2.3 Экономическое сравнение вариантов
На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.
В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.
Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.
Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.
Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:
,
где Smах - максимальная нагрузка подстанции.
При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.
При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.
Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплуатационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.
После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.
Вариант 1
1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:
.
;
;
;
;
.
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.
Таблица 4.
ТИП |
Uном, кВ |
∆P, кВт |
Цена |
|||
ВН |
СН |
НН |
ХХ |
КЗ |
тыс. руб. |
|
|
230 |
- |
6.3 |
50 |
170 |
400 |
|
230 |
- |
6.3 |
50 |
170 |
400 |
|
230 |
- |
6.3 |
50 |
170 |
400 |
|
230 |
- |
6.3 |
50 |
170 |
400 |
|
230 |
- |
6.3 |
50 |
170 |
400 |
Т – трансформатор напряжения трехфазный;
Р – с расщепленной обмоткой;
Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;
Н – регулировка напряжения под нагрузкой;
C-сухой.
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
п/ст 1:
тыс. руб.;
п/ст 2: тыс. руб.;
п/ст 3: тыс. руб.;
п/ст 4: тыс. руб.;
п/ст 5: тыс. руб.
тыс. руб.
3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры –одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ:
Кл. = Кл.уд∙lл., тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2
Линия РЭС-1: Uном=220 кВ, l=47 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=1.2∙47∙79,915=4397.79 тыс. руб./км:
КРЭС-1=4397.79∙47=206696.13 тыс. руб.
Линия РЭС-2: Uном=220 кВ, l=42км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=4397.79 тыс. руб./км:
КРЭС-2=4397.79 ∙42=184707.18 тыс. руб.
Линия 2-3: Uном=220 кВ, l=22 км, АС-240; стальные одноцепные опоры
К=4397.79 тыс. руб./км:
К2-3=4397.79 ∙22= 96751.38 тыс. руб
.
Линия 1-4: Uном=220 кВ, l=33 км, АС-240 стальные одноцепные опоры К=4397.79 тыс. руб./км:
К1-4=4397.79 ∙33= 145127.07 тыс. руб.
Линия 3-5: Uном=220 кВ, l=29 км, АС-240; стальные одноцепные опоры
К=4397.79 тыс. руб./км:
К3-5=4397.79 ∙29=127535.91 тыс. руб.
Линия 4-5: Uном=220 кВ, l= 25 км, АС-240; стальные одноцепные опоры
К=4397.79 тыс. руб./км:
К4-5=4397.79 ∙ 25= 109944.75 тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
4) Выбор
ОРУ и определение капитальных затрат
на их сооружение. На
п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ.
Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с
элегазовыми выключателями на отключаемый
ток выше 30 кА, при Uном
= 220 кВ –600 тыс. руб. Общее количество
выключателей составляет n
= 15 шт на 220 кВ. Так как трансформаторы с
расщепленной обмоткой , следовательно
должны учесть выключатели и на НН ,в
различающихся частях схемы. Общее
количество выключателей составляет
n=18шт
на 6кВ.
тыс. руб.
5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для п/ст 1, 2,3,4,5:
тыс. руб.;
6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта1.
тыс. руб.
7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
тыс. руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=220 кВ – 9,4%. Следовательно:
тыс. руб.;
тыс. руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 1:
тыс. руб.
8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:
час;
=4200
ч.
- суммарные потери
активной мощности в сети варианта 1,
где
- суммарные потери в линии;
суммарные потери
в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:
МВт.
б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 5:
;
.
п/ст
1:
кВт;
п/ст
2:
кВт;
п/ст
3:
кВт;
п/ст
4:
кВт;
п/ст
5:
кВт.
кВт.
.
п/ст 1:
кВт;
п/ст 2:
кВт;
п/ст 3:
кВт;
п/ст 4:
кВт;
п/ст 5:
кВт.
74.707+47.81+21.25+5.313+107.578=
256.66 кВт.
Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 1 составляют:
.
в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 1
983+756.66
=1739.66 кВт.
Годовые потери электроэнергии в сети:
=
·983
= 2548329
кВт*ч=2548.329
МВт
ч;
=500·8760+256.66·2592.4=
5045.365 МВт
ч;
МВт/ч.
9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1:
коп. = 5315.585тыс.
руб.
10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1:
тыс. руб.
11) Определяем полные приведённые затраты варианта 1:
тыс. руб.
Вариант 2
1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:
.
;
;
;
;
.
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.
Таблица 5.
ТИП |
Uном, кВ |
∆P, кВт |
Цена |
|||
ВН |
СН |
НН |
ХХ |
КЗ |
тыс. руб. |
|
|
115 |
- |
6.3 |
36 |
172 |
292 |
|
115 |
- |
6.6 |
27 |
120 |
222 |
|
115 |
- |
6.6 |
19 |
85 |
172 |
|
115 |
- |
6.6 |
19 |
85 |
148 |
|
115 |
- |
6.6 |
14 |
60 |
292 |
Т – трансформатор напряжения трехфазный;
Р – расщепленная обмотка низшего напряжения;
Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;
Н – регулировка напряжения под нагрузкой.
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
п/ст 1:
тыс. руб.;
п/ст 2:
тыс. руб.;
п/ст 3:
тыс. руб.;
п/ст 4:
тыс. руб.;
п/ст 5:
тыс. руб.
тыс. руб.
3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры –двухцепные согласно схеме для напряжения 110 кВ:
Кл. = Кл.уд∙lл., тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2
Линия РЭС-1: Uном=110 кВ,l=47 км,АС-120; стальные двухцепные опоры К=1.2∙77.975∙64= 5988.48 тыс. руб./км:
КРЭС-1=5988.48∙47=281458.56 тыс. руб.
Линия 1-4: Uном=110 кВ, l=33 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=1.2∙77.975∙64= 5988.48 руб./км:
К1-4=5988.48∙33=197619.84 тыс. руб.
Линия 3-5:Uном=110кВ,l=29 км,АС-120; стальные двухцепные опоры
К=1.2∙77.975∙64= 5988.48 тыс. руб./км:
К3-5=5988.48∙47∙2=173665.92 тыс. руб.
Линия 2-3: Uном=110 кВ, l=22 км, АС-120; стальные двухцепные опоры К=1.2∙77.975∙64= 5988.48 тыс. руб./км:
К2-3=5988.48∙22=131746.56 тыс. руб.
Линия РЭС-2: Uном=110 кВ, l=42 км, АС-240; стальные двухцепные опоры К=1.2∙77.975∙72= 6737.04 тыс. руб./км:
КРЭС-2=6737.04∙42=282955.68 тыс. руб.
тыс. руб.
4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями, на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 110 кВ – 290 тыс. руб.Общее количество выключателей составляет n = 31 шт на 110 кВ.
тыс. руб.
5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для п/ст 1, 2,3,4,5:
тыс. руб.;
6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы
варианта 2:
тыс. руб.
7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
тыс. руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=110 кВ – 9,4%. Следовательно:
тыс. руб.;
тыс. руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 2:
тыс. руб.
8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:
час.
- суммарные потери активной мощности в сети варианта 2,
где - суммарные потери в линии;
суммарные потери в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для 2 варианта:
МВт = 3175
кВт.
б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2:
;
.
п/ст
1:
кВт;
п/ст
2:
кВт;
п/ст
3:
кВт;
п/ст
4:
кВт;
п/ст
5:
кВт.
кВт.
.
п/ст 1:
кВт;
п/ст 2:
кВт;
п/ст 3:
кВт;
п/ст 4:
кВт;
п/ст 5:
кВт.
75.586+100.8+108.844+78.125+38=401.355 кВт.
Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 2 составляют:
кВт.
в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:
3.175+0.6873 =3.862 МВт.
Годовые потери электроэнергии в сети:
= ·3175 = 8231839 кВт*ч=8231.839 МВт ч;
кВт/ч.
9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 2:
коп. = 8244.369
тыс. руб.
10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2:
тыс. руб.
11) Определяем полные приведённые затраты варианта 2:
тыс. руб.
Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 1 и 2.
Технико-экономические показатели
|
Единица измерения
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
|
тыс. руб |
870762.42 |
1067446.56 |
|
тыс. руб |
849877.596 |
841194.3 |
|
тыс. руб |
298476 |
175599.7 |
|
тыс. руб |
285388.5 |
252639 |
|
тыс. руб |
2317928.516 |
2336879.56 |
|
тыс. руб |
24381.348 |
29888.503 |
|
тыс. руб |
79888.494 |
79072.2642 |
|
тыс. руб |
29318.6 |
16506.372 |
|
тыс. руб |
5315.5859 |
8244.3694 |
|
тыс. руб |
137125.96 |
133711.5091 |
|
тыс. руб |
417055.45 |
414137.0563 |
.
Так как разница в приведённых затратах не превышает 5 %, то выбираем вариант 1, который является оптимальным для данного района.
Ниже приведена таблица , показывающая выгодность выбранного варианта по отношению к конкурирующему.
Табл.
Технико-экономические показатели сети |
Варианты |
|
Вар. 1 |
Вар. 2 |
|
1.Надежность |
+ |
- |
2.Капиталовложения |
- |
+ |
3.Экономичность |
- |
+ |
4.Простота эксплуатации |
+ |
- |
5.Перспективы развития |
+ |
- |
6.Расход цвет. металла |
- |
+ |
7.Число выключ. на ПС |
+ |
- |
8.
|
+ |
- |
9. |
+ |
- |
10.Унифицированность |
+ |
- |
