Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника



Техніко-економічні розрахунки на вибір оптимального варіанта розвитку електричної мережі




Читайте также:
  1. Case —вибір of — з
  2. III. Розрахунок розгалуженої мережі довгих трубопроводів
  3. V. Порядок списання і знищення вакцин та анатоксинів у аптечній мережі
  4. Авіаційні перетворювачі електричної енергії
  5. Аналіз усталених режимів оптимального варіанта розвитку електричної мережі
  6. ВАДИ РОЗВИТКУ ЗАДНЬОПРОХІДНОГО ОТВОРУ
  7. Вади розвитку та виродливості
  8. Ведення вогню за командою та самостійно: оцінка та вибір цілі прицілу і точки прицілювання.
  9. Вибір апаратури керування освітлювальним устаткуванням
  10. Вибір гідромотора поворотної платформи екскаватора

ПРОЕКТУВАННЯ РОЗВИТКУ Й АНАЛІЗ УСТАЛЕНИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ 110 кВ

Техніко-економічні розрахунки на вибір оптимального варіанта розвитку електричної мережі

Вихідні дані для розробки проекту розвитку системи електричної мережі приведені в бланку завдання.

На першому етапі проектування для заданого розташування джерел живлення і споживачів було намічено п'ять варіантів розвитку електричної мережі, що ґрунтуються на рекомендуючих нормами технологічного проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище (НТП ЕС)[1] схемах побудови електричних мереж різних номінальних напруг.

З намічених варіантів розвитку електричної мережі на підставі порівняння довжин ліній в одноланцюговому виконанні SL', числа комірок вимикачів ВРП ВН ПС и ИП Snком обрані два найбільш доцільних (SL' и Snком мають найменше значення), що підлягають більш докладному техніко-економічному порівнянню. Ці варіанти розвитку електричної мережі представлені на плакаті 1 графічної частини роботи. Для обраних до подальшого розгляду варіантів складені баланси активної і реактивної потужностей з метою визначення необхідності установки пристроїв, що компенсують (КП), їхні потужності і розміщення в мережі. Оскільки розрахунками балансів установлено, що ∑Qг > ∑Qп, то додаткових джерел реактивної потужності в проектованій електричній мережі не потрібно.

Визначення потоків потужності в режимі річного максимуму електричного навантаження варіантів розвитку електричної мережі виконано по формулах, що базуються на законах Кірхгофа при допущеннях однорідності мереж, що розраховуються, відсутності втрат потужності в елементах мережі і рівності номінальній напрузі у вузлових крапках мережі. Визначення потоків потужності в характерних післяаварійних режимах (відключення головних ділянок) виконано при тих же допущеннях.

Отримані в розрахунках нормальних режимів значення потоків потужності дозволили обґрунтувати найвигіднішу номінальну напругу і визначити перетин проводів ліній варіантів розвитку електричної мережі. Значення потоків потужності в післяаварійних режимах дозволили визначити прийнятність обраних перетинів проводів і конфігурації варіантів розвитку електричної мережі в усталених режимах.



Обґрунтування найвигіднішої напруги проведено по формулі Uек = 1000/√(500/L + 2500/P). що дає задовільні результати для всієї шкали номінальних напруг змінного струму в діапазоні 35-1150 кВ [2]. Отримані значення номінальних напруг для обох варіантів розвитку електричної мережі рівні 110 кв. Перетину проводів ліній визначені методом економічних інтервалів. що є найбільш сучасним і точним при виборі перетинів ПЛ 35-750 кВ [2].

Оцінка прийнятності обраних перетинів проводів і конфігурації варіантів розвитку енергетичної системи у усталених режимах виконана по:

1) припустимим тривалим струмам навантажень (Iнб £ Iдоп'. де Iнб – найбільший струм лінії в усталених режимах; Iдоп – припустиме тривале струмове навантаження проводів лінії з урахуванням фактичної температури повітря в період річного максимуму електричного навантаження);

2) достатності регулювального діапазону трансформаторів із РПН (DUнб £ DUдоп. где DUнб - найбільша втрата напруги в усталених режимах; DUдоп - припустима втрата напруги в усталених режимах. регламентована напругою ДЖ, діапазоном РПН, відхиленнями напруги у споживачів).



Примітка. Оскільки потужність ДЖ достатня для покриття навантаження споживачів електричної мережі, то питання підтримки частоти в роботі не розглядалися і показниками якості електроенергії служили значення відхилення напруги у споживачів, забезпечувані, у першу чергу, регулюванням коефіцієнтів трансформації трансформаторів із РПН.

Виконані розрахунки і перевірки показали, що варіанти розвитку електричної мережі в однаковій мірі задовольняють технічним вимогам, пропонованим до систем електропостачання: є взаємозамінними і забезпечують однаковий енергетичний ефект, тобто однакова корисна відпустка електроенергії споживачам при заданому режимі споживання (потужності навантаження).

Вибір остаточного варіанта розвитку електричної мережі проводився з урахуванням техніко-економічних вимог, що зводяться до досягнення найменшої вартості передачі електроенергії. тобто зниженню капітальних вкладень в об'єкти електричної мережі і зменшенню щорічних витрат на їхню експлуатацію.

Згідно [3], при зіставленні варіантів у задачах, яким не потрібне визначення загальної ефективності й у які доходи ідентичні у всіх варіантах, порівняльна ефективність може оцінюватися шляхом зіставлення витратної частини інтегрального ефекту (сумарних дисконтированных витрат) Зд.с.

Для статичних задач, у яких будівництво електричної мережі ведеться не більш одного року і поточних показників постійні протягом усього розрахункового періоду.

Зд.с = Кс + Ис'/Е. (1.1)

де Кс– капітальні вкладення в електричну мережу, обумовлені за укрупненими показниками вартості елементів електричних мереж;

Ис' – річні витрати, що визначаються без обліку амортизаційних відрахувань на реновацію;



Е – реальна (чиста) норма дисконту, прийнята в розрахунках на перспективу рівної 0.1.

У свою чергу

Кс = SКл + SКп. (1.2)

де S Кл и S Кп – капітальні вкладення в лінії і ПС мережі;

Ис' = Иор.с + ИDWс; (1.3)

Иор.с = Иор.л + Иор.п; (1.4)

ИDWс = ИDWл + ИDWп; (1.5)

де Иор.с. Иор.л и Иор.п – витрати на експлуатацію, що відповідають річним витратам на технічне обслуговування і ремонт мережі, ліній і ПС;

ИDWс. ИDWл и ИDWп – вартість втрат електроенергії в мережі, лініях і на ПС.

При виконанні розрахунків, зв'язаних з визначенням оптимального варіанта. варто враховувати тільки різні елементи і показники мережі. Так, при порівнянні варіантів мережі однієї номінальної напруги повинні враховуватися:

1) Кл і відповідні їм Иор.л при різних трасах, довжинах. числі ланцюгів, перетинах ліній;

2) Кору.в. Кпост і відповідні їм Иор.п при різних схемах ВРП ВН ПС і ДЖ і значеннях номінальних напруг ПС;

3) ИΔWл усіх ліній мережі.

При однаковому навантаженні вузлів мережі зіставлення варіантів здійснюється без обліку вартості втрат електроенергії на ПС. Тоді на основі формул (1.3) – (1.5) одержуємо:

Ис′ = Иор.л + Иор.п + ИDWл. (1.6)

Всі економічні показники порівнюваних варіантів електричної мережі повинні визначаться по однакових джерелах у цінах одного рівня.

Для порівнянності результатів розрахунків витрати по варіантах мережі визначаються по одному джерелу [2].

При розрахунках, крім приведених раніше. використовуються наступні формули і величини.

Капітальні вкладення в лінії:

Кл = ко×L; (1.7)

де ко – вартість спорудження 1 км лінії відповідної напруги. матеріалу опор. району по ожеледі. перетину проводів;

L – довжина лінії.

Капітальні вкладення в елементи. що враховуються при порівнянні. ПС і ДЖ:

Кп′ = Кврп + Кпост. (1.8)

де Кврп – вартість спорудження ОРУ ВН ПС і ДЖ;

Кпост – постійна частина витрат по ПС.

Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ліній:

Иор.л = aор.л×SКл. (1.9)

де aор.л – щорічні витрати на технічне обслуговування і ремонт ліній в відн.од. вартості основних фондів по лініях мережі; для ліній 110 кв aор.л = 0.012 [3].

Річні витрати на технічне обслуговування і ремонт ПС і ДЖ:

Иор.п = aор.п×SКп'. (1.10)

де aор.п – щорічні витрати на технічне обслуговування і ремонт ПС і ДЖ. в відн.од. вартості основних фондів по ПС і ИП; для ПС 110 кВ aор.п = 0.024 [3].

Вартість втрат електроенергії в лініях:

ИDWл = SDWл×b'; (1.11)

DWл = 3×nцеп×Іл2×Rл×tл×10-6. (1.12)

де Іл – струм у лінії (на один ланцюг) у режимі максимуму електричного навантаження мережі;

Rл – активний опір лінії (на один ланцюг);

tл – річний час найбільших втрат у лінії; tл = fнб.л) може бути визначене по формулі:

t ≈ (0.124 + Tнб/104)28760; (1.13)

b' – питома вартість навантажувальних втрат у лініях. рівна середньому тарифові на електроенергію на вході в електричні мережі 110 (150) кВ і нижче;

b' = 4.05×10-2 грош. од./(МВт×год.) [3].

Результати визначення оптимального варіанта розвитку електричної мережі заносяться в табл. 1.1. Згідно з даними табл. 1.1 варіантові № 1 розвитку електричної мережі, відповідає умова мінімуму витратної частини інтегрального ефекту, тобто

Зд.с → min (1.14)


Таблиця 1.1 Визначення оптимального варіанта розвитку електричної мережі


Дата добавления: 2015-08-05; просмотров: 85; Нарушение авторских прав







lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2022 год. (0.018 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты