(15)

Затем определим расчетный ток для выбора сечений проводников по экономическим интервалам по формуле:

(16)

где ,05 – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, для ЛЭП ; ,0 – коэффициент учитывающий совпадение максимальных нагрузок линии с максимальной нагрузкой системы для

Расчетные токи для выбора сечений проводников по экономическим интервалам:

 

2.6.5. Расчет токов на участках сети в аварийном режиме работы для варианта 1

На основании потокораспределения в аварийном режиме определяется наибольший ток на участках. Так как на некоторых участках есть два значения потокораспределения от двух разных аварий, при расчете аварийных токов учитываются наибольшие значения потокораспределения.

Участок А-1-2-А:

Авария на участке А-1 (смотреть рисунок 2.9.):

Авария на участке А-2 (смотреть рисунок 2.10.):

Участок А-3-5-4-А:

Авария на участке А-3 (смотреть рисунок 2.11.):

Авария на участке А-4 (смотреть рисунок 2.12.):

 

2.6.6. Выбор сечения проводников по экономическим интервалам и по допустимому нагреву для варианта 1

По полученным значениям I_р выбираются сечения проводников на участках по экономическим интервалам для сети с железобетонными одноцепными и двухцепными опорами, напряжением 110 кВ и 220 кВ, II-го района по гололеду.

Сведем данные в таблицу 2.4.

 

Таблица 2.4. – Результаты расчета выбора сечения проводников по экономическим интервалам и по допустимому нагреву

 

Участок	А-1	1-2	А-2	А-3	3-5	4-5	А-4
Iнб, А
Iр, А
Fэкон, мм2
Iдоп.экон, А
, А
Fнагр, мм2
Iдоп, А
F, мм2

 

Выбранные по экономическим интервалам сечения проводников проверяются по условиям допустимого нагрева в нормальном и послеаварийном режимах. При этом должны выполняться условия:

	(17)
	(18)

Часть выбранных сечений проводников не удовлетворяют условию допустимого нагрева, поэтому они скорректированными на необходимые (смотреть таблицу 2.4.).

 

2.6.7. Проверка сечения проводников по условиям допустимых потерь напряжения для варианта 1

Определим потери напряжения на участках в нормальном и послеаварийном режимах до наиболее удаленной точки от источника питания по формуле:

	(19)
	(20)
	(21)

где P_iи Q_i – мощность на каждом участке; r_iи x_i – сопротивление участков.

	(22)
	(23)

где r_0iи x_0i – погонное сопротивление участка; L_i –длина участка.

В нормальном режиме работы потери не должны превышать 15%, а в послеаварийном – 20%.

Условия допустимых потерь напряжения:

	(24)
	(25)

где , – суммарная величина потерь напряжения от источника питания до самого удаленного пункта потребления электроэнергии, соответственно в нормальном и послеаварийном режиме; , – значение допустимых потерь напряжения соответственно в нормальном и послеаварийном режиме.

Определим активные и реактивные сопротивления участков линий и сведем в таблицу 2.5.

Таблица 2.5. – Результаты расчетов активных и реактивных сопротивлений участков линий

 

Участок	А-1	1-2	А-2	А-3	3-5	4-5	А-4
Марка провода	АС-240	АС-150	АС-240	АС-240	АС-150	АС-150	АС-240
L, км			71,5		28,5		28,5
r0, Ом	0,12	0,198	0,12	0,12	0,198	0,198	0,12
x0, Ом	0,405	0,42	0,405	0,405	0,42	0,42	0,405
r,Ом		9,9	8,58		5,64	9,9	3,42
x, Ом	20,25		28,96	20,25	11,97		11,54

 

Проверим кольцо А-1-2-А (смотреть рисунок 2.7.):

В нормальном режиме работы:

В послеаварийном режиме работы:

Авария на участке А-1 (смотреть рисунок 2.9.):

Авария на участке А-2 (смотреть рисунок 2.10.):

Проверим кольцо А-3-5-4-А (смотреть рисунок 2.8.):

В нормальном режиме работы:

В послеаварийном режиме работы:

Авария на участке А-3 (смотреть рисунок 2.11.):

Авария на участке А-4 (смотреть рисунок 2.12.):

Выбранные сечения проводников удовлетворяют условию допустимой потери напряжения, как в нормальном, так и в после аварийном режимах.

Условие допустимых потерь на корону, также выполняется, так как при выборе сечения провода на 110 кВ принято минимальное сечение не менее 70 мм².

 

2.6.8. Расчет потокораспределения в нормальном режиме для варианта 4

 

Рисунок 2.13. – Исходная схема электрической сети (вариант 4)

 

Перенесем мощность из точки 3 в точку А и точку 5:

Перенесем мощность из точки 4 в точку А и точку 5:

Посчитаем перенесенную мощность:

Посчитаем эквивалентную длину участка А-3-5-4-А:

Произведем расчет участка А-2-5^΄-А:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.14. – Расчетная схема для кольца А-2-5^΄-А

 

Возвращаемся обратно к исходной схеме методом обратного преобразования:

Перенесем нагрузки в начальные точки:

Точка 5 – точка потокораздела.

 

Произведем расчет участка А-1:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.15. – Расчетная схема для кольца А-1

 

 

2.6.9. Расчет потокораспределения в аварийных режимах для варианта 4

Произведем расчет участков А-1-2-3-4-5-А в аварийном режиме. Для этого рассмотрим режим – повреждение проводов на наиболее загруженных головных участках А-3, А-4 и А-2.

Авария на участке А-3:

Рисунок 2.16. – Расчетная схема при аварии А-3

 

Перенесем мощность точки 3 в точку 5:

Авария на участке А-3:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.17. – Расчетная схема при аварии А-3

 

Авария на участке А-4:

Рисунок 2.18. – Расчетная схема при аварии А-4

 

Перенесем мощность точки 4 в точку 5:

Авария на участке А-4:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.19. – Расчетная схема при аварии А-4

 

Авария на участке А-2:

Рисунок 2.20. – Расчетная схема при аварии А-2

 

Перенесем мощность точки 2 в точку 5:

Авария на участке А-2:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.21. – Расчетная схема при аварии А-2

 

Авария на участке А-1:

 

РИСУНОК

 

Рисунок 2.22. – Расчетная схема при аварии А-1

 

 

2.6.10. Расчет токов на участках сети в нормальном режиме работы и определение расчетных токов для выбора сечений проводников по экономическим интервалам для варианта 4

На основании потокораспределения в нормальном режиме определим наибольший ток на участках:

Расчетные токи для выбора сечений проводников по экономическим интервалам:

 

2.6.5. Расчет токов на участках сети в аварийном режиме работы для варианта 4

На основании потокораспределения в аварийном режиме определяется наибольший ток на участках. Так как на некоторых участках есть два значения потокораспределения от двух разных аварий, при расчете аварийных токов учитываются наибольшие значения потокораспределения.

Авария одной цепи на участке А-3:

Авария одной цепи на участке А-4:

Авария одной цепи на участке А-2:

Авария одной цепи на участке А-1:

 

2.6.12. Выбор сечения проводников по экономическим интервалам и по допустимому нагреву для варианта 1

По полученным значениям I_р выбираются сечения проводников на участках по экономическим интервалам для сети с железобетонными одноцепными и двухцепными опорами, напряжением 110 кВ и 220 кВ, II-го района по гололеду.

Сведем данные в таблицу 2.6.

 

Таблица 2.6. – Результаты расчета выбора сечения проводников по экономическим интервалам и по допустимому нагреву

 

Участок	А-1	1-2	А-2	А-3	3-5	4-5	А-4
Iнб, А
Iр, А
Fэкон, мм2
Iдоп.экон, А
, А
Fнагр, мм2
Iдоп, А
F, мм2

 

Выбранные по экономическим интервалам сечения проводников проверяются по условиям допустимого нагрева в нормальном и послеаварийном режимах.

Часть выбранных сечений проводников не удовлетворяют условию допустимого нагрева, поэтому они скорректированными на необходимые (смотреть таблицу 2.6.).

 

2.6.13. Проверка сечения проводников по условиям допустимых потерь напряжения для варианта 4

Определим активные и реактивные сопротивления участков линий и сведем в таблицу 2.7.

Таблица 2.7. – Результаты расчетов активных и реактивных сопротивлений участков линий

 

Участок	А-1	А-2	2-5	А-3	3-5	А-4	4-5
Марка провода	АС-150	АС-150	АС-150	АС-240	АС-150	АС-240	АС-150
L, км		71,5	71,5		28,5	28,5
r0, Ом	0,198	0,198	0,198	0,12	0,198	0,12	0,198
x0, Ом	0,42	0,42	0,42	0,405	0,42	0,405	0,42
r,Ом	9,9	14,16	14,16		5,64	3,42	9,9
x, Ом		30,03	30,03	20,25	11,97	11,54

 

Определим потери напряжения на участках в нормальном и послеаварийном режимах до наиболее удаленной точки от источника питания:

В нормальном режиме работы:

Падение напряжения на участке А-3-5:

Падение напряжения на участке А-4-5:

Падение напряжения на участке А-2-5:

Падение напряжения на участке А-1:

В послеаварийном режиме работы:

Авария на участке А-3:

Падение напряжения на участке А-4-5-3:

Падение напряжения на участке А-2-5-3:

Авария на участке А-4:

Падение напряжения на участке А-3-5-4:

Падение напряжения на участке А-2-5-4:

Авария на участке А-2:

Падение напряжения на участке А-3-5-2:

Падение напряжения на участке А-4-5-2:

Авария на участке А-1:

 

 

 

 

Выбранные сечения проводников удовлетворяют условию допустимой потери напряжения, как в нормальном, так и в после аварийном режимах.

Условие допустимых потерь на корону, также выполняется, так как при выборе сечения провода на 110 кВ принято минимальное сечение не менее 70 мм².

 

2.7. Технико-экономическое сравнение вариантов

Методика расчета

Капитальные затраты на сооружение сети включают в себя стоимость линий электропередач и подстанций.

Не учитывается расчетная стоимость трансформаторов, так как во всех вариантах они одинаковые. Тогда постоянная часть затрат на подстанции не учитывается, при определение приведенных затрат.

Ежегодные издержки определяются по формуле:

(26)

где И_а – издержки на амортизацию; И_р – издержки на ремонт; И_о – издержки на обслуживание; И_э – издержки на покрытие потерь электроэнергии в ЛЭП.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание равны:

	(27)
	(28)
	(29)

где , (α_ЛЭП, α_ПС – коэффициент на амортизацию, ремонт и обслуживание линий и подстанций).

Издержки на покрытие потерь в ЛЭП и трансформаторах по формуле:

(30)

Издержки на покрытие потерь в трансформаторах при расчете не учитываются, так как они одинаковы для вариантов 1 и 4.

(31)

где С₀ – стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии; τ_max – время максимальных потерь, определяемых на основании

(32)

 

2.7.2. Определение приведенных затрат для варианта 1

Проведем расчет для капитальных затрат на сооружение ЛЭП и ПС:

Стоимость сооружения ЛЭП:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Определим издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание:

Для ЛЭП:

Для ПС:

Определим издержки на покрытие потерь в ЛЭП:

Результаты расчета сведем в таблицу 2.8.

Таблица 2.8. – Результаты расчетов потерь мощности на покрытие потерь в ЛЭП

 

Участок	Pi + Qi, МВА	Ri, Ом	∆Pmax, кВт
А-1	49 + j12
1-2	9 + j2	9,9
А-2	41 + j11	8,58
А-3	48 + j12
3-5	13 + j3	5,64
4-5	27 + j7	9,9
А-4	52 + j13	3,42
∑∆Pmax, кВт

 

Определим издержки на покрытие потерь в линиях электропередач:

Ежегодные издержки составят:

Определим приведенные затраты:

 

2.7.3. Определение приведенных затрат для варианта 4

Проведем расчет для капитальных затрат на сооружение ЛЭП и ПС:

Стоимость сооружения ЛЭП:

;

;

;

;

;

;

;

 

;

;

;

Определим издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание:

Для ЛЭП:

Для ПС:

Определим издержки на покрытие потерь в ЛЭП:

Результаты расчета сведем в таблицу 2.9.

Таблица 2.9. – Результаты расчетов потерь мощности на покрытие потерь в ЛЭП

 

Участок	Pi + Qi, МВА	Ri, Ом	∆Pmax, кВт
А-1	20 + j5	9,9
А-2	54 + j14	14,16
2-5	4 + j1	14,16
А-3	41 + j10
3-5	32 + j7	5,64
А-4	38 + j9	3,42
4-5	45 + j11	9,9
∑∆Pmax, кВт

 

Определим издержки на покрытие потерь в линиях электропередач:

Ежегодные издержки составят:

Определим приведенные затраты:

 

2.7.4. Выбор варианта сети

Приведенные затраты по вариантам равны:

По варианту 1:

По варианту 4:

По расчетам приведенные затраты вариантов отличаются друг от друга более, чем на 5%. Вследствие этого выбираем вариант 1.