Аналіз існуючої мережі щодо можливості її розвитку 4 страница

Найбільш вигідний в економічному сенсі варіант вибирається з умови мінімуму приведених витрат. Однак для використання цього критерію необхідне виконання чотирьох умов порівнянності варіантів.

Умова перша - рівність основного виробничого ефекту (ОВЕ), що полягає у рівності потужності, що передається по лініях від джерела живлення (ДЖ). Кожному з розглянутих варіантів притаманні свої значення втрат потужності, тому варіанти будуть мати різні величини ОВЕ.

Умова друга - однакова надійність. У було показано, що найпростіші схеми, які використовують для районних електричних мереж, мають достатньо високу надійність, що перевищує 0,999. Тому з точністю до 0,1% варіанти можна вважати рівно надійними.

Умова третя - порівнянність цін. Ця умова забезпечується використуванням однієї і тієї ж інформаційної бази для всіх варіантів.

Умова четверта - приведення витрат до одного терміну. Спорудження об'єктів мережі при її реконструкції здійснюється, як правило, протягом 10-11 місяців, тому витрати можна приводити до одного року.

З урахуванням вищесказаного формула для приведених витрат має вигляд:

З = Е_н∙К_S + И,

де Е_н – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень; при системі банківських кредитів, що склалася, можна приймати величину Е_н = 0,25 1/рік.

Основні техніко-економічні показникинаведені в табл.2.15.

Таблиця 2.15 – Зведена таблиця ТЕП всіх варіантів

З табл. 2.15 бачимо, що найменші приведені витрати серед варіантів без приєдання до функціонуючої мережі – на рис. 2.1 (в); а з приєднанням до функціонуючої мережі – на рис.2.2 (а) та 2.3 (а).

Оцінимо доцільність прийнятого варіанту, розрахувавши ефект - натуральне вираження очікуваного результату:

Э = З– З_{min ,}

де З – витрати найближчого варіанту до оптимального;

З_min – витрати оптимального варіанту.

Розрахуємо ефект - натуральне вираження очікуваного результату:

Э =1934,37-(956,98+781,77)=195,59 т.грн/рік.

Потім визначаємо ефективність - відносне вираження очікуваного результату:

Эф = = %

Зміна чистої поточної вартості ΔNPV дозволяє враховувати, що експлуатаційні витрати неоднакові по роках:

,

де -зміні витрати;

=0,5;

-постійні витрати;

=0,25;

-капиталовкладення.

Перевірку за ΔNPV, розрахунок зведено до таб. 2.16

Таблиця 2.16 – Розрахунок ΔNPV

Обираємо варіант з найменшими капітальними вкладеннями, отже варіанти на рис.2.2(а) та 2.3(а).

Обрані варіанти являють собою підключення вузлів Ж і К за схемою магістральної мережі з відгалуженням. Дана схема має свої переваги: найменші постійні витрати, тому що невеликі протяжності нових ділянок, невеликі витрати потребує капітальних вкладень на будівництво нових ділянок.

3 РЕКОНСТРУКЦІЯ СИСТЕМИ ЗОВНІШНЬОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

3.1 Розрахунок параметрів режиму в системі зовнішнього електропостачання

Поява нових вузлів в електричній мережі веде до збільшення сумарного електричного навантаження, а отже, до збільшення струму в лініях електропередачі, що пов’язують ДЖ та ВП. При підключенні нових ПС до мережі середньої напруги, збільшується й навантаження автотрансформаторів, встановлених на ВП. Також змінюється режим напруги в системі зовнішнього електропостачання.

Для оцінки допустимості цих змін в системі зовнішнього електропостачання виконується розрахунок нормального та післяаварійного режимів у всій електричній мережі. Причому у системі внутрішнього електропостачання також враховується схема приєднання нових споживачів, а решта системи залишається без змін. Розрахунок виконується без врахування КП та при їх підключенні.

Розрахунок виконується з використанням програми UREGIM. Відомості про ЛЕП, дані автотрансформаторів ВП, дані трансформаторів СПС, дані вузлів з навантаженням, початкові дані до оцінки завантаження системи зовнішнього електропостачання наведено в табл. 3.1 – 3.5 відповідно. Остаточний вид електричної мережі наведено на рис. 3.1. Направлений граф мережі наведено на рис. 3.2.

Таблиця 3.1 – Загальні дані до спрямованого графа

Таблиця 3.2 – Дані автотрансформаторів районної підстанції

Рисунок 3.1 – Конфігурація електричної системи з урахуванням розвитку

Рисунок 3.2 – Граф електричної мережі

Таблиця 3.1 – Відомості про ЛЕП

№	Наім. ділянки	Марка провода	Нач вузол	Кін вузол	Ro Ом/км	Xo Ом/км	Bo См/км	L км	nц	Uном кВ
	ДЖ-ВП	АС-240/56			0,12	0,405	2,60	30,14
	ВП-1	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	4,84
	1-Б	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	5,5
	1-Е	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	4,84
	Е-К	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	3,96
	ВП-2	АС-150/34			0,2	0,42	2,7	2,86
	2-Ж	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	6,16
	2-3	АС-150/34			0,2	0,42	2,7	1,54
	3-В	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	4,4
	3-4	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	1,54
	4-Г	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	2,2
	4-Д	АС-120/27			0,253	0,427	2,66	2,64

Таблиця 3.4 – Дані трансформаторів споживчих підстанцій

Таблиця 3.5 – Дані вузлів з навантаженням

Таблиця 3.6 – Вихідні дані до оцінки завантаження системи зовнішнього

електропостачання

3.2 Перевірка завантаження системи зовнішнього електропостачання

3.2.1 Оцінюється щільність струму в лінії за формулою:

де I_ДЖ-ВП’ – струм на ділянці ДЖ – ВП’ у режимі максимальних навантажень,

F – перетин проводу, яким виконана ділянка ДЖ – ВП’.

Згідно ПУЕ фактичне значення щільності струму може в двічі перевищувати рекомендоване ( j_рек = 1):

Розраховані значення після розвитку електричної мережі не перевищують навіть економічну щільність.

3.2.2 Перевіряється припустимість нагріву проводів ліній електропостачання, що входять до системи зовнішнього електропостачання. Перевірка виконується порівнянням струмів післяаварійного режиму з максимально допустимим тривалим струмом. Для проводу АС-240/56 припустимий струм складає 610 А. Як бачимо, післяаварійний струм в режимах з КП та без КП не перевищує допустимий. Можна зробити висновок, що пропускна здатність ЛЕП достатня для підключення нових вузлів навантаження, і навіть існує запас за пропускною здатністю ЛЕП системи зовнішнього електропостачання.

3.2.3 Оцінюється припустимість втрат напруги за величиною напруги U_ВП.В перед автотрансформаторами ВП, знайденої в результаті розрахунку нормального та післяаварійного режимів:

.

Результати розрахунків для нормального та післяаварійного режимів представлені в табл. 3.7. Вони свідчать про допустимість існуючих втрат напруги, тобто подальше функціонування системи зовнішнього електропостачання можливе.

3.2.4 Перевіряються коефіцієнти завантаження нормального та післяаварійного режимів автотрансформаторів ВП за величиною навантаження з боку вищої напруги. Розрахунки коефіцієнтів наведені в табл. 3.7.

Розрахунки показали, що в нормальному і післяаварійному режимах значення коефіцієнтів завантаженняперевищуєь допустиме значення. Заміна автотрансформаторів на ВП є необхідною.

Таблиця 3.7 – Перевірка системи зовнішнього електропостачання

Аналіз характеристик системи зовнішнього електропостачання вказує на те, що функціонування мережі не потребує реконструкції.

4 РОЗРАХУНОК І АНАЛІЗ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

4.1. Розрахунок режимів електричної мережі після її реконструкції

При розвитку електричної мережі параметри її режимів стають відмінними від проектних. Це вимагає оцінки допустимості режимів і при необхідності – розробки заходів з їх покращення.

Для оцінки достатності регулювального діапазону додатково до розрахунків, що виконані у п.3.2 виконується розрахунок мінімального режиму. Виходячи з принципу зустрічного регулювання, бажана напруга на шинах низької напруги СПС обирається в залежності від відношення навантаження Р_реж режиму, що розглядається, до максимального Р_М. Добавку до номінальної напруги можна розрахувати за формулою:

Таким чином, бажана напруга на низькій стороні становитиме:

Розрахунки бажаної напруги на шинах 10 кВ СПС режима мінімального навантаження зведено до табл. 4.1.

Таблиця 4.1 – Бажана напруга на шинах НН СПС

В максимальному і післяаварійному режимах Р_реж / Р_М = 1, тому DU_б = 5%. У мережах 10 кВ добавка відноситься до номінальної напруги мережі.

Таблиця 4.2 – Дані вузлів з навантаженням для розрахунку мінімального режиму

Результати розрахунку мінімального режиму наведені у додатку Б.

4.2 Складання балансів потужності та електроенергії

Баланси потужності та електроенергії є найважливішими показниками нормального функціонування електричної мережі. Вони складаються з режиму максимальних навантажень для всього району мережі та включає прибуткову і витратну частини.

Прибуткова частина балансу потужності – це потужність Р₁, що передається лініями електропередачі від шин джерела живлення. Р₁ знаходиться підсумовуванням потужностей на початку ліній, що відходять від ДЖ.

Витратна частина включає потужність Р₂, що споживається у вузлах навантаження, і втрат потужності ΔР в елементах електричної мережі. Величина Р₂ являє собою суму потужностей вузлів навантаження, що входять до розрахунку режиму. Тоді, користуючись табл. Б.9:

МВА.

Аналогічну структуру має баланс електроенергії: електроенергія W₁, що відпускається з шин ДЖ , витрачається на виконання корисної роботи у вузлах навантаження (W₂) та покриття втрат електроенергії ΔW в мережі.

Споживання електроенергії у вузлах навантаження (згідно п.1.2):

Втрати електроенергії визначаємо за формулою:

де - постійні втрати електроенергії,

- навантажувальні втрати навантаження в енергосистемі,

Т_р.тр- кількість годин роботи трансформатора за рік, дорівнює 8700 год.

Визначимо постійні втрати електроенергії (втрати в сталі) в трансформаторах, використовуючи для розрахунку дані з табл. Б.9:

.

Розрахуємо навантажувальні втрати в енергосистемі:

Сумарні втрати електроенергії дорівнюють:

Таким чином, електроенергія, що виходить з шин ДЖ, дорівнює:

4.3 Розрахунок собівартості передачі

Собівартість передачі β характеризує економічну ефективність функціонування мережі. Вона визначається як відношення витрат И до споживаної електроенергії W₂:

де И = И_пост + И_е – витрати (п. 2.5).

Для розрахунку И_пост спочатку складаються кошториси капітальних вкладень у ЛЕП (табл. 4.3), обладнання ПС, включаючи ДЖ, ВП та постійну частину витрат (табл. 4.4). До розрахунку вартості комутаційного обладнання на ВП та СПС включається вартість не лише ввідних вимикачів та вимикачів на приєднаннях, що відходять, але й секційних, шиноз'єднувальних, обхідних. З боку 35 – 220 кВ кількість вимикачів розраховується за принциповою схемою.

Таблиця 4.3 – Кошторис капітальних вкладень у ЛЕП

Таблиця 4.4 – Кошторис капітальних вкладень в обладнання підстанцій

Продовження табл.4.3

• ⇐ Назад
• 1
• 2
• 345
• 6
• Далее ⇒