в) суммарное количество ячеек выключателей 110(35) – 220 кВ на подстанциях сети.
В этом анализе могут также учитываться:
а) наибольшие потери напряжения в сети (%), если варианты близки по только что указанным количественным показателям линий и подстанций;
б) сопоставление вариантов по принципу электроэнергии "вперед" от источника питания к потребителям сравнительно с перетоками мощности по линиям "поперек" указанного направления.
В результате такого количественно-качественного анализа обычно могут быть выбраны два-три варианта, обладающие преимущественными показателями.Данные варианты подлежат последующему уточненному сравнению на основе расчетов приведенных народнохозяйственных затрат, связанных с их сооружением и эксплуатацией. Желательно, чтобы в таком технико-экономическом сопоставлении участвовали варианты схем как радиально-магистрального, так и кольцевого (или сложно замкнутого) типа. Выше указывалось, что данные принципы построения схемы сети обладают рядом конкурирующих качеств и показателей.
На втором, окончательном этапе ограниченное число вариантов выполнения сети (2 – 3) сравниваетсяпо основному технико-экономическому критерию приведенных затрат, учитывающих суммарные капиталовложения в сеть и ежегодные издержки по ее эксплуатации. При рассмотрении вариантов с разной надежностью питания потребителей в составе приведенных затрат учитываются ежегодные народнохозяйственные убыткиот недоотпуска электроэнергии при плановых и аварийных отключениях потребителей.
Капиталовложения на осуществление каждой из линий и подстанций и издержки по их эксплуатации определяются на основе номинальных параметров основного электрооборудования (марки проводов воздушных линий, мощности трансформаторов и автотрансформаторов и др.) и по их стоимостным показателям.
При сравнении вариантов по приведенным затратам в общем случае должны учитываться полные стоимости (капитальные вложения): линий, ячеек выключателей (как на сооружаемых подстанциях - РУ ВН и РУ НН, так и на источнике питания - линейных выключателей для питания проектируемой РЭС), трансформаторов, автотрансформаторов, компенсирующих устройств, стоимости иного электрооеденборудования, необходимого для осуществления данного варианта сети, а также ежегодные издержки по эксплуатации всего перечисленного выше электрооборудования и затраты на потери мощности и электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах.
Капиталовложения на подстанции определяются в зависимости от их номинального на пряжения, схемы электрических соединений (на напряжениях 35 – 220 кВ), типов отключающей аппаратуры (выключателей) на стороне высшего и низшего напряжения, количества и мощности устанавливаемых трансформаторов и компенсирующих устройств.
Капиталовложения на сооружение линий сети находятся в зависимости от их номинальных напряжений, марок проводов, материалов и типов опор (одноцепные, двухцепные).
Если в вариантах схемы сети рассматривается питание пунктов с потребителями II и III категорий без резервирования линий или без резервирования линий и трансформаторов, то должны определяться и учитываться убытки от плановых и аварийных недоотпусков электроэнергии по методике, приведенной в [2,4,5] с учетом вероятностей аварийного и планового перерывов электроснабжения, среднего времени восстановления элементов и плановых ремонтов. Здесь должны учитываться возможные отключения всех элементов нерезервированных цепей питания потребителей: линий, трансформаторов, выключателей и т.п.
При этом целесообразна оценка от недоотпуска электроэнергии также и в варианте с резервированием линий и трансформаторов. Такие ситуации могут быть при одновременном аварийном повреждении в обеих параллельных цепях сети (например, при повреждении двух взаимнорезервирующих линий, проложенных по общей трассе) или в аварийном режиме одной из цепей при плановом ремонте электрооборудования второй цепи.
Убытки при плановых и аварийных отключениях потребителей оцениваются на основе удельных показателей, приведенных в [3,4]. Последние зависят от состава основных групп потребителей электроэнергии (промышленность, коммунально-бытовое хозяйство и др.) и характеристик их суточных графиков нагрузок. В данном проекте удельные убытки от недоотпуска электроэнергии могут приближенно оцениваться по заданию на проект.
Для определения параметров линий, наибольших потерь напряжения и суммарных потерь электроэнергии необходимо знание потокораспределенияв вариантах выполнения сети.
На этой стадии проектирования допустимо приближенное определение потокораспределения без учета потерь мощности в трансформаторах (автотрансформаторах) и линиях. В замкнутых сетях одного номинального напряжения допускается приближенно определять потокораспределение по длинам линий. Рекомендуется применение метода наложения при расчетах послеаварийных режимов сложнозамкнутых сетей. Потери напряжения следует определять с учетом действительных погонных сопротивлений выбранных проводов, но допускается использование среднего значения погонных реактивных сопротивлений линий.
Потери электроэнергии определяются с учетом реальных активных сопротивлений и проводимостей линий и трансформаторов (автотрансформаторов).
Все расчеты на данной стадии проектирования выполняются по номинальным напряжениям сети.
Определение затрат на потери электроэнергии должно производиться с учетом района сооружения электрической сети (удельных затрат на потери электроэнергии) и характеристик графика нагрузок (времени наибольших потерь - t) [1,2,4,5].
Ниже приводится информация, которая поясняет что такое потери электроэнергии и как должны определяться потериэлектроэнергии.
Потери электроэнергии – это потери мощности умноженные на время. Для определения потерь энергии используют искуственные методы. Наиболее распространенным методом определения потерь энергии является метод с использованием времени максимальных потерь t. При перспективном проектировании при отсутствии точных графиков нагрузки потери энергии определяются по времени потерь t.
Передаваемая потребителям мощность изменяется в течение суток, месяца и года от максимального до минимального значения (зависит от времени). Потребитель какую-то часть времени работает с максимальной нагрузкой Рмакс. Время, в течение которого, работая с максимальной нагрузкой Рмакс, потребитель взял бы из сети энергию, равную энергии действительно полученной потребителем за год называется в ременем использования максимальной нагрузки (числом часов использования максимума) Тмакс. Аналогично, время в течение которого потребитель, работая с максимальными потерями
Δ Рмакс, вызовет такие же потери, которые имеют место в действительности, называется временем максимальных потерь t(или временем потерь).
Значения Тмакс и t зависят только от графика нагрузок. Время потерь t также зависит от характера потребителя. Поэтому для типовых графиков нагрузок, можно установить зависимость t от Тмакс. Для графиков типовой формы t оп ределяется по эмпирической формуле
t = (0,124 + Тмакс /10000)2 8760. Потери энергии в линиях определяются по формуле
ΔWЛЭП= Δ Рмакс t,
потери мощности следует выразить черезмощность (SЛЭП в квадрате), напряжение(Uном в квадрате) и активное сопротивление (RЛЭП).
Потери энергии в трансформаторах состоят из двух частей
1) не зависящей от нагрузки - ΔРх Т,
2) зависящей от нагрузки - Δ Рк t
ΔWТ = ΔРх Т + Δ Рк t, где
Т – время работы
Для определения потерь энергии в стали (х.х.), которые в течение всего времени работы трансформатора имеют постоянное значение, следует потери мощности в стали умножить на время подключения трансформатора к сети (если относить к одному году, то будет 8760 часов). Для определения потерь электрической энергии в меди (нагрузочных потерь) трансформатора пользуются теми же методами что и для линий, используя активное сопротивление трансформатора (или активные сопротивления трансформатора) в схеме замещения или используя каталожные значения потерь в меди, коэффициент загрузки трансформатора в квадрате и «t». t».
В курсовом проекте расчет экономических показателей выполняется по упрощенной методике [7]. Приведенные затраты рассчитываются по формуле
, (3.2)
где К=КЛЭП+КПС – суммарные капиталовложения (инвестиции) на сооружение линий электропередач (КЛЭП) и подстанций (КПС);
И=ИЛ+ИП+ИЭ – ежегодные суммарные эксплуатационные издержки (без отчислений на реновацию) на линии электропередач (ИЛ), подстанции(ИП) и транспорт электроэнергии (ИЭ);
Ед =0,15 – коэффициент приведения (для вновь проектируемых сетей).
Составляющие формулы (3.2) рассчитываются по данным [4]. Коэффициент пересчета стоимости электрооборудования к современным ценам и стоимость одного киловатт-часа электроэнергии b задаются студентам в индивидуальном порядке.
На основе определения приведенных затрат по сравниваемым вариантам производится окончательный выбор экономически целесообразных конфигураций, номинального напряжения, схемы электрических соединений и параметров сети. Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в полных приведенных затратах по сравниваемым объектам ориентировочно составляет не более 5 – 7 %. В таком случае следует выбирать вариант сети: с более высоким номинальным напряжением; с более высокой надежностью электроснабжения; с большей оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемость схемы к различным режимам работы сети); с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры; с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и появлении пунктов потребления электроэнергии и т.п.
Дополнительным критерием экономической эффективности варианта служит сравнение сроков окупаемости, рассчитываемых по следующей формуле:
,
где ИАМ – суммарные отчисления на реновацию;
– величина чистой прибыли;
ОР – объем (стоимость) реализованной продукции.
,
где N – число подстанций;
b – тариф отпускаемой электроэнергии;
Wi – потребляемая электроэнергия (см. формулу 6.1).
Результатами проработок материалов главы являются выбор экономически целесообразных конфигураций, номинального напряжения, схемы электрических соединений, а также номинальных параметров проводов линий электропередачи и трансформаторов и автотрансформаторов подстанций.
Эти параметры должны быть приведены в соответствующих таблицах в конце раздела. Здесь же приводится рисунок конфигурации сети и сведения о выбранных схемах электрических соединений подстанций.
