Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

           Общие   потери   мощности   составляют   МВт.

 Потери   напряжения  от  источника   до   наиболее   удалённых   точек:

  ;

Наиболее    тяжелый   послеаварийный   режим   возникает   в   результате   отказа   более   загруженных   участков:   в   кольцевой  части -   РПП - 4   и одной из линий участка РПП - 5  радиальной  сети.  При аварии  на участке РПП – 5 в линии, оставшейся в работе удваивается ток и потеря напряжения ( ; I=95,116A). При этом получившийся ток значительно меньше максимально допустимого для этого сечения (согласно [3, табл.6.54А ], а величина потери напряжения не превышает пределы регулирования РПН. При  аварии  на  РПП - 4 (рис. 4.10.)    -   кольцевая   сеть   превращается    в    магистральную   Расчётная схема линии представлена  на  рис. 4.10. Там же показаны   потоки   мощности   по   участкам, определённые   по   первому   закону    Кирхгофа.   Расчёт   потери   напряжения   приведён    в  табл. 4.7.

Рисунок 17 - Расчётная   схема   послеаварийного   режима   комбинированной    сети     варианта  №  9         

         Потери   напряжения   от   источника   до   наиболее   удалённых  точек:

   Авария  РПП - 5: % ≤16 %. 

   Авария  РПП - 4: %.

Полученное значение потери напряжения в послеаварийном режиме кольцевой части оказалось выше регулировочной способности РПН. Для  уменьшения потерь повысим напряжение на кольцевом участке до 220кВ. Для  определения сечения линий построим номограмму для одноцепной линии напряжением 220кВ аналогично п.4.1.

Рисунок18 - Номограмма для одноцепной ВЛ напряжением 220кВ.

Тогда параметры кольцевого участка примут вид:

Участок	S, МВ·А	I, А	F,мм2	R, Ом	X, Ом	ΔP, МВт	ΔU, %
РПП - 4	38	99,711	240/32	7,2	22,32	0,215	1,087
6 - 3	18,7	49,047	240/32	2,4	7,44	0,017	0,180
РПП - 6	30,15	79,132	240/32	10,8	33,48	0,203	1,312
4 - 6	10,85	28,474	240/32	4,8	14,88	0,012	0,224

Потери напряжения при  обрыве головного участка РПП-4 составят(рис.4.10):

 

% ≤12 % (±(1×12)%)

Выбор  трансформаторов  и  схем  ВН  подстанций

   Для  ПС1 выбирается  схема: два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН и КТПБ 35/6 кВ и трансформаторами  2×6,3  МВ·А.

Для  ПС2 выбирается  схема: два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН и КТПБ   110/6  кВ  с трансформаторами  2×10  МВ·А.

Для ПС3 выбирается схема: блок   линия – трансформатор  с разъединителем    и   КТПБ   110/6 кВ  с трансформатором 25  МВ•А.

Для  ПС4 выбирается  схема:  мостик  с выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора и КТПБ   110/10  кВ с трансформатором мощностью 25  МВ·А.

Для  ПС5 выбирается  схема: два блока с выключателями  и неавтоматической перемычкой со стороны  ВН 110/10  кВ  с трансформаторами  2×16  МВ·А.

Для  ПС6  выбирается  схема:  мостик  с  выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора и КТПБ   110/10  кВ  с трансформаторами 2×16  МВ·А.

 

5  ОЦЕНКА   ЭКОНОМИЧЕСКОЙ    ЭФФЕКТИВНОСТИ    ВАРИАНТОВ

Для   расчётов   приняты    варианты   3, 6  и 9. Они представляют собой    радиально-магистральную сеть   на   110 кВ и 35 кВ,    кольцевую   сеть   на   110 кВ и   комбинированную сеть   на   110 кВ и 220 кВ.

Для    всех    вариантов    делаются    следующие    допущения:

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

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

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

- третий год  -  оставшиеся   капитальные    вложения   (заёмные  средства).

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

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

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

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

5.  Норма   дисконта - 0,15.

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

7.  Для   оценки   требуемых   капитальных   вложений   использованы   укрупненные   показателями   стоимости   на   2000 год.   Для   учёта    последующего   изменения   цен   введён   коэффициент   удорожания     равный   3.

8.   Инфляция    не   учитывается.

5.1.   Расчёт    варианта    3 -  радиально-магистральная   сеть

Стоимость   сооружения   линии    РПП₁-1    составит:

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

-  протяженность    линии    РПП-5.

  - коэффициент    удорожания.

Стоимость сооружения остальных  линий определяется аналогично. Результаты   в   таблице   7.

 

Таблица 7 – Капитальные вложения  в ВЛ  радиально-магистральной сети

Участок	провод	Uном, кВ	Кол-во цепей	Ко, тыс.руб	L, км	Квл, т.р.
РПП-5	АС 120/19	110	2,00	20,4	60,00	61200
РПП - 4	АС 240/32	110	2,00	25	60,00	75000
4 6	АС 240/32	110	2,00	25	40,00	50000
6 3	АС 120/19	110	1,00	13,1	20,00	13100
ТЭЦ-1	АС 120/19	35	2,00	17,3	30,00	25950
ТЭЦ-2	АС 120/19	110	2,00	20,4	18,00	18360
ИТОГО						243610

 

Капитальные     вложения    в    подстанции равны сумме капитальных вложений на КТПБ и стоимости компенсирующих устройств. Стоимость КТПБ [3,табл.6.134] и стоимость компенсирующих устройств взята с коэффициентом удорожания равным 50, стоимость ячейки ОРУ с элегазовым выключателем[14,табл.7.19] взята с коэффициентом удорожания равным 2.

Стоимость    сооружения    ПС1:   

        Стоимость   сооружения   остальных   ПС   определяется   аналогично. Результаты   в    таблице    8.

 

Таблица 8  -  Капитальные   вложения   в   подстанции   радиально-магистральной сети

ПС	Схема  ВН  ПС	Uном, кВ	кол-во транс-форма-торов	Sном.тр, МВА	К, т.р	Кпс, т.р.
1	КТПБ два блока с  выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН	35/6	2	6,3	290	17500
2	КТПБ два блока с  выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН	110/6	2	10	310	20500
3	Блок  (линия – трансформатор)  с разъединителем	110/6	1	25	195	14750
4	КТПБ  мостик  с выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора	110/10	1	25	339	22950
5	КТПБ два блока с  выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН	110/10	2	16	270	18500
6	КТПБ мостик  с  выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора	110/10	2	16	380	26000
РПП	ячейка 110 кВ с воздушным выключателем - 4шт.				7300	58400
ТЭЦ	ячейка 110 кВ с воздушным выключателем - 4шт.				7300	58400
	ИТОГО					237000

 

Общие    капитальные    вложения    в    сооружение    электрической   сети:    

 

Эти   капитальные   вложения   разбиваются  по   годам   строительства.   В  денежном   выражении   это   составляет    267 000 тыс.руб./год,   133 000 тыс.руб./год   и 80610  тыс.руб./год.

Остальные    расчёты    проведены    в    таблице    9.

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

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

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

          Пятая   строка   таблицы  -     тариф   на   электроэнергию.

Шестая   строка   таблицы  -  затраты   на   покупку   электроэнергии: 

                                  

   где,   с_э – тариф   на   электроэнергию.   На шаге   1  он  равен   2,29руб/кВт∙ч;

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

         На   первом  шаге   затраты    на   покупку   электроэнергии    составят:

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

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