ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

 

  Главная      Учебники - Разные    

 

поиск по сайту           правообладателям           

 

 

 

 

 

 

 



 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее учебное пособие посвящено изложению методики учебного проектирования электрической сети питающих линий в рамках курсового или дипломного проекта. Весь процесс проектирования рассмотрен в виде определенной последовательности этапов, для каждого из которых даны минимальные теоретические предпосылки, изложены основные рекомендации, необходимые для принятия соответствующих проектных решений и даны ссылки на литературу. Так как большинство проектных задач предполагают множественность решений, кратко проанализированы последствия того или иного решения. В конце каждого этапа приведен практический пример. В конце пособия даны рекомендации по оформлению проекта и порядку его защиты.

Целью написания данного пособия явилось стремление вооружить студентов, особенно студентов заочной формы обучения, доступными консультационными материалами, сосредоточенными в одном месте. Однако оно не в коей мере не заменяет справочной, а также учебной литературы.

В пособии подробно рассмотрена методика составления вариантов конфигурации сети. Показаны способы выбора номинального напряжения ЛЭП по “областям экономически целесообразного применения электрических сетей различных номинальных напряжений”, по эмпирическим формулам. Значительное внимание уделено экономическим основам выбора сечений проводников. Это связано с тем, что в настоящий период в стране очень быстро меняются экономические условия, и выбор сечений по экономической плотности тока, рекомендованный в ПУЭ, нередко приводит к ошибочным решениям, прежде всего потому, что изменяется соотношение цен на материалы и тарифов на энергию. В качестве альтернативного метода рассмотрен метод экономических интервалов, дана методика построения границ экономических интервалов, основанная на текущих ценах и тарифах. Рассмотрены некоторые проблемы обеспечения качества электроэнергии, в частности, меры по поддержанию должного уровня напряжения на шинах низшего напряжения подстанций потребителей.


 

 

1 ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Задание на курсовой проект выдается каждому студенту индивидуально. Оно представляет собой план местности с нанесенными точками расположения потребителей и возможных источников электроснабжения. Заданы также нагрузки потребителей (в часы наибольших нагрузок) и коэффициенты мощности. Отдельно указан процентный состав потребителей по категориям электроприемников по требуемой надежности электроснабжения. Число часов использования максимума нагрузки для всех потребителей предполагается одинаковым и также дано в задании. Кроме того, в задании указано, насколько снижается мощность потребителей в часы наименьших нагрузок. Задан также коэффициент мощности энергосистемы.

Основными источниками электроснабжения являются одна или две подстанции энергосистемы. При этом системообразующие линии, питающие эти подстанции, в задании не показаны. Кроме подстанций энергосистемы в некоторых вариантах присутствуют местные электростанции ограниченной мощности, работающие в базовом режиме. Для устранения ограничений по выбору номинальных напряжений предполагается, что все источники имеют по две независимые секции шин с номинальными напряжениями 35кВ, 110кВ и 220кВ. В каждом варианте в долевых единицах указана точная величина напряжения, поддерживаемая на этих шинах в том или ином электрическом режиме.

Низшее номинальное напряжение подстанций потребителей задается равным 6кВ или 10кВ. Предполагается, что на всех подстанциях необходимо обеспечить возможность встречного регулирования напряжения.

Экономические условия, в частности, цены на электрооборудование, стоимость потерь электроэнергии, срок окупаемости капиталовложений, нормы отчислений на амортизацию и т.д. не приведены. Предполагается, что эти данные студенты должны получить при изучении курса “Экономика энергетики”. Пример задания представлен на следующей странице.


 

Пример задания на курсовое проектирование:

 

Задание на курсовое проектирование

студенту дневного обучения  группы ЭПП-41 Федорову В.В.

 

Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей. Взаимное расположение потребителей и источника питания  показано на рисунке.                                                                                                       

Масштаб   1:1500000

Сведения о потребителях

S, МВА

Cosφ

Uн ном,кВ

1

13

0,72

6

2

15

0,75

10

3

8

0,70

6

4

19

0,82

6

5

17

0,78

10

6

11

0,75

6

Состав по категориям

I , %

II , %

III , %

1

20

15

65

2

15

20

45

3

0

50

50

4

30

10

60

5

0

0

100

6

10

25

65

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума  6400. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 45%. При этом  tg φ  возрастает на 0,03. Коэффициент мощности энергосистемы – 0,93.

На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,03 от номинального значения.

 

Задание выдал                подпись,

дата  

 

Курсовой проект должен содержать следующие разделы.

-      составление баланса по активной и реактивной мощности;

-      выбор и расстановка компенсирующих устройств;

-      составление вариантов конфигурации сети с указанием цели составления каждого варианта;

-      выбор трех наиболее конкурентоспособных  вариантов (радиально-магистральная сеть, кольцевая и комбинированная);

-      предварительный расчет радиально-магистральной сети, включая выбор номинального напряжения, определение сечений проводников, определение параметров линий и некоторых параметров нормального и послеаварийного режима;

-      предварительный расчет кольцевой сети;

-      предварительный расчет комбинированной сети;

-      технико-экономическое сравнение рассчитанных вариантов сети и выбор из них лучшего;

-      выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях потребителей;

-      уточненный расчет нормального режима наибольших нагрузок;

-      уточненный расчет нормального режима наименьших нагрузок;

-      уточненный расчет послеаварийного режима при наибольших нагрузках;

-      проверка достаточности регулировочного диапазона устройств РПН трансформаторов;

-      уточнение баланса мощности;

-      расчет себестоимости передачи электроэнергии.

Графическая часть проекта должна содержать:

-      планы всех вариантов конфигурации сети (при этом выбранный вариант  в крупном масштабе, остальные – в мелком);

-      однолинейную электрическую схему сети с нанесением длин линий, марок проводов, напряжений у потребителей;

-      схему замещения сети с нанесением параметров всех элементов и потоков мощности.

Указанные чертежи можно выполнить на одном листе формата А4 или на трех листах формата А2.

 

 

 

 

2 СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСЕТИ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

2.1 Цель, основные допущения и порядок составления баланса

Источниками, от которых проектируемая сеть может получать электроэнергию, обычно являются крупные подстанции энергосистемы или местные электростанции, входящие в энергосистему. В обоих случаях в часы наибольших нагрузок источник должен иметь необходимый резерв по активной мощности, достаточный для подключения дополнительных потребителей вновь проектируемой сети. Реактивная мощность, которую энергосистема может отпускать в часы наибольших нагрузок, ограничена возможностями загрузки генераторов по току и пропускной способностью системообразующих ЛЭП. Обычно она задается коэффициентом мощности энергосистемы . При этом реактивная мощность, которую в режиме максимальных нагрузок готова выдавать энергосистема, как правило, оказывается недостаточной, и на подстанциях потребителей необходима установка компенсирующих устройств.

В связи с этим составление баланса мощности преследует две определенные цели. Во-первых, предварительно определяется общее потребление активной мощности всеми новыми потребителями с учетом прогнозируемых потерь, которое сопоставляется с располагаемым резервом энергосистемы по активной мощности и с резервом мощности подстанции энергосистемы. Во-вторых, определяется общее потребление реактивной мощности, также с учетом потерь, которое сравнивается с располагаемой реактивной мощностью, на основании чего решается вопрос о необходимости компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей.

В рамках данного учебного курсового проекта априори считается, что по активной мощности в энергосистеме имеется достаточный резерв, поэтому остается одна цель составления баланса – определить необходимость компенсации реактивной мощности, определить общую реактивную мощность, подлежащую компенсации, а также определить количество компенсирующих установок на каждой из подстанций потребителей.

Так как на этой стадии проекта параметры сети еще не известны, то баланс составляется приближенно, на основании статистических данных. В дальнейшем, когда сеть будет спроектирована, и станут известны ее параметры  и параметры ее электрического режима, баланс будет уточнен.

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

Здесь: - активная мощность  i – го потребителя, берется из задания или определяется по формуле  .

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

Прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах подстанций потребителей  принимаются в пределах  3…8 % от потребляемой активной мощности. При этом больший процент потерь соответствует более отдаленным потребителям.

Реактивная мощность каждого потребителя и общее потребление реактивной мощности (требуемая реактивная мощность) определяются по их активной или по полной мощности  по формулам:

 

 

Здесь  - общие потери реактивной мощности во всей сети. Они складываются из потерь в линиях   и потерь в трансформаторах подстанций потребителей . Кроме того, необходимо учесть, что воздушные линии сети благодаря наличию емкостной проводимости генерируют некоторую реактивную мощность . Таким образом:                  

На этой стадии проектирования рекомендуется потери реактивной мощности в линиях принять равными генерируемой ими же реактивной мощности (тогда они взаимно компенсируются) и учитывать только потери реактивной мощности в трансформаторах. Последние можно ориентировочно определить на основании следующих соображений.

В режиме наибольших нагрузок потери реактивной мощности в трансформаторе обусловлены в основном потерями в его реактивном сопротивлении короткого замыкания, то есть:       

где  - нагрузка трансформатора.

Учитывая, что реактивное сопротивление короткого замыкания определяется по каталожным данным трансформатора по формуле:   

 после преобразований получим:                         .

Здесь  - коэффициент загрузки трансформатора.

Приняв во внимание, что напряжение короткого замыкания большинства трансформаторов составляет порядка 10%, а коэффициент загрузки в режиме наибольших нагрузок находится  в пределах 0,4…0,7, получим формулу для ориентировочного определения потерь реактивной мощности в трансформаторах подстанций потребителей:   

Полная мощность  i-того потребителя  определяется по его активной мощности и коэффициенту мощности.

Общие потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций потребителей определяются суммированием:              

Располагаемая реактивная мощность, соответствующая заданному коэффициенту мощности энергосистемы, определяется по общему потреблению активной мощности в часы наибольших нагрузок :          .

Если в сети имеются источники ограниченной мощности (местная ТЭЦ), то их реактивная мощность также должна быть учтена. При этом последняя формула имеет вид:             .

Дефицит реактивной мощности, то есть реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать, определяется путем сравнения общего потребления реактивной мощности и располагаемой реактивной мощности:

Для восполнения дефицита реактивной мощности на стороне 6-10 кВ подстанций потребителей устанавливаются компенсирующие устройства. При этом мощность компенсирующих устройств на i-той подстанции ориентировочно может быть определена по выражению:

Если среди источников имеется местная ТЭЦ, то вместо в эту формулу нужно подставить:             

Если требуемая мощность компенсирующих устройств превышает 10 Мвар, то для компенсации используют синхронные компенсаторы, если не превышает, то используют батареи статических конденсаторов. Далее определяют количество компенсирующих установок:               .

Здесь  - мощность одной установки. Естественно,  необходимо округлить до ближайшего целого числа.

В результате компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей реактивная мощность каждого потребителя уменьшается до величины:             

При этом полная мощность становится равной: .

Все данные по балансу мощности рекомендуется свести в таблицу. Форма таблицы приведена в следующем параграфе.

2.2 Пример составления баланса мощности

Здесь и далее все примеры приведены для задания, представленного на с. 5.

Определяем активную мощность первого потребителя:

МВт.

Потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на первый потребитель, принимаем в размере 5% от потребляемой активной мощности:                          МВт.

Далее определяем реактивную мощность первого потребителя:

 Мвар.

Зарядную мощность линий, а также потери реактивной мощности в линиях не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах первого потребителя принимаем равными 6% от его полной мощности:

 Мвар.

Повторяем эти расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в табл.3.1.

Таблица 3.1- Баланс активной и реактивной мощности

Потребитель

1

2

3

4

5

6

Итого

Si ,МВА

13

15

8

19

17

11

 

Pi ,МВт

9,36

11,25

5,6

15,58

13,26

8,25

66,46

DPi ,МВт

0,47

0,56

0,28

0,78

0,66

0,41

Qi ,Мвар

9,02

9,92

5,71

10,87

10,64

7,28

58,42

DQтрi,Мвар

0,78

0,90

0,48

1,14

1,02

0,66

Qку, Мвар

5,91

6,15

3,87

5,54

6,16

4,52

32,15

nку

18

19

12

17

19

14

99

,Мвар

3,08

3,65

1,75

5,26

4,37

2,66

20,77

По полученным результатам определяем требуемые активную и реактивную мощности:                   Мвар.

Далее, по заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяем располагаемую реактивную мощность:

 Мвар.

Сравнив располагаемую реактивную мощность с требуемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств. Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для первого потребителя:

 Мвар.

Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-6-1 и ККУ-10-1 с единичной мощностью 0,33 Мвар [1, табл.6.92]. Определяем количество компенсирующих устройств у первого потребителя:

 штук.

С учетом  компенсации реактивная мощность первого потребителя составит: Мвар.

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей, и результаты заносим в табл.3.1.

Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью.          

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.


 

 

 

 

3. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТИ

Выбор оптимального варианта схемы сети включает в себя несколько последовательных этапов. Первым из них является этап, на котором разрабатываются возможные варианты структуры связей источников питания с пунктами потребления, то есть варианты конфигурации сети. На втором этапе делается приближенная технико-экономическая оценка каждого варианта, и из них отбирается несколько (не более двух-трех) наиболее конкурентоспособных. И, наконец, на третьем этапе путем технико-экономического сравнения выбирается наиболее оптимальный вариант.

3.1 Порядок составления вариантов

При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений.

1.Электрическая сеть должна обеспечить определенную надежность электроснабжения. Согласно ПУЭ, потребители 1-й и 2-й категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При питании потребителей района от шин распределительных устройств электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распредустройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей 1-й категории применяют резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 2-й категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным, то есть резервный источник включается обслуживающим персоналом. Допускается также питание потребителей 2-й категории и по нерезервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при нерезервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы.

 Питание потребителей 3-й категории может осуществляться по нерезервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

Вместе с тем, обеспечивать более высокую надежность, чем требуют ПУЭ, не следует, так как дополнительные капитальные вложения трудно обосновать.

2.Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

-        разомкнутые нерезервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

-        разомкнутые резервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;

-        замкнутые резервированные сети, (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям. Составление вариантов  следует начинать с наиболее простых схем - радиальных и магистральных, выбирая для них кратчайшие трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам, расположенным в одном направлении от источника питания, используется одна трасса. Передача электроэнергии по линиям  должна осуществляться только в направлении общего потока энергии от источника питания к потребителям. Передача электроэнергии в обратном направлении даже на отдельных участках сети приведет к повышению капиталовложений, повышению потерь мощности и энергии. Кроме того, следует учитывать, что радиальные и магистральные схемы позволяют сооружать подстанции потребителей без выключателей на стороне высшего напряжения, то есть более дешевые. Но в то же время они характеризуются наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исчислении).

3.Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малозагруженный участок. Замкнутые схемы требуют использования на подстанциях потребителей схем с выключателями на стороне высшего напряжения, и это удорожает подстанции. Кроме того, если простая замкнутая сеть охватывает 4...6 потребителей, то в послеаварийных режимах, возникающих при отключении одного из головных участков, в ней происходит недопустимо большая потеря напряжения. Впрочем, этот недостаток легко устранить, если расчленить кольцо на два взаимосвязанных контура (то есть перейти к сложнозамкнутой сети) или перевести сеть на более высокое номинальное напряжение. Поэтому применение замкнутой сети или отказ от ее применения всегда требуют экономического обоснования

4.Совершенно необязательно предусматривать для всей сети одно и то же номинальное напряжение. Отдельные участки, обычно самые отдаленные и малозагруженные, могут иметь более низкое номинальное напряжение, чем остальная сеть. Однако при принятии такого решения следует иметь в виду, что для соединения участков с разными номинальными напряжениями потребуются трехобмоточные трансформаторы, причем на большую мощность, которые более дороги, чем двухобмоточные.

Общее число всех теоретически возможных вариантов схемы сети может быть очень большим. Поэтому, чтобы не создавать себе лишней работы, не следует стремиться рассмотреть их все. Но с другой стороны, рассмотреть нужно столько вариантов, чтобы в действительности лучший вариант с большой степенью вероятности попал бы в их число.  Учитывая все это, рекомендуется следующий порядок составления вариантов.

1.Составляется наиболее простой вариант радиально-магистральной  сети, где все линии прокладываются двух- или одноцепными линиями по кратчайшим трассам.

2.Полученный вариант анализируется с точки зрения его возможных недостатков (большая протяженность линий, большое количество выключателей, дорогие подстанции и т.д.), и составляются следующие варианты, в которых эти недостатки в той или иной мере  устраняются. При этом схема сети может оставаться как чисто радиально-магистральной, так и становиться смешанной, то есть включать в себя кольцевые участки.

3.Составляется вариант кольцевой сети, где все или большинство потребителей объединяются в кольцо.

4.Этот вариант также анализируется, и все следующие варианты составляются с целью устранения его недостатков. При этом также не исключено, что могут вновь появиться какие-то радиально-магистральные участки.

Все шаги по составлению вариантов нужно отразить в пояснительной записке. При этом следует иметь в виду, что в каждом следующем варианте должны устраняться какие-то недостатки предыдущих вариантов. Не нужно составлять новые варианты просто так, “для количества”.

 

 

 

3.2

Электрические схемы подстанций

 

 

 

К моменту выполнения данного курсового проекта студенты еще не изучали курс “Станции и подстанции систем электроснабжения” и обычно грамотно выбрать электрические схемы подстанций не могут. Поэтому ниже очень коротко описаны наиболее часто используемые схемы подстанций потребителей и даны рекомендации по их использованию. Это необходимо по двум причинам. Во-первых, подстанции являются неотъемлемой частью любой электрической сети. Во-вторых, стоимость распределительных устройств высокого напряжения подстанций потребителей сильно зависит от наличия в них выключателей. Поэтому для выбора целесообразного варианта сети необходимо хотя бы в общих чертах представлять, на каких подстанциях потребуется установка высоковольтных выключателей, и в каком количестве, и какие подстанции могут собираться по упрощенным схемам, то есть без выключателей. Здесь предлагается упрощенная методика выбора схем подстанций и определения числа выключателей. В частности, принимается по одному выключателю на каждом фидере, отходящем от источника питания (подстанция энергосистемы). Кроме того, предусматривается установка выключателей на некоторых подстанциях потребителей.

 

 

 


Схема электрических соединений подстанций потребителей на стороне высшего напряжения определяется категорией потребителей, а также местом и ролью подстанции в электрической сети. При этом естественно, с целью удешевления сети, стремятся применить наиболее простую схему. В рамках данного проекта допускается производить выбор схем подстанций из существующих типовых схем без детального технико-экономического обоснования.

 

Если подстанция тупиковая (то есть находится в конце радиальной или магистральной линии), то применяется упрощенные схемы подстанций с отделителями и короткозамыкателями, без выключателей, на стороне высшего напряжения. (рис.3.1). Количество трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от требуемой надежности электроснабжения. Если все  потребители подстанции относятся к 3-й категории, то подстанция питается по одноцепной линии, и на ней устанавливается ”блок с отделителем” и один трансформатор (рис.3.1, а). А если среди  потребителей есть потребители 1-й и 2-й категории, то питание производится по двухцепной линии, устанавливаются ”два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны трансформаторов” и два трансформатора (рис.3.1, б).  Поскольку аварийность воздушных линий выше, чем аварийность трансформаторов, то при такой схеме подстанции при повреждении одной из цепей ВЛ оба трансформатора с помощью перемычки могут быть подключены к цепи, оставшейся в работе.

 

 

 


Остальные подстанции, подключенные к радиально-магистральной линии, являются проходными. Для проходных подстанций с двухцепными линиями нашла применение схема ”два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны трансформаторов”, показанная на рис.3.2, а. Она позволяет при повреждении на оном из участков одной цепи сохранить на всех остальных участках нормальный режим.

 

Рисунок 3.5-Узловая подстанция

 

 Если в радиально-магистральной сети проходная подстанция получает питание по двухцепной линии, а дальше идет одноцепная, то может быть применена упрощенная схема, представленная на рис.3.2, б. Такая схема позволяет сохранить питание одноцепной линии при повреждении любой из цепей двухцепной линии. В магистральных линиях с двухсторонним питанием, а также в кольцевых линиях при повреждении любого участка, он должен отключаться с двух сторон. Такую функцию выполняет подстанция  в виде “мостика с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов“, представленная на рис.3.3. Перемычка из разъединителей позволяет при выводе в ремонт выключателя сохранить кольцо в замкнутом состоянии.

 

 Если от подстанции, питающейся по кольцевой сети или по линии с двухсторонним питанием, ответвляется третья линия, одно- или двухцепная, то применяются более сложные схемы: “двойной мостик” и ”тройной мостик”. Они изображены на рис.3.4.

При числе присоединений на стороне высокого напряжения более четырех подстанция становится узловой, и требования к надежности существенно повышаются. Поэтому схема  подстанции становится более сложной. Одна из возможных схем, используемых на узловых подстанциях, показана на рис.3.5. Она имеет рабочую систему шин, секционированную выключателем, и обходную, с выключателями во всех присоединениях.

 Дополнительные материалы по электрическим схемам подстанций можно найти в [1,2].

3.3 Выбор наиболее конкурентоспособных вариантов

Все составленные варианты делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые (в основном) схемы и смешанные. Для каждой подстанции в соответствии с п. 3.2 определяется схема электрических соединений. Затем внутри каждой группы по каким-либо критериям, не требующим больших трудозатрат, выбирается наиболее конкурентноспособный вариант. В качестве таких критериев можно использовать, например, общую длину линий “в одноцепном исчислении” и общее количество выключателей. Во-первых, эти критерии легко вычисляются, а во-вторых, отражают наиболее дорогостоящие элементы сети. Термин “в одноцепном исчислении” означает, что при суммировании длин ВЛ учитывается разница в стоимости одно- и двухцепных линий. Длина одноцепных ВЛ входит в сумму, как она есть, а длина двухцепных умножается на соответствующий коэффициент, отражающий их большую стоимость. Сечения проводов при этом вообще не учитываются.

Номинальное напряжение сети на этом этапе еще не определено, поэтому во всех вариантах, принадлежащих к одной группе, его можно считать одним и тем же и при сравнении не учитывать.

При определении общего количества выключателей учитываются выключатели, устанавливаемые на фидерах, отходящих от источников и выключатели распределительных устройств подстанций потребителей.

Что касается трансформаторов на подстанциях потребителей, то если во всех вариантах одной группы предполагается использовать одинаковые трансформаторы, при сравнении вариантов их также не учитывают. Если же трансформаторы разные, например, когда в части вариантов одной группы сеть состоит из участков с разными номинальными напряжениями, и для связи между ними будут использоваться трехобмоточные трансформаторы, то при сравнении вариантов этой группы отличия в стоимости трансформаторов следует учесть.

Далее удобно все полученные величины привести к какой-либо одной, например, к длине линий. Для этого по справочным данным определяют, скольким километрам одноцепной линии будет по стоимости соответствовать один выключатель, потом все выключатели, и общую длину линий увеличивают на эту величину. Аналогично, в километрах линии можно выразить и дополнительные капитальные вложения в трехобмоточные трансформаторы. В результате для каждого варианта получается некая приведенная длина линий. Затем по приведенной длине линий выбирают лучший вариант из каждой группы, то есть имеющий наименьшую приведенную длину линий (а значит и наиболее дешевый). Таким образом, из всех предложенных вариантов для дальнейшего расчета остаются три наиболее конкурентоспособных: один с радиально-магистральной схемой линий, один с кольцевой и один со смешанной.

3.4 Пример составления вариантов схемы сети

Для иллюстрации этих правил ниже рассматривается последовательность составления вариантов сети для электроснабжения промышленного района с шестью потребителями, а также процесс выбора из них ограниченного числа вариантов для дальнейшего рассмотрения. Источник питания- сборные шины 110-220 кВ подстанции А энергосистемы.

Географическое расположение источника и потребителей  представлено на рис.3.6. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается, что в пунктах 1, 2, 3 и 6 имеются потребители 1, 2 и 3 категории, в пункте 4 - только 2 и 3, а в пункте 5 - только потребители 3 категории. Составление вариантов начинаем с  наиболее простых схем.

Подпись: Рисунок 3.6-Расположение источника
 и потребителей
 Вариант 1 (рис.3.7) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризую­щуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трас­сам. Все линии, за ис­ключением линии 4-5, двухцепные, линия 4-5 одноцепная, так как в п.5 имеются потреби­тели только 3 категории. Предполагаем, что длины линий и на­грузки таковы, что наиболее целесообраз­ным напряжением в этом случае будет номинальное напря­жение110 кВ.

Почти все подстанции (за исключением ПС 2) могут быть выпол­нены по упрощенным схемам без выключателей на стороне высшего на­пряжения. В частно­сти, для подстанции ПС5 принята схема по рис.3.1,б, для подстанций ПС1, ПС3, и ПС6 – по рис.3.1,а, а для под­станции ПС4 – по рис.3.2, б. В то же время подстанция ПС2 является узловой, что требует использования на стороне 110 кВ схемы повышенной надежности (с выключателями) и, следовательно, будет довольно дорогостоящей. Для нее принимаем схему по рис.3.5.

 Определяем общую длину линий. Ее легко получить, сравнивая схему варианта с рис.3.6. Общая длина линий данного варианта в одноцепном исчислении получается равной:

км;

Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Поэтому длина всех линий, кроме линии 4-5 взята с коэффициентом 1,5.

Подпись: Рисунок 3.7-Радиально-магистральная сеть, вариант 1Необходимое количество выключа­телей складывается из выключателей на под­станции А энергосис­темы (по одному вы­ключателю на каждый отходящий фидер) и выключателей на подстанциях потребителей. Общее количество выключателей для данного варианта составляет16,  (6 - на отходящих фидерах подстанции А и 10 - на узловой ПС2).

Общую длину линий и общее коли­чество выключате­лей для этого вари­анта и всех после­дующих показываем  рядом с их схемами.

Основной не­достаток рас­смотренного вари­анта – сложность и дороговизна ПС2.

 

 

 

 

 

 

 

Подпись: Рисунок 3.8-Радиально-иагистральная сеть, вариант 2Поэтому пред­лага­ются вариант 2 (рис.3.8) и ва­риант 3 (рис.3.9), в которых требования к надежности ПС2 ниже. В варианте 2 питание ПС3 осуществ­ляется от ПС1, а в варианте 3 - питание ПС 6 осуществляется от ПС 5. В обоих вариантах ПС2 становится проходной и, следовательно, значительно дешевле. Однако протяженность линий в этих вариантах больше и затраты на строительство ли­ний выше.

На этом все ра­циональные вари­анты радиально-ма­гистральной кон­фи­гурации сети по-ви­димому исчерпы­ва­ются, и далее предла­гаются комби­ниро­ванные вари­анты, где часть сети имеет по-прежнему радиально-магист­ральную кон­фигура­цию, а часть - коль­цевую.

Вариант 4 (рис.3.10) также является развитием варианта 1 в направлении удешевления ПС2. В нем потребители 2, 3 и 6 объединены в кольцевую сеть. Это не только упрощает конструкцию ПС2, но и позволяет уменьшить суммарную длину линий. Подстанция ПС2 в этом ва­рианте может быть выполнена по ри­с.3.4, а подстан­ции ПС3 и ПС6 – по рис.3.3.

Подпись: Рисунок 3.9-Радиально-магистральная сеть, вариант 3 Очевидный не­достаток этого вари­анта - это то, что линия 3-6 будет на­гружена только в по­слеаварийных режи­мах, возникающих при повреждении линии 2-3 или линии 2-6, а все остальное время будет работать вхолостую или почти вхолостую.

В вариантах 5 (рис.3.11) и 6 (рис.3.12) часть потребителей также получает питание по кольцевой сети, что также снижает общую длину ЛЭП. Но здесь нет участков, которые в нормаль­ном режиме были бы явно незагружен­ными (та­ких, как участок 3-6 на рис.3.10). Однако сле­дует иметь в виду, что подстанции, соединен­ные в кольцо, оказы­ваются более доро­гими, так как требуют на сто­роне 110 кВ  схемы ”мостик” с вы­ключа­телем в пере­мычке (рис. 3.3).

Вариант 7 (рис.3.13) является даль­нейшим развитием ва­рианта 6. В нем ПС3 питается от ПС2 по более короткой, чем в варианте 6, линии. Это позволило сократить общую протяженность линий, ценой удорожания ПС2, которая здесь должна иметь 3 выключателя.

Подпись: Рисунок 3.10-Комбинированная сеть,
 вариант 4
Вариант 8 (рис.3.14) получен из варианта 5 путем замены линии 5-6 на линию 2-6. Выиг­рыша в расстоянии здесь нет, но зато линия 4-5 в этом варианте одноцеп­ная. Хотя подстан­ция ПС2 здесь более дорогая, чем в вари­анте 5.

Вариант 9 (рис.3.15) предпола­гает соединение всех потребителей в одно кольцо. Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна. Все подстанции имеют на стороне высшего напряжения схему ”мостик” (Рис.3.3) с одним выключа­телем. Существенный недостаток этого варианта - большая про­тяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возни­кающем после отключения одного  из головных участ­ков, общая потеря напряжения в сети окажется недопус­тимо большой.

 При этом диапа­зона регулиро­вания устройств РПН на под­станциях по­требителей для обеспечения тре­буемого уровня на­пряжения может не хватить. Если при рас­чете это подтвер­дится, то вся эконо­мия, ожи­даемая за счет сниже­ния уменьшение по­тери напряжения в по­слеаварийном режиме (например, постройка дополнительной линии или применение более высокого номи­наль­ного напряжения 220 кВ). Вторым не­достатком этого ва­рианта является то, что к потребителю 2 электроэнергия пе­редается через по­требителей 3 и 6, то есть, течет, по суще­ству в обратном на­правлении, то есть к источнику. Это при­ведет к увеличению общих потерь элек­троэнергии.

Подпись: Рис.3.11 Комбинированная сеть,
 вариант 5
Добиться даль­ней­шего сокращения  протяженности ли­ний не уда­ется, поэтому считаем, что все основные варианты, видимо, исчерпаны. Но позже может появиться необходимость в некоторых дополнительных вари­антах (см. ниже).

Подпись: Рисунок 3.12-Комбинированная сеть,
 вариант 6
Таким образом, общее количество ва­риантов получилось 9. Чтобы не прово­дить технико-эконо­мический расчет всех вариантов, сразу же отберем наиболее конкуренто­способ­ные из них (по од­ному от каждой группы), а остальные отбросим. Для этого проведем небольшие оценочные расчеты, позволяющие сравнить между собой варианты с одинаковыми прин­ципами построения схем сети хотя бы в первом приближении.

Например, ва­ри­анты 1...3 все имеют радиально-магист­ральные ре­зервиро­ванные схемы с двухцеп­ными линиями и, следовательно, обес­печивают примерно одинаковый уровень надежности. По­этому сравним их между собой по суммарной длине линий и по количеству выклю­чателей 110 кВ.

Подпись: Рисунок 3.13-Комбинированная сеть, вариант 7 Сде­лав такие расчеты, получаем, что суммарная длина ли­ний (в од­ноцепном ис­числении) в первых трех вариантах состав­ляет соответственно 352, 366 и 363 км. Не­обходимое количество выключателей в этих вариан­тах 16, 6 и 6. Эти числа нанесены на рисунках. Очевидно, что наиболее конкурентоспособным из этих трех вариантов является вариант 3. Поэтому для дальнейшего расчета отбираем именно его, а варианты 1 и 2 далее не рассматриваем.

Подпись: Рисунок 3.14- Комбинированная сеть, вариант 8Варианты 4...8 также относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Из них сразу же отбра­сываем вариант 4, так как в нем самая большая протяжен­ность линий наи­большее количество выключателей. Среди оставшихся четырех вариантов этой группы явного лидера нет, поэтому определяем для каждого из них при­веденную протяжен­ность линий, приняв, что стоимость одного выключателя 110 кВ примерно равна стоимости 4 км одноцепной воз­душной линии 110 кВ.

      

Таким образом, для дальнейшего рас­чета отбираем вариант 8, а варианты 5, 6 и 7 отбрасываем.

Сеть кольцевой конфигурации представлена единственным вариантом 9, поэтому оставляем  его для дальнейшего расчета.

Таким образом, предвари­тельный расчет и технико-эко­номическое сравнение будем проводить для вариантов 3, 8 и 9.

Выше отмеча­лось, что 9 рассмот­ренных вариантов яв­ляются основными. Однако по­сле пред­варительного расчета, а также и после тех­нико-эконо­мического сравнения может возникнуть необхо­димость рас­смотре­ния дополнительных ва­риантов.

Подпись: Рисунок 3.15-Кольцевая сеть, вариант 9Так, например, лишь в результате предварительного расчета можно выяс­нить, какая потеря напряжения будет в послеаварийном режиме в сети, построенной по вари­анту 9. Если окажется, что она не слишком ве­лика, и регулировочные возможности устройств РПН серийных трансфор­маторов достаточны для обеспечения потребителей  качествен­ным напряжением, то вариант 9 оставим в том же виде для технико-эконо­мического сравне­ния.

Если же выяс­нится, что она больше, чем воз­можности устройств РПН, то с целью ее уменьшения рас­смотрим способы модернизации этого варианта (в порядке возрастания эффек­тивности и, естест­венно, стоимости).

Подпись: Рисунок 3.16-Кольцевая сеть, вариант 10Во-первых, это выполнение го­ловных участков А-1 и А-4 двухцеп­ными линиями (назовем это вариантом 9 а). Тогда в случае аварии на головном участке отказывает только одна из цепей, поэтому наиболее тяжелым послеаварийным режимом будет отказ уже не головного, а следующего за ним участка. Потеря напряжения при этом, конечно же, меньше.

Во-вторых, это изменение схемы сети. Например, про­кладка дополни­тель­ной одноцепной линии А-2 (вариант 10, рис.3.16). Сеть при этом стано­вится сложнозамкнутой, длинное кольцо разбивается на два более коротких, и попутно устраняется обратная передача энергии по участкам 2-3 и 2-6. Другой способ измене­ния схемы – вариант 11 (рис.3.17). Здесь длинное кольцо также разбивается на два более коротких и устраняется обратная передача энергии. Но вновь появляется малозагру­женный участок 3-6.

В-третьих, ­можно перейти к бо­лее высокому классу номи­нального на­пряжения 220 кВ без изменения схемы (вариант 12). Тогда нужно будет рас­смотреть вари­анты 9а, 10, 11 и 12 и выбрать из них наиболее конкурен­тоспо­собный, кото­рый и будет участ­вовать в технико-экономическом срав­нении вместо варианта 9. Отметим, что рас­сматривать эти варианты сразу смысла не имеет, так как по стоимости они все проигрывают варианту 9, и все равно были бы отбро­шены. Необходимость их рас­смотрения возникает только в случае, если вариант 9 не про­ходит по техниче­ским ограни­чениям (слишком большая по­теря напряжения в послеава­рийном режиме).

Но на этом до­полнитель­ные вари­анты не исчерпыва­ются. Если при тех­нико-эконо­мическом сравнении выиграет вариант 3, то можно рассмот­реть воз­можность электро­снабжения ПС3 по нерезерви­рованной схеме (так, как в ее составе нет потреби­телей 1 категории). Для этого линию 2-3 нужно сделать одно­цепной (вариант 13). Можно также рас­смотреть вариант выполнения линий 4-5 и 5-6 на напряжение 35 кВ (вари­ант14, рис.3.18).

 Возможно, один из этих вариантов окажется даже выгоднее уже выигравшего технико-экономическое сравнение варианта 3.


 

4 ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ

В предварительном расчете делается приближенный (без учета потерь мощности) расчет потокораспределения, выбираются номинальное напряжение и сечения линий, выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются также общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы ОРУ на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.

Предварительный расчет нужен для того, чтобы с минимальными трудозатратами получить необходимые данные для технико-экономического сравнения отобранных вариантов и выбора из них лучшего.

4.1 Расчет потокораспределения

Предварительный расчет потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок и всегда должен начинаться с составления расчетной схемы (см. рис.4.4; рис.4.6). На расчетную схему наносят нагрузки и указывают длину участков. Порядок расчета зависит от типа линий, образующих сеть.

Расчет потокораспределения радиально-магистральной линии делают на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так как расчет приближенный, то потерями мощности пренебрегают.

Кольцевую линию вначале условно “разрезают” по источнику и разворачивают, превращая кольцевую линию в линию с двухсторонним питанием. Далее определяют поток мощности на одном из головных участков (условно считая, что вся линия однородна), по формуле:          ;                   (4.1)

Здесь  - поток мощности на головном участке;

             i-тая нагрузка;

           -  общая длина кольцевой линии;

           -  расстояние от места подключения i-той нагрузки до источника, противоположного рассматриваемому головному участку.

Определив поток мощности на головном участке, далее по первому закону Кирхгофа определяют потоки на остальных участках, двигаясь к противоположному источнику. Потерями также пренебрегают. В конце расчета рекомендуется сделать проверку. Для этого нужно по формуле (4.1) определить поток мощности на противоположном головном участке и сравнить его с потоком мощности, полученным по первому закону Кирхгофа.

Если от кольцевой линии, где делается расчет потокораспределения, отходит радиальная или магистральная линия, то все нагрузки этой линии считаются находящимися в точке подключения линии.

Если кольцевая линия получает питание по радиальной, то “разрез” делают в точке подключения кольцевой линии к радиальной.

В случае сложно-замкнутой сети ее предварительно преобразуют в простую замкнутую сеть или проводят расчет потокораспределения методом узловых потенциалов, используя вычислительную технику. (На кафедре ЭПП СГТУ имеются профессиональные программы для таких расчетов).

Если в сеть входят источники ограниченной мощности, работающие в базовом режиме (например, местная ТЭЦ), то они при расчете потокораспределения учитываются, как отрицательные нагрузки.

Примеры расчетов потокораспределения для различных типов линий приведены в [4].

4.2 Выбор номинального напряжения

В России для питающих линий используются напряжения 35, 110 (150) и 220 кВ. При этом напряжение 150 кВ используется для вновь сооружаемых линий только в том случае, если в данной энергосистеме уже имеются линии с таким напряжением. Следует также иметь в виду, что во вновь проектируемых системах электроснабжения городов и промышленных районов напряжение 35 кВ имеет тенденцию к исчезновению, оставаясь широко применяемым только для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей и небольших (до 5…10 МВт) промышленных предприятий.

При выборе напряжения, прежде всего, следует исходить из технической приемлемости данного номинального напряжения. Под технической приемлемостью понимается возможность в любых режимах, как нормальных, так и послеаварийных, обеспечить в наиболее удаленных точках сети требуемый уровень напряжения (с учетом диапазона регулирования устройств РПН трансформаторов на подстанциях потребителей). А также возможность в послеаварийном режиме длительно и без недопустимого перегрева пропускать по сети токи, необходимые для нормального функционирования потребителей. Чем выше напряжение, тем легче выполнить эти требования, так как при большем напряжении и токи меньше, и потеря напряжения ниже. Но линии электропередачи и особенно подстанции при более высоком напряжении становятся значительно дороже. Поэтому при выборе того или иного номинального напряжения следует учитывать его экономическую целесообразность. Это значит, что чтобы принять напряжение выше, чем минимальное технически приемлемое, нужно сделать экономическое обоснование.

Для выбора технически приемлемого напряжения можно воспользоваться эмпирическими формулами, показывающими зависимость технически приемлемого напряжения от активной мощности, приходящейся на одну цепь, и расстояния , на которое эту мощность нужно передать, то есть в виде:           .

В технической литературе представлено несколько эмпирических формул. Здесь отметим лишь две.

1.Формула Стилла: ; применяется при  МВт.

2.Формула Илларионова:        .  

Формула Илларионова не имеет ограничений ни по расстоянию, ни по передаваемой мощности. При подстановке расстояния в км, а мощности в МВт обе формулы дают результат в кВ.

Однозначно выбрать напряжение по эмпирическим формулам можно только в том случае, если полученное значение близко к одному из стандартных. Если же полученное по формуле значение находится в середине между стандартными, то следует рассмотреть оба варианта и, если оба технически приемлемы, то выбрать лучший, произведя их технико-экономическое сравнение.

Вместе с тем существует инструмент выбора номинального напряжения, учитывающий одновременно, как технические, так и экономические характеристики вариантов, включая как линии, так и подстанции.

Его сущность состоит в следующем. Если рассмотреть два варианта сооружения электропередачи для двух смежных по шкале номинальных напряжений , то затраты по каждому варианту можно представить в виде:  .

Варьируя значения L и P, можно подобрать такие их пары, для которых  , то есть оба варианта являются равнозатратными. Совокупность точек на плоскости L, P с координатами , для которых , представляет собой кривую, являющуюся границей областей применения напряжений . Если на плоскости L, P построить такие границы для нескольких пар смежных номинальных напряжений, то получится номограмма, удобная для практического использования. Такие номограммы, называемые “области применения электрических сетей разных номинальных напряжений”, имеются в справочной литературе, например в [3].

Пользоваться номограммами достаточно легко: по осям откладывают заданные значения  L и P и смотрят, в область какого номинального напряжения попадает точка с этими координатами. Но при этом необходимо помнить, что эти номограммы построены для определенного сочетания технических и экономических условий, таких как район сооружения, тип применяемых опор, число часов использования максимума, стоимость электроэнергии и электрооборудования и др. При изменении этих условий граница неизбежно смещается. Поэтому достоверный результат получается только в том случае, если точка попадает примерно в центр области применения какого-то номинального напряжения. Если же точка попадает близко к границе, то следует рассмотреть варианты использования обоих номинальных напряжений, с обеих сторон границы. Кроме того, номограммы не имеют ограничений ни справа, ни сверху, поэтому при очень малых длинах, а также при очень малых мощностях могут давать ошибочный результат.

Можно также выбрать номинальное напряжение, ориентируясь по таблицам “пропускной способности и дальности линий электропередачи”, составленным на основе практики проектирования, строительства и эксплуатации ЛЭП. Таблицы опубликованы в литературе, например в [5]. Задавшись конкретным сочетанием L и P, по таблице легко выбрать напряжение, которое для этого сочетания чаще всего используется.  Кстати, там же приводятся и наименьшие и наибольшие сечения проводов, используемые для разных номинальных напряжений.

Недостаток этого способа определения номинального напряжения состоит в том, что он целиком опирается на прошлый опыт электроэнергетики, причем за достаточно большой период, и совершенно не учитывает новых тенденций (изменение цен, новое оборудование, новые технические решения и др.).

Таким образом, для определения номинального напряжения существует несколько способов, но ни один из них не может дать гарантированного результата во всех случаях. Поэтому к номинальному напряжению, выбранному на этом этапе, следует относиться, как к  предварительному. В дальнейшем оно может уточняться.

Во всех случаях выбор напряжения следует начинать с головных участков, как наиболее загруженных. По мере удаления от источника питания номинальное напряжение может быть уменьшено на одну ступень. Исключение составляет кольцевая сеть: для всех участков применяется одно и то же номинальное напряжение.

4.3 Выбор сечений проводников

Все реальные проводники обладают некоторым активным сопротивлением, поэтому при пропускании тока греются, то есть часть передаваемой по линии электропередачи мощности неминуемо расходуется на этот нагрев.  При этом суммарные потери электроэнергии в электрических сетях достигают колоссальных объемов. Существует только один способ снижения этих потерь - это уменьшение активного сопротивления проводников.

При обычных температурах уменьшить сопротивление проводника из алюминия или меди можно только путем увеличения его сечения. Но увеличение сечения влечет за собой увеличение стоимости ЛЭП. Таким образом, увеличению сечения сопутствуют два конкурирующих фактора. С одной стороны это снижение затрат на компенсацию потерь электроэнергии. С другой – увеличение затрат на сооружение ЛЭП. Понятно, что увеличение сечения выгодно лишь до тех пор, пока первый фактор действует сильнее, чем второй. Сечение, которое соответствует минимуму затрат, называют экономически целесообразным. Выбор экономически целесообразного сечения может производиться разными методами. В курсовом проекте рекомендуется использовать метод экономической плотности тока или метод экономических интервалов.

При выборе сечения, как и при решении любой технико-экономической задачи, необходимо учитывать и существующие технические ограничения.

4.3.1 Метод экономической плотности тока

В основе метода экономической плотности тока лежит очень важное допущение. Принимается, что стоимость сооружения одного километра линии  прямо пропорциональна сечению , то есть        .                           (4-1)

Здесь  - составляющая затрат, не зависящая от сечения.

Приведенные затраты на линию электропередачи длиной  определяются по известному выражению:           ,                 

где      - эффективность капиталовложений, то есть величина, обратная

сроку окупаемости;

 - затраты на сооружение линии;

           - затраты на эксплуатацию линии.

Затраты на эксплуатацию линии складываются из отчислений на амортизацию и обслуживание (первое слагаемое) и затрат на возмещение потерь электроэнергии в линии (второе слагаемое). Последние зависят от тока, протекающего по линии и ее активного сопротивления:

.                                        (4-2)

В этом выражении  - стоимость возмещения 1 кВт×ч потерянной энергии, - годовые потери электроэнергии,  - потери мощности и ток в линии в режиме наибольших нагрузок,  - время наибольших потерь и - погонное сопротивление линии. С учетом (4-2) приведенные затраты:

.                              (4-3)

Заменив  в соответствии с (3-1) и подставив , где  - удельное сопротивление материала, из которого изготовлены  провода, после некоторых преобразований получим:

.           (4-4)

Эта функция имеет минимум (рис.4.1), который и определяет экономически целесообразное сечение .

Взяв производную функции (4-4) и приравняв ее нулю:,

можно получить аналитическое выраже­ние экономически целесообразного сече­ния:.

Экономически целесообразному сечению соответствует так называемая “экономическая плотность тока” , определяемая по выражению:

                                        (4-5) 

Подпись: Рисунок 4.1-Составляющие затрат на сооружение и эксплуатацию 
линии
Нормированные значения экономической плотности тока, определенные по (4-5), приведены в [9, табл.1.3.36]. Пользоваться этой таблицей достаточно просто. Сначала выбирается нужная строка в зависимости от типа проектируемой линии (кабельная или воздушная), материала проводника (медь или алюминий) и района, где будет сооружаться линия. Затем выбирается нужный столбец в зависимости от числа часов использования максимума потребителя, который будет обслуживаться данной линией. Тем самым (то есть выбором строки и столбца) задается некий комплект усредненных значений параметров, входящих в правую часть (4-5).

 Взяв из таблицы нужную величину , по формуле рассчитывается экономически целесообразное сечение, а по нему выбирается стандартное ближайшее сечение .

Функция затрат (рис.4.1) в области  очень пологая, поэтому, если  находится близко к середине между двумя стандартными сечениями, то рекомендуется выбрать меньшее из них, так как при этом будет определенная экономия капиталовложений.

Метод экономической плотности тока имеет серьезные недостатки. Как следует из выражения (4-5), экономическая плотность тока зависит от многих параметров, причем далеко не все из них являются постоянными. Так, в период плановой экономики, когда этот метод был разработан, значение эффективности капиталовложений  предписывалось принимать равным так называемому нормативному значению , что соответствовало сроку окупаемости около 8 лет. В настоящее время инвестирование в такие медленно окупающиеся проекты никто не производит, поэтому следует принимать совершенно другое значение . Величина  с течением времени также довольно быстро изменяется. И, наконец, в современных условиях, когда воздушные линии строятся на унифицированных опорах, допущение (4-1) представляется очень спорным. Поэтому сечения, выбранные по экономической плотности тока, взятой из [9], далеко не всегда являются экономически целесообразными в действительности.

4.3.2 Метод экономических интервалов

Для пояснения сущности этого метода вновь обратимся к выражению (4-3). Зададимся вопросом, как приведенные затраты на линию электропередачи, выполненную проводом сечением Fi  зависят от тока , протекающего в линии в часы наибольших нагрузок. Для этого в (4-3) подставим соответствующие данному сечению стоимость сооружения одного километра линии  и погонное сопротивление . В результате получим:

                   (4-6)

Как видно из этого выражения, эта зависимость представляет собой квадратичную параболу (рис.4.2, кривая ). При этом величина  будет определять положение параболы по высоте (коэффициент ), а величина  - крутизну параболы (коэффициент ).

Рассмотрим еще два варианта сооружения этой линии, один – с сечением провода   меньшим, чем  , а второй – с сечением большим, чем . Допустим, что  а   > . Тогда будут выполняться неравенства:  , а соответствующие параболы займут положение, показанное на рис.4.2, кривые .

Как видно из рис.4.2, в точках 1, 2 и 3 параболы пересекаются. Это значит, что при соответствующих этим точкам токах приведенные затраты на линию одинаковы для двух сечений. Так, например, в точке 1 равнозатратны варианты линии с сечениями , а в точке 2 - варианты линии с сечениями . Ток , соответствующий точке 1, называется граничным, потому, что при токах меньших, чем этот, выгоднее сечение , а при токах, больших, чем этот выгоднее сечение .

Но, если ток в линии больше граничного тока , то выгоднее становится сечение , так как в этой области ниже всех проходит парабола . Таким образом, экономическим интервалом сечения  (то есть интервалом, где это сечение самое выгодное) является интервал токов  и .

 Аналогично, экономический интервал сечения  находится левее тока , а экономический интервал сечения , - правее тока  (если не рассматривать варианты с другими сечениями).

Если рассмотреть варианты линии со всеми сечениями, применяе­мыми при данном номинальном напряжении, то вся область токов  будет разбита на интервалы, в каждом из которых экономически целесообразным будет одно из сечений. При этом может оказаться, что для некоторых сечений кривая затрат на всем протяжении проходит выше остальных (пунктирная линия на рис.4.2). Это означает, что данное сечение своего экономического интервала не имеет, то есть невыгодно при любых токах.

Таким образом, для выбора экономически целесообразного сечения в принципе достаточно отложить на оси абсцисс ток, ожидаемый в проектируемой линии в часы наибольших нагрузок и посмотреть, в экономический интервал какого сечения он попадает. Однако на практике рассчитывать затраты и строить кривые по типу рис.4.2 было бы слишком трудоемко. Поэтому метод получил свое дальнейшее развитие, и в литературе [3,7] опубликованы таблицы граничных токов, а также номограммы для выбора экономически целесообразных сечений.

   Чтобы грамотно пользоваться номограммами, рассмотрим, как они построены. Как следует из рис.4.2, при токе в линии, равном граничному, два смежных сечения равнозатратны, то есть справедливо равенство:

;

Отсюда можно получить выражение для граничного тока  между экономическими интервалами сечений : .

Подставив в это выражение вместо коэффициентов C и D их значения из (4-4), после преобразований получим:

;                   (4-7)

где      А/( руб./кВт)1/2         коэффициент, зависящий от стоимости сооружения одного километра линии, то есть от ее конструктивного исполнения (имеется в виду номинальное напряжение, материал опор, одноцепная или двухцепная, район по гололеду – все это сказывается на величине );

 и  , (кВт/руб)1/2 ; -  аргумент, зависящий от параметров, входящих в подкоренное выражение.

Номограммы представляют собой графики  построенные для разных пар смежных сечений. Как следует из (4-7), они представляют собой пучок прямых линий, выходящих из начала координат (рис. 4.3). Секторы между ними и есть экономические интервалы применяемых сечений. Если для какого-либо сечения сектор отсутствует, то это значит, что данное сечение экономического интервала не имеет. Для каждого конструктивного исполнения линии имеется отдельная номограмма [3].

Выбор экономически целесообраз­ного сечения по номограммам экономиче­ских интервалов производится в следую­щем порядке.

1.Выбирается номограмма, соответст­вующая принятому конструктив­ному исполнению линии.

2.Определяется величина параметра  и откладывается на оси абсцисс.

3.Определяется расчетное значение наибольшего тока в проектируемой линии  и откладывается на оси ординат.

4.По точке пересечения полученных координат выбирается сечение.

Подпись: Рисунок 4.3- Номограмма
экономических интервалов
При пользовании готовыми номограммами из справочников необходимо помнить, что они получены и опубликованы много лет назад. Стоимость сооружения линий (от которой зависит коэффициент ) за прошедшее время сильно изменилась, поэтому наклон границ интервалов уже не соответствует действительности. Для приближенного учета этого фактора рекомендуется при определении параметра  ввести в него коэффициент удорожания, то есть пользоваться формулой:

;                                              (4-8)

Более радикальным и более надежным решением будет построение собственных номограмм с использованием сегодняшних цен. Порядок построения таких номограмм рассмотрен ниже, в п. 4.7.1.

4.3.3 Проверка выбранного сечения по техническим ограничениям

В процессе эксплуатации провода воздушных линий подвергаются различным воздействиям. Это – нагрев проводов протекающими токами, атмосферные воздействия (гололед, ветер) и некоторые другие. Выбранное сечение должно быть таким, чтобы эти воздействия не препятствовали нормальной эксплуатации линий электропередачи и не приводили к преждевременному выходу проводов из строя.

Кроме того, высоковольтные ВЛ, если сечение проводов выбрано неверно, оказывают нежелательное воздействие на окружающую среду вследствие коронного разряда. С одной стороны это значительные электромагнитные помехи и акустический шум, с другой – дополнительные потери энергии.

Учет этих условий накладывает на выбираемые сечения определенные ограничения. Поэтому сечения, выбранные по условиям экономической целесообразности, обязательно должны проверяться на соответствие этим ограничениям.

Как сказано в ПУЭ, все проводники “должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов”. Так как в послеаварийных режимах часть элементов электрической сети выводится из работы, то оставшиеся работают с перегрузкой. Поэтому и проверку на допустимый нагрев нужно производить именно для послеаварийных режимов. При этом особенностью такой проверки является то, что температура провода как раз и не проверяется. На основе исследований и длительной практики эксплуатации ВЛ для каждого сечения установлены так называемые “допустимые нагрузки”. Они широко опубликованы в справочной литературе, например, в [7]. Это длительные токи, при которых при температуре воздуха +25°С температура провода равна своему допустимому значению.  А вся проверка состоит в том, чтобы проверить выполнение неравенства:                                        .                                                            (4-9)

Здесь  - допустимая для данного сечения нагрузка, А;

- ток в проверяемом элементе в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, А;

  - поправочный коэффициент, учитывающий фактическую среднемесячную для наиболее жаркого месяца температуру воздуха в 13 часов дня; приводится в справочниках, например, в [7].

Если неравенство (4-9) выполняется, то проверяемое сечение выбрано правильно, если не выполняется, то сечение необходимо увеличить.

Интенсивность коронного разряда зависит от состояния атмосферы и напряженности электрического поля вблизи поверхности провода. Полностью исключить коронный разряд нельзя, но его можно ограничить до величины, когда потери энергии не превышают экономически приемлемый уровень. Исследованиями установлено, что в ВЛ 110…220 кВ такое ограничение имеет место, если диаметр провода  удовлетворяет условию: .                  (4-10)

По (4-10) для каждого номинального напряжения легко установить минимальное сечение провода, при котором потери энергии на коронный разряд экономически приемлемы. Для напряжения 110 кВ это 70 мм2, а для 220кВ – 240 мм2. Для напряжения 35 кВ потери на коронный разряд незначительны при любых сечениях, применяемых при этом напряжении.

4.4 Определение некоторых параметров проектируемой сети

При проведении предварительного расчета достаточно определить активные и реактивные сопротивления всех участков линий, входящих в проектируемую сеть.

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

где:     - длина участка в км и количество цепей;

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

          Значения погонных сопротивлений можно найти в справочниках, например [6, табл.П.1-2, П.1-3] или вычислить по выражениям:

.

Здесь:  - удельное сопротивление материала провода (для алюминия  Ом мм2/км);

 -соответственно сечение(мм2) и диаметр(мм) провода;

 - среднегеометрическое расстояние между проводами (мм).

Последнюю величину можно определить по эскизу опоры или, ориентировочно, по справочным данным [6, табл.2-2].

Остальные параметры сети определяются позже, во время уточненного расчета.

4.5 Приближенный расчет некоторых параметров режима

На стадии предварительного расчета достаточно определить потери мощности в сети в нормальном режиме наибольших нагрузок, а также потерю напряжения до электрически наиболее удаленных точек сети в нормальном режиме наибольших нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

Потери мощности определяются сначала по участкам по формуле:

,                                          (4-11)

где , МВт - приближенное значение потока мощности на участке;

, Ом - активное сопротивление участка.

Затем потери мощности по участкам суммируются и определяются общие потери мощности во всей сети. Полученный результат будет использован при технико-экономическом сравнении вариантов.

Потери напряжения в нормальном режиме определяются также сначала по участкам по формуле:                    , кВ            (4-12)

Здесь - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.

Потери напряжения до электрически наиболее удаленных точек сети определяются также путем суммирования потерь напряжения по участкам. В радиально-магистральнеой сети электрически наиболее удаленные точки обычно совпадают с точками, наиболее удаленными географически. В кольцевой сети электрически наиболее удаленными точками считаются также и точки потокораздела.

Затем выбирается наиболее тяжелый послеаварийный режим. В радиально-магистральной сети это обычно режим, возникающий после отказа одной из цепей головного участка магистрали. Так как потокораспределение при этом не изменяется, то расчет потери напряжения для этого режима производят так же, как и для нормального режима, но с учетом изменившихся сопротивлений поврежденного участка.

В кольцевой сети наиболее тяжелым послеаварийным режимом можно считать режим, возникающий после отказа наиболее загруженного головного участка кольца. При этом полностью меняется потокораспределение, так как сеть из кольцевой превращается в радиально-магистральную. Поэтому вначале следует рассчитать потокораспределение в послеаварийном режиме, затем потерю напряжения по участкам, а затем – потерю напряжения до электрически наиболее удаленных точек.

 В сетях 35 кВ и выше потеря напряжения и отклонения напряжения от номинального значения не нормируются. Но, чтобы поставлять потребителям качественную электроэнергию, на подстанциях потребителей необходимо обеспечить возможность встречного регулирования напряжения. Поэтому полученные в этом разделе величины потери напряжения до наиболее удаленных точек в нормальном и, особенно, в послеаварийном режиме, нужно соотнести с возможностями серийных устройств РПН (см. п.6.7) и сделать вывод, можно ли будет на всех подстанциях обеспечить встречное регулирование напряжения.

Если окажется, что потеря напряжения в каком-то режиме выше возможностей устройств РПН, то это будет означать, что данный вариант не соответствует техническим требованиям, и необходимо или внести в него какие-то изменения, снимающие данную проблему, или рассмотреть другой вариант. Одна из возможностей на этом пути (впрочем, малоэффективная) - это замена на проблемном участке одноцепной линии на двухцепную. Тогда после отказа одной из цепей возникающий послеаварийный режим уже не будет наиболее тяжелым. Но тогда наиболее тяжелым послеаварийным режимом станет режим, возникающий после отказа какого-то другого элемента, и необходимо рассчитать и оценить потерю напряжения в этом новом режиме.

Другие возможности по уменьшению потери напряжения рассмотрены в п. 4.3 (см. комментарии к вариантам 9…12).

4.6 Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Влияние параметров трансформаторов на электрический режим сети проверяют только на стадии уточненного расчета. Поэтому и выбор трансформаторов можно произвести после того, как окончательно выбран вариант. Но, если в сравниваемых вариантах предполагается использовать подстанции с разными номинальными напряжениями, то для корректного технико-экономического сравнения вариантов трансформаторы для этих подстанций нужно выбрать раньше, причем для каждого варианта свои.

Число трансформаторов на подстанциях 35 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности.

Если  потребители какой-то  подстанции все относятся к третьей категории, то на такой подстанции достаточно установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора  выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей этой подстанции                                            (4-13)

Здесь 0,9 – коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установки двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям. Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей, то есть:                                                  (4-14)

Во-вторых, в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей первой и второй категории  с  учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе. Согласно [9] если нагрузка трансформатора в нормальном режиме не превышает , то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки. В задании на курсовой проект суточные графики не даны, но можно принять, что эти условия выполняются, тогда вторым условием выбора мощности трансформаторов будет:                      .                                                 (4-15)

Если на какой-либо из подстанций предполагается переход на более низкую ступень напряжения, то на ней  устанавливаются трехобмоточные трансформаторы, причем их номинальная мощность выбирается исходя как из мощности потребителей, так и проходной мощности.

 

4.7 Примеры предварительного расчета некоторых параметров сети и ее электрического режима

В качестве примеров предварительного расчета рассмотрены расчеты вариантов 3, 8 и 9, отобранных в п.3.4. Они представляют собой радиально-магистральную сеть, комбинированную сеть и кольцевую сеть. Мощности потребителей в часы наибольших нагрузок для этих вариантов взяты из примера п. 2.2.

Сечения проводов во всех этих примерах выбирались методом экономических интервалов. Вместе с тем, для сопоставления, в примере п.4.7.1 параллельно сделан выбор сечений также и методом экономической плотности тока.

4.7.1 Радиально-магистральная сеть

Расчетная схема этого варианта сети представлена на рис.4.4. потоки мощности на участках сети определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 5-6 равен мощности потребителя 6, то есть:

 МВА.

Подпись: Рисунок 4.4 - Расчетная схема
варианта 3
 Поток мощности на участке 4-5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 5:

 МВА.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в табл.2, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке А-1:

кВ.

Принимаем ближайшее стандартное значение 35 кВ.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в табл.2.

Так как нагрузка в пункте 3 очень мала, то линию А-2-3 предпо­лагается соорудить с двумя номи­нальными напряжениями – 110 кВ на участке А-2 и 35 кВ на участке 2-3. При этом на подстанции потребителя 2 преду­сматривается установка трех­обмо­точных трансформаторов.

На всех участках линии А-4-5-6 предусматривается одно номиналь­ное напряжение 110 кВ. Это объяс­няется тем, что мощность, передаваемая по участку 5-6, близка к предельной для линий 35 кВ. Поэтому по сравнению с напряжением 110 кВ напряжение 35 кВ большой выгоды не даст, и сооружение в пункте 5 еще одной подстанции с трех­обмоточными трансформаторами экономически не оправдано.

Таблица 4.1-Выбор напряжений для варианта 3

Участок

L, км

P, МВт

Q, Мвар

S, МВА

U', кВ

Uном, кВ

А-1

42

9,36

3,08

9,85

42,79

35

А-2

61

16,85

5,4

17,69

57,27

110

2-3

32

5,6

1,75

5,87

33,18

35

А-4

57

37,09

12,29

39,07

83,46

110

4-5

22

21,51

7,03

22,63

62,60

110

5-6

28

8,25

2,66

8,67

40,03

110

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов.

Сначала построим номограммы границ экономических интервалов. Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл.3. Они взяты из [3, табл. 6.99 и 6.100],  с  учетом  коэффициента  удорожания  (здесь  принято kуд = 18), и из [5, табл.П.1].

Таблица 4.2-Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии

Стоимость сооружения К0i , тыс.руб/км для провода марки:

АС-70/11

АС-95/16

АС-120/19

АС-150/24

АС-185/29

АС-240/32

Двухцепная 35 кВ

-

351

311

320

-

-

Одноцепная 110 кВ

263

257

236

238

248

272

Двухцепная 110 кВ

385

378

367

400

425

450

Погонное сопротивление, R0i, Ом/км

0,429

0,306

0,249

0,198

0,162

0,121

Как следует из таблицы, стоимость сооружения линий с проводами марок АС-70/11 и АС-95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70мм2 и 95мм2 экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

. Определяем наибольшее значение параметра , приняв руб/кВт∙ч;  и час:

(кВт/руб.)1/2.

Определяем граничный ток для одной из пар сечений, скажем, для мм2 и мм2 для двухцепной линии 110 кВ:

 А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично. Результаты заносим в табл.4.3.

Таблица 4.3 -Граничные токи между сечениями

Пары сечений

120/150

150/185

185/240

150/240

120/240

Двухцепная 35 кВ

252,4

 

 

 

 

Одноцепная 110 кВ

119,0

316,7

459,7

 

 

Двухцепная 110 кВ

483,3

500,7

469,2

484,2

483,8

Для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240 мм2 получился меньше, чем для пары сечений 150 и 185 мм2. Это озна­чает, что сечение 185 мм2экономического интервала не имеет. Поэтому оп­ределяем граничный ток для пары сечений 150 и 240 мм2. Он оказался прак­тически равным граничному току для пары сечений 120 и 150 мм2. Следова­тельно, экономический интервал сечения 150 мм2 также практически отсут­ствует. Поэтому определяем граничный ток для пары сечений 120 и 240 мм2.

Итак, при данной стоимости сооружения линий для двухцепных линий 35 кВ экономически выгодными могут быть только два сечения: 120 мм2 и 150 мм2. Для одноцепных линий 110 кВ могут быть выгодными сечения 120 мм2, 150 мм2, 185 мм2 и 240 мм2. Для двухцепных линий 110 кВ – 120 мм2 и 240 мм2. На рисунке 4.5 представлены номограммы экономических интервалов, построенные по данным табл.4.3.

Теперь по построенным номограммам выберем сечения. Для этого нужно найти значение параметра  и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

 По [3, рис.6.1] для заданного значения числа часов использования максимума определяем . В качестве приемлемого срока окупаемости примем года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит . Стоимость потерь электроэнергии принимаем 0,6 руб./кВт∙ч. Норму отчислений на амортизацию и обслуживание на основании [3, табл.6.32] примем .

Тогда                     (кВт/руб.)1/2.

Определяем наибольший ток в одной цепи линии А-1:

А.

По номограмме для двухцепной линии 35 кВ на рис. 4.5 определяем, что при  ток 81,2 Апопадает в экономический интервал сечения  120 мм2. Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-120/19.

Подпись: Двухцепная 35 кВ		      Одноцепная 110 кВ		Двухцепная 110 кВ
Рисунок 4.5 - Номограммы экономических интервалов

 

 

 

 

 

 

 

Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 162,4 А.  Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 390 А [3, табл.6.54А], то есть значительно выше. По коронному разряду проверку не делаем, так как напряжение 35 кВ.

Определяем некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление   Ом/км  берем из табл.3, реактивное погонное сопротивление  Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:

 Ом.

Потери мощности в линии:                МВт.

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме: ;

    .

Отметим, что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмерима с пределами регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35 кВ [3.табл.6.48], составляющими  ±8 ×1,5 = ±12%. Поэтому, если при уточненном расчете окажется, что на шинах потребителя 1 в послеаварийном режиме не удается обеспечить требуемый уровень напряжения, то придется перейти на номинальное напряжение 110 кВ.

Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в табл.4.4.

Таблица 4.4- Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий

Участок

S, МВА

I, А

F,мм2

r0, Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

X, Ом

DP, МВт

DU, %

А-1

9,85

81,24

120

0,249

5,23

0,414

8,69

0,41

6,17

А-2

17,69

46,42

120

0,249

7,60

0,427

13,02

0,20

1,64

2-3

5,87

48,41

120

0,249

3,98

0,414

6,62

0,11

2,77

А-4

39,07

102,53

120

0,249

7,10

0,427

12,17

0,90

3,41

4-5

22,63

59,39

120

0,249

2,74

0,427

4,70

0,12

0,76

5-6

8,67

22,75

120

0,249

3,49

0,427

5,98

0,02

0,37

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:              МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

 %;

 %.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:

в магистрали А-3    -       %;

в магистрали А-6    -       %.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже, чем возможности устройств РПН.

Теперь для сопоставления повторим выбор сечений проводов методом экономической плотности тока. Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов и числа часов использования максимума   в соответствии с [9, табл.1.3.36] составляет 1,0 А/мм2. Экономические сечения определяем по формуле . Затем выбираем ближайшее стандартное сечение. Расчет произведен в табл.4.5.

Таблица 4.5-Стандартные сечения, выбранные по экономической плотности тока

Участок

А-1

А-2

2-3

А-4

4-5

5-6

Iнб, А

81,24

46,42

48,41

102,53

59,39

22,75

Fэк, мм2

81

46

48

103

59

23

Fст

70

70

50

95

70

70

Как следует из таблицы, сечения получились совершенно другие, чем при использовании метода экономических интервалов.

Теперь выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.

 Среди потребителей ПС1 согласно заданию имеются потребители I и II категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям: (4-14) и (4-15). То есть:

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН [6.табл.6.134].

Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для ПС4 и ПС6:

Для обеих ПС выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Мощности трансформаторов для ПС4 - 10 МВА и для ПС 6 - 6,3 МВА.

На ПС2 предусматриваем установку трехобмоточных трансформаторов, поэтому при определении их номинальной мощности учитываем и нагрузку ПС3:                    

Выбираем КТПБ 110/35/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА.

Определяем номинальную мощность трансформаторов на ПС3:

Выбираем КТПБ 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 4 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.

Потребители ПС5 только третьей категории. Поэтому предусматриваем установку одного трансформатора с номинальной мощностью, удовлетворяющей условию (4-13):              

          Выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 16 МВА.  

4.7.2 Кольцевая сеть

 

 

 


Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

 

 

 

 

Подпись: Рисунок 4.6- Расчетная схема варианта 9


Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

 

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

МВт;

 Мвар.

Поток на участке 1-3 определяем по первому закону Кирхгофа: МВА.

Потоки на остальных участках определяются аналогично. Результаты расчета приведены в табл.4.6.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку Б-4:

 кВ.

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.

Выбор сечений проводов произведен методом экономических интервалов аналогично п.4.6.1. Результаты расчетов представлены в табл.4.6. Там же приведены результаты расчета параметров сети и параметров нормального режима.

Таблица 4.6-Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Участок

S, МВА

I, А

F,мм2

r0, Ом/км

R, Ом

x0,

Ом/км

X, Ом

DP, МВт

DU,%

А-1

30,38

159,44

240

0,121

5,08

0,405

17,01

0,39

2,54

1-3

20,52

107,72

185

0,162

6,64

0,413

16,93

0,23

1,96

3-2

14,66

76,93

150

0,198

6,34

0,42

13,44

0,11

1,24

2-6

2,83

14,86

120

0,249

6,97

0,427

11,96

0,00

0,25

6-5

5,84

30,65

120

0,249

6,97

0,427

11,96

0,02

0,49

5-4

19,80

103,92

150

0,198

4,36

0,42

9,24

0,14

1,14

4-Б

36,24

190,23

240

0,121

6,90

0,405

23,09

0,75

4,13

Общие потери мощности составляют  МВт; общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела   %.


Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рис.4.7. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения проведен в табл.4.7.

Таблица 4.7-Потеря напряжения в послеаварийном режиме

DUА-1, %

DU1-3, %

DU3-2, %

DU2-6, %

DU6-5, %

DU5-4, %

DU,%

6,14

5,98

4,73

3,69

2,74

1,06

24,47

Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме оказалась значительно выше, чем пределы регулирования устройств РПН [3, табл.6.47]. Поэтому переходим к варианту 10 (сложно-замкнутая сеть).

4.7.3 Сложно-замкнутая сеть

Перед расчетом потокораспределения преобразуем ее в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разнесем нагрузку 1 между точкой А и точкой 3 (рис.4.8, а)). При этом в точку 3 перемещается мощность:

 МВА.

Это увеличивает нагрузку в точке 3 до величины:

 МВА.

Теперь эту новую нагрузку точки 3 разносим между точками А и 2 (рис.4.8, б)):

 МВА.

При этом в точке 2 нагрузка увеличивается до величины:

 МВА.

Теперь две параллельные линии А-1-3-2' и А-2 заменяем одной эквивалентной (рис. 4.8, в)) и определяем ее длину:

 км.

Подпись: Рисунок 4.8-Преобразование сложно-замкнутой сетиПолучившуюся в результате преобразования кольцевую линию “разрезаем” по источнику и представляем, как линию с двухсторонним питанием. Далее, так же как в п.4.6.2, производим расчет потокораспределения. Результаты расчета представлены на расчетной схеме (рис.4.9).

Теперь преобразуем сеть в обратном порядке и находим потоки мощности на других участках.

Потоки мощности на участках А-2 и А-1-3-2:

 МВА.

 МВА.


Нагрузку  возвращаем в точку 3, а нагрузку  - в точку 1:

 МВА;

 МВА;

 МВА.

Расчетная схема сложно-замкнутой сети до преобразования (точнее, после обратного преобразования) представлена на рисунке 4.10.

 

Подпись: Рисунок 4.10- Расчетная схема сложно-замкнутой сети до преобразованияПо полученным данным выбираем сечения линий, определяем их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчетов представлены в табл.4.8.

Таблица 4.8-Сечения провода и некоторые параметры сложно-замкнутой сети

Участок

I, А

F, мм2

r0, Ом/км

R, Ом

x0,

Ом/км

X, Ом

DP,МВт

DU, %

А-1

99,72

150

0,198

8,32

0,420

17,64

0,25

2,31

1-3

48,00

150

0,198

8,12

0,420

17,22

0,06

1,08

3-2

17,21

120

0,249

7,97

0,427

13,66

0,01

0,36

А-2

110,26

185

0,162

9,88

0,413

25,19

0,36

3,29

2-6

65,54

150

0,198

5,54

0,420

11,76

0,07

1,02

А-4

139,04

185

0,162

9,23

0,413

23,54

0,54

3,90

4-5

53,23

150

0,198

4,36

0,420

9,24

0,04

0,64

5-6

20,05

120

0,249

6,97

0,427

11,96

0,01

0,37

 

Общие потери мощности составляют  МВт; потеря напряжения до точки потокораздела %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в простую кольцевую сеть. Расчетная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.11.

Подпись: Рисунок 4.11-Расчетная схема сложно-замкнутой сети в послеаварийном режимеРасчет потокораспределения по этой схеме произведен аналогично п.4.6.2. Особенностью расчета является только то, что нагрузка в точке 2 кольца представляет собой сумму нагрузок собственно потребителя 2 и магистрали 2-6-5-4.

Далее проведена проверка соответствия нагрузок линий в послеаварийном режиме длительно допустимым нагрузкам для выбранных сечений и проведен расчет потерь напряжения на каждом участке. Результаты расчета сведены в табл.4.9.

Таблица 4.9-Потери напряжения в послеаварийном режиме сложно-замкнутой сети

DUА-1, %

DU1-3, %

DU3-2, %

DUВ-2, %

DU2-6, %

DU6-5, %

DU5-4, %

DU,%

3,13

1,99

1,23

5,47

2,89

2,61

0,96

12,81

Общая потеря напряжения до наиболее удаленной точки получилась меньше, чем пределы регулирования устройств РПН.

Выбираем трансформаторы и схемы ОРУ для этого варианта. Условия для выбора номинальной мощности трансформаторов остаются такими же, как в п.4.7.1, за исключением ПС2. На ПС2 в этом варианте устанавливаются двухобмоточные трансформаторы, поэтому их номинальная мощность должна удовлетворять условиям:

Для ПС2 выбираем КТПБ 110/10 кВ с мостиком с двумя выключателями в перемычке и с отделителями в цепях трансформаторов; номинальная мощность трансформаторов 10 МВА.

Для ПС5 выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем, с одним трансформатором с номинальной мощностью 16 МВА.

Для остальных подстанций выбираем КТПБ 110/6 кВ с мостиком с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов на ПС1, ПС3 и ПС6 – 6,3 МВА, на ПС4 – 10 МВА.

4.7.4 Комбинированная сеть

Расчетная схема этого варианта представ­лена на рис.4.12. Расчет пото­кораспределения кольце­вого участка вы­полнен аналогично п.4.7.2. При этом нагрузка в точке 2 принята равной сумме на­грузок потребителей 2 и 6. Расчет потокораспределе­ния на  магистральном участке выполнен аналогично п.4.7.1.

Выбор номинального напряжения, выбор сечений проводников, расчет параметров линий и некоторых параметров режима произведен аналогично ранее рассмотренным вариантам. Результаты расчета представлены в табл.4.10.

Таблица 4.10-Сечения и некоторые параметры комбинированной сети

Участок

Uном

I, А

F,мм2

r0, Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

X, Ом

DP,МВт

DU, %

А-1

110

92,92

150

0,198

8,32

0,420

17,64

0,22

1,95

1-3

110

41,20

120

0,249

10,21

0,427

17,51

0,05

0,98

3-2

110

10,41

120

0,249

7,97

0,427

13,66

0,00

0,19

Б-2

110

97,17

150

0,198

12,08

0,420

25,62

0,34

2,96

2-6

110

22,75

120

0,249

3,49

0,427

5,98

0,02

0,37

А-4

110

79,79

120

0,249

7,10

0,427

12,17

0,54

2,66

4-5

110

36,64

120

0,249

2,74

0,427

4,70

0,04

0,47

 

Общие потери мощности составляют МВт. Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек составляет %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает после отказа головного участка Б-2, а в магистральной части – после отказа одной из цепей участка А-4.

При этом в линии А-4 в цепи, оставшейся в работе, удваивается ток, но его величина все равно ниже, чем допустимая для данного сечения (согласно [3, табл.6.54А]  Iдоп = 390 А). Кроме того, удваивается потеря напряжения на участке А-4, а общая потеря напряжения увеличивается до 5,79 %, но это значительно ниже регулировочного диапазона устройств РПН.

 Кольцевая линия в послеаварийном режиме превращается в магист­ральную линию. Ее рас­четная схема приведена на рис. 4.13.    Потокораспре­деление рассчитано по первому закону Кирхгофа аналогично п.4.7.1.

Подпись: Рисунок 4.13-Расчетная схема послеаварийного режима варианта 8Ток на головном участке А-1 составляет 190А, что значительно меньше, чем наибольший допустимы ток для этого сечения 450 А.

Потери напряжения, соответствующие этому потокораспределению, представлены в табл.4.11. Как следует из таблицы, общая потеря напряжения до наиболее удаленной точки значительно меньше, чем регулировочные возможности устройств РПН.

Таблица 4.11-Потери напряжения в послеаварийном режиме

DUА-1, %

DU1-3, %

DU3-2, %

DU2-6, %

DUS, %

3,99

3,28

2,00

0,62

9,89

Выбираем трансформаторы и схемы ОРУ для этого варианта.

Номинальные мощности трансформаторов на всех подстанциях, а также схемы ОРУ на ПС1, ПС3 и ПС5 в этом варианте такие же, как в сложно-замкнутой сети.

Для ПС2 выбираем КТПБ 110/10 кВ с мостиком с тремя выключателями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.

Для ПС4 выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителями в цепях трансформаторов, с неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Дополнительная линия, питающая ПС5, подключается к перемычке.

Для ПС6 выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН.


 

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ  ОБОСНОВАНИЕ  ПРОЕКТА

На стадии технико-экономического обоснования проекта необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов. Для этого существуют различные методики.

До 1994 года широко использовалась методика оценки эффективности капитальных вложений с использованием таких показателей, как приведенные затраты  и срок окупаемости . В качестве лучшего выбирался вариант, имеющий меньшие приведенные затраты или меньший срок окупаемости. В частности, эта методика лежит в основе выбора экономически целесообразных сечений проводников методом экономической плотности тока или методом экономических интервалов.

В настоящее время в условиях перехода экономики России  к рыночным отношениям эта методика считается устаревшей. В 1994 г. на правительственном уровне была утверждена методика [12], основанная на интегральных критериях экономической  эффективности инвестиционных проектов. Именно эту методику рекомендуется использовать для технико-экономического обоснования проекта.

При использовании этой методики оценка инвестиционного проекта осуществляется в пределах так называемого расчетного периода (или горизонта расчета), который охватывает время строительства и время эксплуатации объекта. При этом срок эксплуатации принимается равным  средневзвешенному нормативному сроку службы основного технологического оборудования. При необходимости учитываются и мероприятия, связанные с ликвидацией объекта. Горизонт расчета измеряется количеством шагов расчета. Для электрической сети в качестве шага расчета допускается принимать 1 год.

На каждом шаге определяется эффект, который представляет собой разность между результатами (доходами), полученными от реализации проекта и затратами всех участников проекта, как  финансовыми, так и производственными (в стоимостном выражении). Затем на основе эффектов, рассчитанных для всех шагов, определяются некие интегральные показатели (о них ниже), характеризующие проект в целом.  Для того, чтобы можно было соизмерять эффекты, достигаемые на разных шагах (то есть в разное время), все они приводятся (дисконтируются) к их ценности в какой-то один момент времени (обычно – момент окончания первого шага). В качестве цен используются так называемые базисные цены, сложившиеся в народном хозяйстве к моменту начала осуществления проекта. В случае необходимости учета изменения цен и инфляции вводятся индекс изменения цен и дефлирующий множитель.

5.1 Критерии оценки экономической эффективности вариантов

Методикой [12] рекомендуются следующие критерии экономической эффективности:

-чистый дисконтированный доход (ЧДД);

-индекс доходности (ИД);

-внутренняя норма доходности (ВНД);

-срок окупаемости.

Возможно использование и других критериев, отражающих специфику проекта или интересы его участников.

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период:                   ЧДД .

Здесь  - номер шага расчета;

 - результаты, достигаемые на  t-ом шаге расчета;

 - затраты, осуществляемые на том же шаге;

- коэффициент дисконтирования на  t-ом шаге расчета.

Коэффициент дисконтирования рассчитывается, на основании нормы дисконта Е, равной приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Если инвестирование проекта осуществляется за счет собственного капитала, то норма дисконта принимается несколько выше (за счет инфляции и инвестиционного риска), чем банковский процент по депозитным вкладам. Если капитал является заемным, то норма дисконта принимается равной процентной ставке по займам. Если норма дисконта постоянна в течение всего расчетного периода, то коэффициент дисконтирования на  t-ом шаге определяется по формуле: . Если же норма дисконта меняется, то используют формулу:

.

Срок эксплуатации электроэнергетических объектов обычно достаточно велик – несколько десятилетий. При этом, начиная уже со второго десятка лет, коэффициенты дисконтирования получаются настолько малыми, что соответствующие этим годам эффекты не могут оказать существенного влияния на ЧДД. Поэтому при оценке эффективности проектов в электроэнергетике вполне достаточно ограничится горизонтом расчета в 15 лет.

 Если ЧДД проекта положителен, то проект эффективен, если отрицателен, то неэффективен. Из нескольких вариантов проекта с положительными ЧДД эффективнее тот, у которого ЧДД выше.

Так как капитальные вложения в проект обычно осуществляются только на первых шагах его реализации, то на практике чаще пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого капитальные вложения исключаются из состава затрат и учитываются отдельно:

ЧДД .

Здесь - затраты на  t –ом шаге за вычетом капиталовложений;

  - сумма дисконтированных капиталовложений в проект;

- капиталовложения на  t –ом шаге.

В этом случае разность называется приведенным эффектом.

При постоянной норме дисконта, в отсутствие роста цен и инфляции  для вычисления ЧДД используется формула:

ЧДД = .

Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов расчетного периода к сумме капиталовложений:

ИД .

При оценке проектов по индексу доходности критерием эффективности проекта будет выполнение неравенства:  ИД > 1, причем, чем выше ИД, тем эффективнее проект.

Внутренняя норма доходности (ВНД) – это та норма дисконта, при которой сумма приведенных эффектов равна сумме капиталовложений. Для определения ВНД необходимо решить уравнение:

.

Если ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, то инвестиции в данный проект оправданы, если меньше, то инвестиции нецелесообразны. И, соответственно, из нескольких вариантов проекта выгоднее тот, который дает большую ВНД.

Срок окупаемости – это период, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты перекрываются суммарными результатами осуществления проекта. Его можно определить, решив уравнение:

.

Здесь b - минимальное положительное число, делающее Ток  целым.

Ни один из критериев сам по себе не является достаточным для принятия решения. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех критериев и интересов всех участников инвестиционного проекта.

Социальные, экологические и иные результаты проекта, не поддающиеся стоимостной оценке, рассматриваются, как дополнительные критерии, и также учитываются при принятии решения.

5.2 Пример оценки экономической эффективности вариантов

В качестве примеров предварительного расчета рассмотрены расчеты вариантов 3, 8 и 10, отобранных в п.3.4. Они представляют собой радиально-магистральную сеть, комбинированную сеть и сложно-замкнутую сеть. Исходные данные для оценки экономической эффективности этих вариантов взяты из примера п. 4.7.

Для всех вариантов делаем следующие допущения.

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

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

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

- третий год - оставшиеся капитальные вложения (заемные 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 ).

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

3.Горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год.

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

5.Норму дисконта принимаем равной 0,15.

6.Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6% на все оборудование.

7.Для оценки требуемых капитальных вложений будем пользоваться укрупненными показателями стоимости на 1990 год [3]. Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным 18.

8.Инфляцию не учитываем.

Начнем с варианта 3, то есть с радиально-магистральной сети.

Стоимость сооружения линии А-1 составит:

Здесь , - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-35 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 для III района по гололеду, по [3, табл. 6.100].

- протяженность линии А-1.

- коэффициент удорожания.

Стоимость сооружения остальных линий определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 5.1.

 

 

Таблица 5.1-Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Линия

Uном, кВ

Кол-во цепей

Марка провода

К0, тыс. руб./км

L, км

КВЛ, тыс. руб.

А-1

35

2

АС-120/19

17,3

42

13079

А-2

110

2

АС-120/19

20,4

61

22399

2-3

35

2

АС-120/19

17,3

32

9965

2-4

110

2

АС-120/19

20,4

57

20930

4-5

110

2

АС-120/19

20,4

22

8078

5-6

110

2

АС-120/19

20,4

28

10282

     Итого, воздушные линии

84733

 

Определяем капитальные вложения в подстанции.

Стоимость сооружения ПС1 определяем с использованием [6.табл.6.134].

Здесь - стоимость КТПБ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.

Стоимость сооружения остальных ПС определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 5.2..

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства. В денежном выражении это составляет 60000 тыс.руб./год, 30000 тыс.руб./год и 20347 тыс.руб./год. Вносим их в первую строку таблицы 5.7.

Таблица 5.2-Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети

ПС

Uном, кВ

nтр

Sтр ном, кВА

К, тыс.руб.

КПС, тыс.руб.

1

35/6

2

6300

190

3420

2

110/35/10

2

10000

310

5580

3

35/6

2

4000

170

3060

4

110/6

2

10000

240

4320

5

110/10

1

16000

150

2700

6

110/6

2

6300

225

4050

РПП

Ячейка КРУ 35 кВ с выключателем - 2 шт

[6, табл.6.114]

252

Ячейка  110 кВ с выключателем - 4 шт

2232

Итого, подстанции: 

25614

Остальные расчеты проводим в таблице 5.7.

Во вторую строку таблицы помещаем платежи в счет погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы займа, то есть по 10069 тыс. руб./ год.

В третью строку таблицы вписываем 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 заемные средства. Это составляет 7500 тыс. руб./год. Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2, то есть 12587 тыс. руб./год. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно, в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов (то есть на 2518 тыс.руб./год).

Далее для каждого шага определяем отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы и заполняем четвертую строку таблицы.

В пятую строку таблицы вносим тариф на электроэнергию.

Затраты на покупку электроэнергии (шестая строка таблицы) определяем по формуле:          

Здесь сэ – тариф на электроэнергию; на шаге 1 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 шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составит:

В седьмую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвертой и шестой строк.

В восьмую строку помещаем результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле:

На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии потребителям составит:

Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем, вычитая из результата общие затраты (без капитальных вложений), и заполняем восьмую строку таблицы.

В девятую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования. В качестве примера приведем расчет коэффициента дисконтирования для шага 6:

И, наконец, в последней строке таблицы определяем на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учетом дисконтирования):

На шаге 2:   

 Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываем, так как они сделаны за счет заемных средств.

Расчеты на остальных шагах производим аналогично.

Чистый дисконтированный доход для этого варианта, то есть для радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 35361 тыс.руб. Срок окупаемости 

Повторяем расчет для варианта 8 (комбинированная сеть).

Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, с использованием [3, табл. 6.99]. Результаты сводим в таблицу 5.3

Таблица 5.3-Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Линия

Uном, кВ

Кол-во цепей

Марка провода

К0, тыс. руб./км

L, км

КВЛ, тыс. руб.

А-1

110

1

АС-150/24

13,2

42

9979

1-3

110

1

АС-150/24

13,2

41

9742

3-2

110

1

АС-150/24

13,2

32

7603

А-2

110

1

АС-150/24

13,2

61

14494

2-6

110

2

АС-120/19

20,4

28

10282

А-4

110

2

АС-120/19

20,4

57

20930

4-5

110

1

АС-120/19

13,1

22

5188

   Итого, воздушные линии

78217

 

Так же, как и для радиально-магистральной сети, с использованием [6.табл.6.113,  6.114 и 6.134] определяем капитальные вложения в подстанции. Результаты помещаем в таблицу 5.4.

Таблица 5.4-Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети

ПС

Uном, кВ

nтр

Sтр ном, кВА

К, тыс.руб.

КПС, тыс.руб.

1

110/6

2

6300

330

5940

2

110/10

2

10000

396

7128

3

110/6

2

6300

330

5940

4

110/6

2

10000

240

4320

5

110/10

1

16000

150

2700

6

110/6

2

6300

225

4050

РПП

Ячейка  110 кВ с выключателем - 4 шт

[3, табл.6.114]

2232

Итого, подстанции: 

32310

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства. В первый год это составляет 60000 тыс.руб./год, во второй год 30000 тыс.руб./год и в третий - 20527 тыс.руб./год. Вносим их в первую строку таблицы 5.8. Остальные расчеты экономической эффективности этого варианта производим в таблице 5.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Повторяем расчет для варианта 10 (сложно-замкнутая сеть).

Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, с использованием [3, табл. 6.99]. Результаты сводим в таблицу 5.5.

Таблица 5.5-Капитальные вложения в ВЛ сложно-замкнутой сети

Линия

Uном, кВ

Кол-во цепей

Марка провода

К0, тыс. руб./км

L, км

КВЛ, тыс. руб.

А-1

110

1

АС-150/24

13,2

42

9979

1-3

110

1

АС-150/24

13,2

41

9742

3-2

110

1

АС-120/19

13,1

32

7603

А-2

110

1

АС-185/29

13,8

61

15152

А-4

110

1

АС-185/29

13,8

57

14159

4-5

110

1

АС-150/24

13,2

22

5227

5-6

110

1

АС-120/19

13,1

28

5188

2-6

110

1

АС-150/24

13,2

28

6653

   Итого, воздушные линии

73703

Так же, как и для радиально-магистральной сети, с использованием [6.табл.6.113,  6.114 и 6.134] определяем капитальные вложения в подстанции. Результаты помещаем в таблицу 5.6.

Таблица 5.6-Капитальные вложения в подстанции сложно-замкнутой сети

ПС

Uном, кВ

nтр

Sтр ном, кВА

К, тыс.руб.

КПС, тыс.руб.

1

110/6

2

6300

330

5940

2

110/10

2

10000

373

6714

3

110/6

2

6300

330

5940

4

110/6

2

10000

350

6300

5

110/10

1

16000

150

2700

6

110/6

2

6300

330

5940

РПП

Ячейка  110 кВ с выключателем - 3 шт

[3, табл.6.114]

1674

Итого, подстанции: 

35208

Общие капитальные вложения для этого варианта составят:


 

Таблица 5.7-Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-магистральной сети*

Показатели

Единицы

Величина показателя по шагам (годам)

Шаг 0

Шаг 1

Шаг 2

Шаг 3

Шаг 4

Шаг 5

Шаг 6

Шаг 7

Шаг 8

Шаг 9

Шаг 10

Шаг 11

Шаг 12

Шаг 13

Шаг 14

Капитальные вложения

тыс.руб./ год

60000

30000

20347

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Погашение

 кредита

 

 

 

 

10069

10069

10069

10069

10069

 

 

 

 

 

 

 

Проценты за кредит

 

 

7500

12587

12587

10069

7552

5035

2517

 

 

 

 

 

 

 

Отчисления на эксплуатационное обслуживание

 

 

3600

5400

6621

6621

6621

6621

6621

6621

6621

6621

6621

6621

6621

6621

Тариф на

покупаемую

 электроэнергию

руб./кВт∙ч

1,1

1,11

1,12

1,13

1,14

1,16

1,17

1,18

1,19

1,20

1,22

1,23

1,24

1,25

1,26

Затраты на покупку электроэнергии

тыс.руб./ год

 

229737

371255

468709

473397

478131

482912

487741

492618

497545

502520

507545

512621

517747

522924

Общие затраты (без капиталовложений)

 

 

240837

389242

497986

500156

502373

504637

506949

499239

504165

509141

514166

519241

524368

529545

Выручка от реализации электроэнергии

 

 

247549

400038

505049

510099

515200

520352

525556

530811

536119

541480

546895

552364

557888

563467

Приведенный эффект

 

 

6712

10797

7062

9943

12827

15715

18607

31572

31954

32340

32729

33123

33520

33922

Коэффициент дисконтирования

 

1,000

0,870

0,756

0,658

0,572

0,497

0,432

0,376

0,327

0,284

0,247

0,215

0,187

0,163

0,141

Чистый дисконтированный доход

тыс.руб.

-60000

-54164

-46000

-41357

-35672

-29294

-22500

-15505

-5184

3899

11893

18928

25119

30567

35361

* Расчет таблицы произведен в среде Excel с учетом большого количества разрядов,  поэтому при проверке значений на калькуляторе могут быть небольшие расхождения.

Таблица 5.8 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении комбинированной сети*

Показатели

Единицы

Величина показателя по шагам (годам)

Шаг 0

Шаг 1

Шаг 2

Шаг 3

Шаг 4

Шаг 5

Шаг 6

Шаг 7

Шаг 8

Шаг 9

Шаг 10

Шаг 11

Шаг 12

Шаг 13

Шаг 14

Капитальные вложения

тыс.руб./ год

60000

30000

20527

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Погашение

 кредита

 

 

 

 

10105

10105

10105

10105

10105

 

 

 

 

 

 

 

Проценты за кредит

 

 

7500

12632

12632

10105

7579

5053

2526

 

 

 

 

 

 

 

Отчисления на эксплуатационное обслуживание

 

 

3600

5400

6632

6632

6632

6632

6632

6632

6632

6632

6632

6632

6632

6632

Тариф на

покупаемую

 электроэнергию

руб./кВт∙ч

1,1

1,11

1,12

1,13

1,14

1,16

1,17

1,18

1,19

1,20

1,22

1,23

1,24

1,25

1,26

Затраты на покупку электроэнергии

тыс.руб./ год

 

228271

368885

465717

470375

475078

479829

484627

489474

494368

499312

504305

509348

514442

519586

Общие затраты (без капиталовложений)

 

 

239371

386917

495086

497217

499394

501619

503891

496105

501000

505944

510937

515980

521073

526218

Выручка от реализации электроэнергии

 

 

247549

400038

505049

510099

515200

520352

525556

530811

536119

541480

546895

552364

557888

563467

Приведенный эффект

 

 

8178

13122

9962

12882

15806

18733

21665

34706

35119

35537

35958

36384

36814

37249

Коэффициент дисконтирования

 

1,000

0,870

0,756

0,658

0,572

0,497

0,432

0,376

0,327

0,284

0,247

0,215

0,187

0,163

0,141

Чистый дисконтированный доход

тыс.руб.

-60000

-52889

-42967

-36416

-29051

-21193

-13094

-4949

6396

16379

25163

32892

39693

45676

50940

* Расчет таблицы произведен в среде Excel с учетом большого количества разрядов,  поэтому при проверке значений на калькуляторе могут быть небольшие расхождения.

Таблица 5.9 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении сложно-замкнутой сети*

Показатели

Единицы

Величина показателя по шагам (годам)

Шаг 0

Шаг 1

Шаг 2

Шаг 3

Шаг 4

Шаг 5

Шаг 6

Шаг 7

Шаг 8

Шаг 9

Шаг 10

Шаг 11

Шаг 12

Шаг 13

Шаг 14

Капитальные вложения

тыс.руб./ год

60000

30000

18911

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Погашение

 кредита

 

 

 

 

9782

9782

9782

9782

9782

 

 

 

 

 

 

 

Проценты за кредит

 

 

7500

12228

12228

9782

7337

4891

2446

 

 

 

 

 

 

 

Отчисления на эксплуатационное обслуживание

 

 

3600

5400

6535

6535

6535

6535

6535

6535

6535

6535

6535

6535

6535

6535

Тариф на

покупаемую

 электроэнергию

руб./кВт∙ч

1,1

1,11

1,12

1,13

1,14

1,16

1,17

1,18

1,19

1,20

1,22