Технико-экономические показатели

Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта.

Формирование схем электрических соединений вариантов сети

На выбор рационального варианта построения сети существенное влияние оказывают главные схемы электрических соединений понижающих подстанций

Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части станций и подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т. д.

Для подстанций с двумя напряжениями существуют типовых схемы, которые в зависимости от применяемых коммутационных аппаратов на стороне ВН можно разделить на две группы:

1) упрощенные схемы (на отделителях и короткозамыкателях) без выключателей или с сокращенным числом выключателей

2) схемы на выключателях

В соответствии с нормами технологического проектирования подстанций для четвертого района по гололедообразованию запрещается использование упрощенных схем на отделителях и короткозамыкателях.

В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей смежных подстанций на вновь сооружаемых подстанциях эти схемы применять не рекомендуется.

Рассмотрим наиболее часто используемые схемы главных соединений подстанций.

Наиболее простыми являются блочные схемы (Рисунки 1.19-1.25). Они применяются в разомкнутых сетях (радиальных или магистральных) на тупиковых или на ответственных подстанциях, присоединенных к одной или двум параллельным линиям напряжением до 330 кВ включительно.

Рисунок 1.19 Одно трансформаторная подстанция
со схемой на стороне ВН - блок с отделителем

Рисунок 1.20 Одно трансформаторная подстанция
со схемой на стороне ВН - блок с выключателем

Рисунок 1.21 Двух трансформаторная подстанция
со схемой на стороне ВН – два блока с отделителями

Рисунок 1.22 Двух трансформаторная подстанция
со схемой на стороне ВН – два блока с отделителями и неавтоматической
перемычкой между ними

Рисунок 1.23 Двух трансформаторная подстанция
со схемой на стороне ВН – два блока с выключателями

Рисунок 1.24 Двух трансформаторная подстанция со схемой на стороне ВН – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой между ними

Блочные схемы двух трансформаторных подстанций без перемычки (рисунок 1.21, 1.23) применяются при небольшой длине линий- до нескольких километров, поскольку при этом вероятность отключения линии вместе с трансформатором относительно мала.

В сетях с двухсторонним питанием, кольцевых и сложно замкнутых применяются схемы транзитных подстанций (рисунки 1.25-1.28).

Схемы (рисунки 1.25 и 1.27) относятся к упрощенным семам с минимальным количеством выключателей.

Схемы (рисунки 1.27 и 1.28) применяются в качестве узловых подстанций при трех питающих линиях в сложно замкнутых сетях

Рисунок 1.25 Двух трансформаторная транзитная подстанция
на отделителях – мостик с одним выключателем в перемычке

Рисунок 1.26 Двух трансформаторная транзитная подстанция на выключателях

Рисунок 1.27 Двух трансформаторная транзитная подстанция
на отделителях – мостик с двумя выключателями в перемычке

Рисунок 1.28 Двух трансформаторная узловая транзитная подстанция

на выключателях – мостик с двумя выключателями в перемычке

Если на подстанции установлены трансформаторы с расщепленной обмоткой (трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА и более) то схемы соединений на стороне НН имеют вид – рисунки 1.29, 1.30.

Рисунок 1.29 - Схем соединений на стороне НН одно трансформаторной
подстанции с трансформатором с расщепленной обмоткой

Рисунок 1.30 - Схем соединений на стороне НН двух трансформаторной
подстанции с трансформаторами с расщепленной обмоткой

На рисунке 1.31 показана схема рабочих шин РЭС с подключением к ним линии электропередачи. Шины РЭС секционированы выключателем Q2.

Линия (ЛЭП) подключена к шинам через линейный разъединитель QS₃, линейный выключатель Q₃ и два шинных разъединителя QS₁ и QS₂, один из которых находится во включенном и другой в отключенном состоянии.

Рисунок 1.31.

Пример 1.7: Сформировать схемы электрических соединений для вариантов структурные схемы, которых приведены на рисунках 1.13-1.16.

Так как район проектирования относится к третьему району по гололедообразованию, то на проектируемых подстанций можно выбрать упрощенные схемы на отделителях и короткозамыкателях с минимальным числом выключателей.

Схемы электрических сетей приведены на рисунках 1.32-1.35.

Выбор наиболее рационального варианта электрической сети осуществляется путем сопоставления технико-экономических параметров вариантов.

Основными технико-экономическими показателями электрической сети являются:

К – капитальные вложения;

И – эксплуатационные расходы (издержки);

У – среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Последний показатель учитывается при выборе вариантов сети с учетом надежности. При этом следует помнить, что сопоставлению подлежат только те варианты сети, которые обеспечивают необходимую надежность, оговоренную в ПУЭ.

2.1.1 Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений на сооружение линий электропередачи К_л , подстанций К_пс и дополнительных капитальных вложений в топливно-энергетическую базу, необходимых для покрытия потерь мощности и электроэнергии К_доп.

К= К_л+ К_пс + К_доп (2.1)

Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по составляемым сметам.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети состоят из затрат на изыскательские работы, подготовку трасс, стоимость опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтаж и другие работы и определяются по выражению

, (2.2)

где К_оi – стоимость сооружения одного километра линии i-го участка сети. Для воздушных ЛЭП эта величина принимается по справочным данным /2/ в зависимости от напряжения ВЛ, сечения и материала провода, материала и конструкции опор и района по гололеду, тыс.р./км;

l_i – длина трассы i-го участка, км;

p – количество участков сети.

Укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей напряжением 35-220 кВ на железобетонных опорах приведены в таблицах 2.1 – 2.3

Таблица 2.1 - Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Таблица 2.2 - Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Таблица 2.3 - Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети вычисляются по выражению

, (2.3)

K_трi - расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой подстанции, принимаемая по справочным данным /2/ или по таблице 2.4 в зависимости от номинальной мощности трансформатора и его класса напряжения;

К_ОРУ.ВНi[1], К_ЗРУ.ННi [2] – соответственно укрупненный показатель стоимости открытого распределительного устройства со стороны высшего и низшего напряжения i-ой подстанции, который принимается в зависимости от напряжения (ВН) схемы ОРУ (ЗРУ), типов и количества выключателей по справочным данным /2/ или по таблицу 2.6;

K_в[3] - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС, тыс.р, таблица 2.5;

К_постi - постоянная часть затрат i-ой подстанции, включающая затраты на подготовку территории подстанции, на электроснабжение собственных нужд, стоимость здания опщеподстанционного пункта управления (ОПУ) и принимаемая в зависимости от общего количества выключателей по справочным данным или по таблице 2.7.

Таблица 2.4 - Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 35-150 кВ, тыс. руб. в ценах 1990 г.

Таблица 2.5 - Укрупненные показатели стоимости ячеек ОРУ 35-220 кВ с выключателями, тыс. р. в ценах 1990 г.

Таблица 2.7 - Постоянная часть затрат на подстанции 35-220 кВ (в ценах 1990г.)

Величина K_доп может быть определена по выражению

K_доб.= g (к_рм* к_р* к_сн* К_ст* ΔР_м + К_тт* b_т *ΔW), (2.4)

где: g - коэффициент, учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания. Для сетей 110 кВ и более можно принять g=1,05¸1,1, для сетей 10-35 кВ g=1,1¸1,25);

к_рм - коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени (К_рм= 0,85¸1). В данном курсовом проекте величину К_рм можно принять равной единице, так как условно считается, что все потребители имеют одинаковые графики нагрузки;

к_р - коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции. Величину резерва мощности можно считать равной 10% от передаваемой мощности в сеть потребителей, то есть К_р=1,1;

к_сн - коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции, для ГРЭС К_сн=1,03-1,04;

К_ст – расчетная стоимость 1кВт мощности установленной на электростанции (К_ст =60¸85 руб/кВт для тепловых станций в ценах 1999 года);

ΔР_м- потери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших нагрузок,

К_тт - удельные капвложения в топливную базу, учитывающие затраты на добычу и транспортировку топлива (можно принять К_тт=28 руб/т.у.т в ценах 1990 г.);

b_т - расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии (для современных ГРЭС средняя величина b_т равна 300 г.у.т./кВт ч или
300*10^-6 т.у.т./кВт ч);

ΔW - потери электроэнергии в элементах электрической сети за год [кВт ч].

2.1.2 Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки) – это расходы на эксплуатацию линий и оборудования подстанций в течение одного года

И = И_л + И_пс + И_ΔW =

=

, (2.5)

где И_л, И_пс – ежегодные издержки на эксплуатацию линий и электрооборудования подстанций; И_ΔW – стоимость потерь электроэнергии; - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в процентах от капитальных затрат; - то же применительно к электрооборудованию подстанций.

Отчисления на амортизацию включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Для предотвращения повреждения все элементы сети подвергаются периодическим осмотрам и профилактическим испытаниям. Эти мероприятия финансируются из отчислений на текущий ремонт. Отчисления на обслуживание расходуются непосредственно на зарплату эксплуатационного персонала, а также на транспортные средства.

Ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание в процентах от капитальных затрат приведены в таблице 2.8

Таблица 2.8 – Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание элементов электрических сетей

Стоимость потерь электроэнергии

И_ΔW =b* ΔW, (2.6)

где b - стоимость одного кВт*ч потерь электроэнергии.

Величину b можно условно считать равной действующей на момент проектирования величине ставки одноставочного тарифа или вычисляться по выражению

(2.7)

где a и b основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на момент проектирования.

Для приведения всех составляющих затрат в цены на момент проектирования необходимо все величины рублевых затрат принимаемых по таблицам 2.1-2.7 умножить на коэффициент приведения, значение которого можно принять равным кратности увеличения тарифа на электроэнергию по сравнению с прейскурантом 09-01 1990 года - к_w

, (2.8)

где a₀ и b₀ – соответственно основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа по прейскуранту 09-01 на 1990г., которые можно принять равными:
a₀ = 60 руб/кВт и b₀ = 1,5 коп/кВт*ч.

Суммарные потери электроэнергии складываются из двух составляющих

, (2.9)

где - переменные потери электроэнергии в активных сопротивлениях продольной ветви схемы замещения ВЛ (проводах) и в обмотках силовых трансформаторов зависящие от нагрузки;

- условно-постоянные потери электроэнергии в сети (потери холостого хода силовых трансформаторов) не зависящие от нагрузки.

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети определяются по выражениям

(2.10)

(2.11)

где - переменные потери мощности в трансформаторах i-ой подстанции;

- переменные потери мощности в проводах j-го участка сети;

- потери холостого хода в трансформаторах i-ой подстанции.

t - время максимальных потерь (ч), определяемая по выражению

t= (2.12)

Потери мощности определяются по следующим выражениям

= , (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

где - потери короткого замыкания трансформатора i-ой подстанции;

S_i– нагрузка i-ой подстанции;

n – количество трансформаторов на подстанции;

- номинальная мощность трансформаторов установленных на i- той подстанции;

- полная мощность протекающая по j-му участку сети;

- активное сопротивление продольной ветви схемы замещения линии (j-го участка);

- потери холостого хода трансформаторов установленных на i- ой подстанции.

Технические характеристики двухобмоточных трансформаторов 110-150 кВ приведены в таблицах 1.24-1.25.