Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

 

1. Задание на проектирование

Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей.

Таблица 1. Задание

Сведения о потребителяхСостав по категориям№Р, МВтсos ?Uн ном, кВI, %II, %III, %14,30,8610302050220,10,721002575312,40,746251560421,50,861000100528,30,810101080621,30,751000100

Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума 6700. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 30%. При этом tg ? возрастает на 0,03.

Мощность ТЭЦ - 45 МВт. Коэффициенты мощности ТЭЦ и энергосистемы - 0,95 и 0,94 соответственно.

На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,05 от номинального.

Выполнить расчёты:

Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.

. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.

. Предварительный приближенный расчёт трёх отобранных вариантов.

. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.

. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

. Уточнённый расчёт электрических режимов выбранного варианта.

. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электроэнергии.

2. Составление баланса мощности

Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощность находится суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь:

где: - активная мощность i-го потребителя из задания;

- прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на i-тый потребитель.

принимаются в пределах 3…8% от потребляемой активной мощности. Принято - 6%.

Потери активной мощности первого потребителя:

Полная мощность i-того потребителя:

Реактивная мощность каждого потребителя и общее её потребление:

где, - общие потери реактивной мощности во всей сети.

Реактивная мощность потребителей:

Мвар;

Мвар;

Потери реактивной мощности в трансформаторах принимаются равными 6% от его полной мощности:

;

Мвар;

Таблица 2 - Баланс мощности

Потребитель123456ИтогоPi,МВт7,68,917,316,228,66,990,63DPi,МВт0,4560,5341,0380,9721,7160,414Qi,Мвар8,8859,86117,6515,16735,2557,238101,693DQтрi, Мвар0,7020,7970,4831,3322,7240,6Qку, Мвар6,1316,61111,2669,13224,9744,70162,816nку141627225812149, Мвар2,5852,6615,55,2679,1551,83827,006Si,МВ·А8,0289,2918,15317,03530,037,14189,675

По результатам, занесённым в таблицу, определяются требуемые мощности:

;

МВт;

Мвар.

По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяется располагаемая реактивная мощность. Так как в сети имеется независимый источник ограниченной мощности - местная ТЭЦ, то его реактивная мощность также учитывается:

;

Мвар.

Имеется дефицит реактивной мощности - необходима установка компенсирующих устройств. Необходимая мощность компенсирующих устройств для потребителей:

Так как среди источников имеется местная ТЭЦ, то вместо в эту формулу подставляется:

=0,429

Мвар.

Для компенсации используются батареи статических конденсаторов. Количество компенсирующих установок:

;

где, Qед - мощность одной установки.

Принимаются к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10 и ККУ-6 с единичной мощностью 0,45 Мвар.

С учётом компенсации реактивная мощность потребителей составит:

;

Мвар.

Проверка расчёта баланса:

;

Баланс практически сошёлся - расчёты верны.

3. Выбор оптимального варианта схемы сети

Суммарная протяженность ВЛ от РПП1 до потребителей = 361 км, от РПП2 - 354 км. К расчётам принимается РПП2.

Электрическая сеть должна обеспечить надёжность электроснабжения. Потребители 1-й и 2-й категории обеспечиваются электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе схемы сети исходят из высшей категории потребителей данного пункта. Все варианты схем делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые схемы и смешанные.

Вариант 1 - магистрально - радиальная сеть. Все ЛЭП прокладываются напрямую от РПП.

; км;

N ?1 = 7 шт.; L1 = 408 + 7?4 = 436 км.

Принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции энергосистемы (7 шт.) - по одному выключателю на каждый отходящий фидер.

Во втором варианте (рис. 3.3) радиально - магистральной схемы сокращается протяженность ВЛ, но увеличивается количество выключателей, так как ПС1 и ПС5 в новой схеме - узловые.

км;

N ?2 = 14 шт.; L2 = 423 км.

Вариант 3 (рис. 3.4) усовершенствование радиально - магистральных вариантов 1 и 2. Максимально уменьшается протяженность и наименьшее количество выключателей.

км; N ?3 = 4 шт.; L3 = 318 км.

Вариант 4 (рис. 3.5) - однокольцевая схема: в кольцо объединяются все РП и ТЭЦ. ВЛ в одноцепном исполнении.

км; N ?4= 9 шт.; L4= 328 км.

Вариант 5 (рис. 3.6). Комбинированная сеть - часть потребителей объединяется в кольцо, остальные соединены радиально-магистральным способом. км; N ?5= 12 шт.; L5= 360,5 км.

4. Предварительный расчёт выбранных вариантов

Предварительный расчёт необходим для технико-экономического сравнения отобранных вариантов и выбора лучшего из них.

Предварительный расчёт потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок. Расчёт потокораспределения радиально-магистральной линии делается на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее удалённых потребителей к источнику. Так как расчёт приближенный, то потерями мощности пренебрегают.

4.1 Предварительный расчёт радиально-магистральной схемы №3

Потокораспределение:

Поток мощности на участке 2-6 равен мощности ПС6:

МВ?А.

Поток мощности на участке 5-2 определяется суммированием двух потоков, вытекающих из узла 2:

МВ?А.

Поток мощности на участке Р-5 определяется суммированием двух потоков, вытекающих из узла 5:

МВ?А.

Поток мощности на линии Р-1-Т-3-4 рассчитывается аналогично.

С помощью формулы Илларионова, определяется целесообразное номинальное напряжение на участках:

;

кВ.

Принимается ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Таблица 4.1 - Выбор напряжений для варианта 2

УчастокL, кмP, МВтQ, МварS, МВ·АU', кВUном, кВР-53844,413,65446,45289,1681105-24515,84,516,42855,2521102-6206,91,8387,14150,812110Р-1201,14,8734,99514,7921101-Т426,57,4589,89335,78110Т-32333,510,76635,18776,4741103-43016,25,26717,03576,475110

Для участков Р-1 и 1-Т принимается номинальное напряжение 110 кВ, так как участки не конечные.

Выбор сечений проводов линий

В качестве основного метода используется метод экономических интервалов. Считается, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. На рисунке 4.2 представлены номограммы экономических интервалов, по которым выбираются сечения проводов.

Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ

Рисунок 4.2 - Номограммы экономических интервалов

Для этого находится значение параметра и величина тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

, (кВт/руб.)1/2

Аргумент, зависящий от параметров, входящих в подкоренное выражение.

Для заданного значения числа часов использования максимума Тм=6000 ч ? определяем по графику из справочной литературы: ? =4250 ч.

В качестве приемлемого срока окупаемости принимается года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит: .

Стоимость потерь электроэнергии принимается 0,6 руб./кВт?ч. Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принимается .

Тогда, (кВт/руб.)1/2.

Наибольший ток в одной цепи линий:

;

А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ на рис. 4.2 определяется, что при ток 121,905 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбирается провод марки АС-120/19.

Выбранные провода проверяются по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится.

Допустимая нагрузка для провода АС 120/19 составляет 390 А.

.

Все провода выдерживают удвоенный ток послеаварийного режима.

Параметры линий и их режимы

Активные (R) и реактивные (X) сопротивления линий определяются по формулам:

, Ом; , Ом;

где, и - длина участка в км и количество цепей;

, - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

Для провода АС-120/19 110 кВ Ом/км, Ом/км.

Ом; Ом.

Потери мощности по участкам:

,

где, , МВт - приближенное значение потока мощности на участке;

, Ом - активное сопротивление участка.

МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме:

, кВ;

где, и - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.

кВ или .

Таблица 4.2 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры радиально - магистральной сети

УчастокS, МВ·АI, АF, мм2R, ОмX, Ом?P, МВт?U, %Р-546,452121,905120/194,7318,1130,8442,6515-216,42843,113120/195,6039,6080,1251,0892-6/1 цепн.7,14137,479120/194,988,540,0210,414Р-14,99513,109120/192,494,270,0050,1951-Т9,89325,963120/195,2298,9670,0420,834Т-335,18792,343120/192,8644,9110,2931,2293-4/1 цепн.17,03589,409120/197,4712,810,1791,558

Потери напряжения по линиям:

?UР-5-2-6 = 4,154%; ?UР-5-2-6 п/ав = 6,806%;

?UР-1-Т-3-4 = 3,816%; ?UР-1-Т-3-4 п/ав = 5,045%.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаются режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения: участки Р-5 и Т-3. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения ниже, чем возможности устройств РПН трансформаторов 110 кВ, составляющих ±9 ×1,78 = ±16,02%.

Суммированием по всем участкам определяются общие потери мощности: МВт.

Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН

Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям.

Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей: ; во-вторых, в послеаварийном режиме, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей I и II категории с учётом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе:

.

Среди потребителей ПС1 1 кВ согласно заданию имеются потребители I и II категории (40%). Поэтому предусматривается установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов:

Для ПС1 и ПС2 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2×6,3 МВ·А.

Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2×10 МВ·А.

Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформатором 1×25 МВ·А.

Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформаторами 2×25 МВ·А.

Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10 кВ с трансформатором 1×10 МВ·А.

4.2 Предварительный расчёт кольцевой сети, схема №4

Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.3. Условно источник «разрезается» и кольцо разворачивается, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчёт потокораспределения производится, начиная с головного участка:

МВт;

Мвар

Поток на участке 1-4 определяется по первому закону Кирхгофа:

МВ?А.

В конце делается проверка правильности расчёта. Для этого определяется поток мощности на противоположном головном участке и сравнивается с потоком мощности, полученным по первому закону Кирхгофа:

МВт;

Мвар

Расчёты, сделанные по первому закону Кирхгофа проведены верно.

Целесообразная величина напряжения определяется по наиболее загруженному головному участку 5-Б:

кВ.

Принимается номинальное напряжение для всей сети 110 кВ.

Выбор сечений проводов, сопротивлений участков, потерь мощности и напряжения проводится аналогично п. 4.1, результаты в табл. 4.3.

Общие потери мощности составляют МВт;

Потеря напряжения от источника до точек потокораздела:

%;

%.

Таблица 4.3 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

УчастокS, МВ·АI, АF, мм2R, ОмX, Ом?P, МВт?U, %?U п/ав, %А-117,45491,609150/243,968,40,0990,742,0991-49,67150,758150/2411,48424,360,0890,934,8444-38,42844,237150/245,9412,60,0350,8761,1623-Т26,175137,381185/293,7269,4990,2111,5840,494Т-217,78193,328150/249,10819,320,2382,3985,5222-68,67645,538150/243,968,40,0250,5671,9256-52,91915,325150/2414,19324,3390,010,6265,1965-Б28,915151,764185/296,15615,6940,4252,248

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 5-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.4. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Потери напряжения послеаварийного режима - табл. 4.3.

Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме: ?U, %= 21,243% это выше, чем пределы регулирования устройств РПН = 16% для трансформаторов 110 кВ.

Для уменьшения потерь по напряжению простая кольцевая схема преобразуется в сложно-замкнутую.

4.3 Сложно-замкнутая сеть

Перед расчётом потокораспределения сложно-замкнутая сеть преобразуется в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разносится нагрузка 5 между точкой Р и точкой 6. При этом в точку 6 перемещается мощность:

МВ·А.

Это увеличивает нагрузку в точке 6 до величины:

МВ·А.

Новая нагрузка точки 6 разносится между точками Р и 2:

МВ·А.

В точке 2 нагрузка увеличивается до величины:

МВ·А.

Две параллельные линии Р-5-6-2' и Р-2 заменяются одной эквивалентной. Её длина:

км.

Получившаяся в результате преобразования кольцевая линия «разрезается» по источнику и представляется, как линия с двухсторонним питанием. Далее, производится расчёт потокораспределения как в п. 4.2. Результаты расчёта представлены на расчётной схеме рис. 4.6.

Сеть преобразуется в обратном порядке, находятся потоки мощности на других участках.

Потоки мощности на участках А-2 и А-5-6-2:

МВ·А.

МВ·А.

Возврат нагрузок:

МВ·А;

МВ·А;

МВ·А.

По полученным данным выбираются сечения линий, определяются их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчётов представлены в табл. 4.4

Таблица 4.4 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий сложно-замкнутой кольцевой сети

УчастокS, МВ·АI, АF, мм2R, ОмX, Ом?P, МВт?U, %А-114,80977,728150/243,968,40,0720,6571-46,98136,64120/1914,44224,7660,0580,8344-310,61655,72150/245,9412,60,0551,0013-Т28,62150,22185/293,7269,4990,2521,662Т-215,40880,87150/249,10819,320,1792,206Р-26,8335,85120/1915,68726,9010,060,9222-612,31564,64150/243,968,40,050,6956-55,30627,85120/1914,19324,3390,0331,0915-Б24,915130,77185/296,15615,6940,3162,05

Общие потери мощности составляют МВт; потеря напряжения от источника до точек потокораспределения:

%; %; %; %.

Наиболее тяжёлый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 3-Т. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в комбинированную: участок простой кольцевой сети и радиально-магистральной сети. Расчётная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.8.

Таблица 4.5 - Потери напряжения сложно-замкнутой сети послеаварийного режима

УчастокР, МВтQ, Мвар?U п/ав, %А-141,113,3522,2721-433,510,7666,2024-317,35,51,4223-ТаварияТ-24018,2255,921Р-214,5758,8533,8582-616,5256,7091,0076-59,6254,8722,1095-Б18,9754,2831,521

Общая потеря напряжения до наиболее удаленных точек:

% < 16%; %< 16%.

Выбор трансформаторов и схем ОРУ для этого варианта:

Условия для выбора номинальной мощности трансформаторов такие же, как в п. 4.1. Для всех подстанций выбрана схема: мостик с выключателем в перемычке и 2-х трансформаторные КТПБ: для ПС1, ПС2 и ПС6 - 110/10 кВ 2×6,3 МВ?А;

для ПС3 - 110/6 кВ 2×10 МВ?А;

для ПС4 - 110/10 кВ 2×10 МВ?А;

для ПС5 - 110/10-10 кВ 2×25 МВ?А;

4.4 Предварительный расчёт комбинированной сети, вариант №7

Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.9. Расчёт потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично п. 4.2.

Целесообразная величина напряжения кольцевого участка:

кВ.

Принимается номинальное напряжение для кольцевого участка сети 110 кВ.

Целесообразная величина напряжения радиальных участков:

кВ;

кВ.

кВ.

Принимается номинальное напряжение для радиальных линий 110 кВ.

Таблица 4.6 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети

УчастокS, МВ·АI, АF, мм2R, ОмX, Ом?P, МВт?U, %А-112,33464,738150/243,968,40,050,4211-Т5,51328,937120/1910,45817,9340,0260,828Т-3/2ц35,18892,343120/192,8634,9110,2931,2293-417,03589,409150/245,9412,60,1421,343Т-212,14863,762150/249,10819,320,1111,5842-67,14137,479120/194,988,540,0210,4132-54,5723,986120/1911,20519,2150,0190,4445-Б34,374180,418240/324,5615,390,4452,398

Общие потери мощности составляют МВт.

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

%; %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа более загруженных участков: в кольцевой части - Б-5 и 3-Т радиальной сети. При аварии на участке Т-3 сопротивление участка удваивается за счёт обрыва одной цепи, удваивается также и потеря напряжения на участке. При аварии на Б-5 - кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.10. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчёт потери напряжения приведён в табл. 4.7.

Таблица 4.7 - потеря напряжения комбинированной сети в послеаварийном режиме

УчастокР, МВтQ, МварI п/ав, А?U, %А-145,58,782243,222,0981-Т37,96,196201,5644,194Т-3/2ц33,510,76692,3431,2293-416,25,26789,4091,343Т-244,413,654243,815,5222-66,91,83837,4780,4132-528,69,155157,6144,1025-БАвария

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

Авария Б-5:% > 16%.

Авария 3-Т: %.

Проверка токов послеаварийного режима по номограммам: на участках А-1, 1-Т, Т-2 и 2-5 можно увеличить сечение проводов. Новые значения комбинированной сети сведены в табл. 4.8.

Таблица 4.8 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети после замены сечения проводов

УчастокS п/ав, МВ·АI п/ав, АF, мм2R, ОмX, Ом?P, МВт?U, %А-146,339243,22240/322,48,10,030,2611-Т38,403201,564240/325,0417,010,0130,595Т-3/2ц35,18892,343120/192,8644,9110,2931,2293-417,03589,409150/245,9412,60,1421,344Т-246,452243,81240/325,5218,630,0671,2252-67,14137,478120/194,988,540,0210,4142-530,09157,614185/297,2918,5850,0130,2955-Б240/324,5615,390,4452,398

Общие потери мощности составляют МВт.

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

%; %.

Потеря напряжения от источника до наиболее удалённой точки:

Авария Б-5:% < 16%;

Авария 3-Т: % < 16%.

Выбор трансформаторов и схем ВН подстанций

Для ПС1 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2×6,3 МВ·А.

Для ПС2 выбирается схема: мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2×6,3 МВ·А.

Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2×10 МВ·А.

Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформатором 1×25 МВ·А.

Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформаторами 2×25 МВ·А.

Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10 кВ с трансформатором 1×10 МВ·А.

5. Оценка экономической эффективности вариантов

Для расчётов приняты варианты 3, 4а и 7. Они представляют собой радиально-магистральную сеть на 110 кВ, сложно-замкнутую кольцевую сеть на 110 кВ и комбинированную сеть на 110 кВ.

Для всех вариантов делаются следующие допущения:

. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счёт собственных и заёмных средств. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:

первый год - 60000 тыс. руб./ год (собственные средства);

второй год - 30000 тыс. руб./ год (заёмные средства);

третий год - оставшиеся капитальные вложения (заёмные средства).

Плата за кредит - 25% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год).

. Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчётного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - всё расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.

. Горизонт расчёта - 15 лет. Шаг расчёта - 1 год.

. Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций энергосистемы 35…220 кВ) для шага 0 - 1,1 руб./кВт?ч. Принимается также, что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 1% в год. Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ, принимается на 10% выше.

. Норма дисконта - 0,15.

. Норма отчислений на эксплуатацию - 6% на всё оборудование.

. Для оценки требуемых капитальных вложений использованы укрупненные показателями стоимости на 1990 год. Для учёта последующего изменения цен введён коэффициент удорожания равный 18.

. Инфляция не учитывается.

5.1. Расчёт варианта 3 - радиально-магистральная сеть

Стоимость сооружения линии Р-5 составит:

где, , - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 для III района по гололеду.

- протяженность линии Р-5.

- коэффициент удорожания.

Стоимость сооружения остальных линий определяется аналогично. Результаты в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

УчастокпроводUном, кВКоличество цепейКо, тыс. руб.L, кмКвл, т.р.Р-5120/19110220,43813953,65-2120/19110220,445165242-6120/19110113,1204716Р-1120/19110220,42073441-Т120/19110220,44215422,4Т-3120/19110220,4238445,63-4120/19110113,1307074ИТОГО воздушные линии73479,6Капитальные вложения в подстанции:

Стоимость сооружения ПС1:

Здесь - стоимость КТПБ 110/10 кВ с двумя трансформаторами 6,3 МВ?А и схемы мостик с выключателем в перемычке.

Стоимость сооружения остальных ПС определяется аналогично. Результаты в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети

ПССхема ПСUном, кВкол-во трансформаторовSном.тр, МВАК, тыс. руб.1КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/1026,33302КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/1026,33303КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/62103504КТПБ блок линия-трансформатор110/10-101251955КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/10-102255006КТПБ блок линия-трансформатор110/10110135РППячейка с воздушным выключателем457Итого подстанции

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Эти капитальные вложения разбиваются по годам строительства. В денежном выражении это составляет 60000 тыс. руб./год, 30000 тыс. руб./год и 20703,6 тыс. руб./год.

Остальные расчёты проведены в таблице 5.7.

Во вторую строку таблицы помещаются платежи в счёт погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы займа.

В третью строку таблицы вписываются процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, так как были использованы только собственные средства. На шаге 1 проценты за кредит составляют 25% от капитальных вложений, сделанных на шаге 1, поскольку это уже заёмные средства. Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно, в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов.

Четвёртая строка таблицы - для каждого шага определяется отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы.

где, сэ - тариф на электроэнергию. На шаге 1 он равен 1,11 руб./кВт?ч;

k - коэффициент, учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2 он равен 0,5 и 0,8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0.

На первом шаге затраты на покупку электроэнергии составят:

Седьмая строка таблицы - общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвёртой и шестой строк.

Восьмая строка - результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям:

На первом шаге выручка от продажи электроэнергии потребителям составит:

Для девятой строки рассчитывается приведённый эффект на каждом шаге, вычетом из результата общих затрат (без капитальных вложений).

Десятая строка - коэффициент дисконтирования.

Коэффициент дисконтирования для шага 3:

.

Одиннадцатая строка - определяется на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учётом дисконтирования):

Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываются, так как они сделаны за счёт заёмных средств.

Чистый дисконтированный доход для радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 134726 тыс. руб. Срок окупаемости .

5.2 Расчёт для варианта 4а сложно-замкнутая сеть

Расчёт стоимости сооружения линий и подстанций проведён аналогично, результаты в таблицах 5.3, 5.4.

Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ сложно-замкнутой сети

УчастокпроводUном, кВКоличество цепейКо, тыс. руб.L, кмКвл, т.р.А-1АС 150/24110113,22047521-4АС 120/19110113,15813676,44-3АС 150/24110113,23071283-ТАС 185/29110113,8235713,2Т-2АС 150/24110113,24610929,6Р-2АС 120/19110113,16314855,42-6АС 150/24110113,22047526-5АС 120/19110113,15713440,65-БАС 185/29110113,8389439,2ИТОГО84686,4

Таблица 5.4 - Капитальные вложения в подстанции сложно-замкнутой сети

ПССхема ПСUном, кВкол-во трансформаторовSном.тр, МВА1КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/1026,32КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/1026,33КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/62104КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/102105КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/10-102256КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/1026,3РППячейка с воздушным выключателем3

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Расчёты экономической эффективности этого варианта произведены в таблице 5.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Чистый дисконтированный доход для сложно-замкнутой сети за все 15 шагов составит 123498 тыс. руб. Срок окупаемости .

5.3 Расчёт для варианта 7 - комбинированная сеть

Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

УчастокпроводUном, кВКоличество цепейКо, тыс. руб.L, кмКвл, т.р.А-1АС 240/32110115,12054361-ТАС 240/32110115,14211415,6Т-3АС 120/19110220,4238445,63-4АС 150/24110113,2307128Т-2АС 240/32110115,14612502,82-6АС 120/19110113,12047162-5АС 185/29110113,845111785-БАС 240/32110115,13810328,4ИТОГО71150,4

Таблица 5.6 - Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети

ПССхема ВН ПСUном, кВкол-во трансформаторовSном.тр, МВА1КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/1026,32КТПБ мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН110/1026,33КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/62104КТПБ блок линия-трансформатор110/10-101255КТПБ мостик с выключателем в перемычке110/10-102256КТПБ блок линия-трансформатор110/10110РППячейка с воздушным выключателем2

Общие капитальные вложения для этого варианта составят:

Остальные расчёты эффективности проведены в таблице 5.9 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Чистый дисконтированный доход для комбинированной сети за все 15 шагов составит 152553 тыс. руб. Срок окупаемости .

Как видно из полученных результатов, наибольшей экономической эффективностью обладает вариант 7 - комбинированная сеть.

электроснабжение мощность сеть потребитель

1. Задание на проектирование Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей. Таблица 1. Задание Сведения о потребителяхСостав по

Больше работ по теме: