Б) Выбор рациональной схемы электрической сети на основании

технико-экономического сравнения конкурентно-способных вариантов

Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат.

Каждый вариант схемы графически представляется упрощенной расчетной схемой электрических соединений ВЛ и понижающих подстанций. Например, на рисунке 2.5 представлена схема замещения районной сети (а) и полная схема электрических соединений (б) сети, исходные данные и вариант изображены в виде рисунков 2.2 и 2.4.

Для проведения технико-экономических расчетов все сведения о схеме сети рекомендуется представить аналогично рисунку. 2.6а, а именно:

по узлам схемы:

- номинальная мощность трансформаторов подстанции S_H0M, МВА;

- номинальное напряжение со стороны ВН, СН и НН трансформаторов и

на шинах ИП U_ВН, U_СН, U_HН и U_ИП, кВ;

- расчетные мощности потребителей в режиме наибольших нагрузок с

учетом компенсации реактивной мощности (P + jQ), МВА;

- наименование (номер) подстанции и ИП;

по ветвям схемы:

- модуль полной мощности SMB-А, найденный согласно приближенной оценке потокораспределения в сети, таблица 2.4;

- число цепей п, марка и сечение провода ВЛ F,мм²;

- протяженность трассы l, км с учетом коэффициента удлинения трассы k.

Сведения о коммутационных аппаратах, устанавливаемых на подстанциях проектируемой сети от шин РУ ИП до шин РУ 6-10 кВ подстанции потребителей, рекомендуется представлять аналогично рисунку 2.6,б.

Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на её сооружение К, ежегодные эксплуатационные издержки Ии приведенные народнохозяйственные затраты З.

Приведенные затраты для каждого из равноценных по надежности вариантов схемы определяются по формуле:

3 = Е_НК+И, (2.18)

а для вариантов с меньшей степенью надежности электроснабжения потребителей приведенные затраты находят с учетом народнохозяйственного учета от перерывов электроснабжения

3 = Е_НК+И + У, (2.19)

где Е_н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных

вложений, принимаемый равным 0,12.

Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений сооружения воздушных линий сети К_л и понижающих подстанций К_П

К = К_Л + К_П. (2.20)

Суммарные капиталовложения на сооружения подстанций проектируемой сети 35-220 кВ вычисляются по выражению:

К_П = + + + + + (2.21)

где K_Ti - расчетная стоимость трансформаторов i-й подстанции (i = 1, ..., п),

принимаемая в зависимости от номинальной мощности трансформатора,

числа обмоток и их номинальных напряжений;

K_{ОРУ ВН i}, K_{ОРУ СН i}– укрупненный показатель стоимости ОРУ;

K_{ЗРУ НН i}– укрупненный показатель стоимости ЗРУ;

K _ГВ– суммарная стоимость ячеек головных выключателей, устанавливаемых в

ОРУ ИП для питания потребителей проектируемой сети;

K_{ПОСТ i} - постоянная часть затрат i-й подстанции и общего количества

выключателей; п - число подстанций.

Рисунок 2.5(а) - Схема замещения районной сети

Рисунок 2.6(б) - Схема электрических соединений сети промышленного района

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети состоят из отчислений от капиталовложений на амортизацию и обслуживание ВЛ и подстанций И_Л, И_Пи ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии в элементах сети З_пот:

И = И_Л + И_П + И _W = Р _Л К_л + Р _П К_п + З_пот (2.22)

где Р _Л, Р _П - суммарные нормативные отчисления от капиталовложений соответственно на ВЛ и подстанции, содержание отчисления на амортизацию (капитальный ремонт) и обслуживание сети.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:

3_ПOT 3( W' + W") (2.23)

гдеЗ_пот - стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии;

W' – переменные потери электроэнергии в активном

сопротивлении проводов ВЛ и обмоток силовых

трансформаторов, зависящие от нагрузки;

W" – постоянные потери электроэнергии в сети (потери ХХ

трансформатора), не зависящие от нагрузки.

Суммарные переменные и постоянные потери электроэнергии вычисляются по формулам:

; (2.24)

. (2.25)

где , - переменные потери мощности и электроэнергии в

трансформаторах;

, - переменные потери мощности и электроэнергии в

проводах j-го участка сети;

, - постоянные потери мощности ХХ и электроэнергии;

переменные потери мощности и ЭЭ в проводах у-го участка сети;

Т- число часов присоединения трансформатора к сети, Т=8760 ч;

- годовое время максимальных потерь, определяемое

по кривым = f(T_max) /4/ или по формулам (2.27) и (2.28).

В сетях 35-220 кВ допускается время принять одинаковым. Тогда выражение (2.24) можно упростить

; (2.26)

Время потерь зависит от параметров T_max и P_min /P_max.

= 2Т_mах-8760 + (2.27)

где P_min, Р_mах - суммарная активная мощность сети для режимов наименьших и

наибольших.

В учебном проектировании P_min / Р_mах = 0,2 - 0,5. Для определения времени потерь взамен графика = f(T_max) может быть использована формула:

= (0,24 + Т_mах 10^-4)² 8760. (2.28)

Вероятность аварийного простоя элемента сети равна:

. (2.29)

Количество недоотпущенной электрической энергии в результате перерыва в электроснабжении потребителей равно:

, (2.30)

где W_гoд - количество электроэнергии, получаемой потребителями 2-й

категории;

Р₂ - наибольшая нагрузка потребителей 2-й категории.

Народнохозяйственный ущерб при аварийном отключении линии рассчитывается по формуле:

(2.31)

где y₀ - ущерб от недоотпуска электроэнергии.

В результате анализа представленных вариантов выбирается вариант, имеющий минимум приведенных затрат.

Все результаты расчета представить в виде итоговой таблицы.