Ежков В.В., Зарудский Г.К., Зуев Э.Н. и др. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях

Подождите немного. Документ загружается.

Результаты определения годовых потерь ЭЭ и затрат на их

компенсацию, полученные аналогично результатам решения за-

дач 10.1 и 10.2, представлены в табл. 10.13.

Таблица 10.13. Затраты на возмешешм потерь

Ва-

ДЭ1=ЛЭ'+

РИ- 10'кВт-ч/год

-Ai^'r,^

+ДЭ''.

тыс.руб/год тыс.руб/год

+31.

авгт

ICKBT ч/год 10'кВт-ч/год

тыс.руб/год

4,3788 2,0148

6,3936 11Д97 3,526

14,823

17,1472 5,5188

22,6660

44Д40 9,658

53,898

Данные табл. 10.13 свидетельствуют о том, что суммарные

потери электроэнергии и затраты на их возмещение во втором

варианте значительно выше.

Последним ю числа подлежащих определению технико-эко-

номических показателей является годовой ущерб (У) от возмож-

ных перерывов электроснабжения потребителей ПС А. В соответ-

ствии с условиями задачи из рассмотрения исключаются как

маловероятные ситуации, связанные с одновременным поврежде-

нием параллельно работающих трансформаторов и с отказом

одного из параллельно включенных элементов (линии, трансфор-

матора) при плановом ремонте другого. Кроме того, примем,

что схема электрических соединений ОРУ ПО кВ на ПС С обес-

печивает возможность ремонта выключателей BI (см. рис. 10.9)

без перерыва в электроснабжении за счет перевода питания соот-

ветствующей цепи на обходную систему шин (на рис. 10.9 не

показана).

При таких допущениях в схеме первого варианта перерыв

в электроснабжении возникает лишь при аварийном отключении

ВЛ или ее плановом ремонте, возможность выполнения которого

под напряжением, согласно условию задачи, отсутствует. Коэф-

фициент вьшухденного (аварийного) простоя линии К,л опреде-

ляется параметром потока отказов на

км длины

соол

и временем

восстановления Т^д [10.1, 10.2]:

К,л=й)ол1с.АТ^- (10.23)

Для одноцепной ВЛ 110 кВ, по данным [10.1],

шол1

= 0,011

отказДгод км) и 7;л1=110~^ год/отказ. При этом по (10.23)

имеем

А.Л1=0,011.50.10"^ = 55.10"^ о. е.

Коэффшшент планового простоя такой линии, согласно табл.

8.6в[10.1], составит

А;,Л1

5.10

^ О. е.

Удельные ущербы от аварийного а и планового fi отключений

потребителей при степени их ограничения Е=

(полное прекраще-

ние питания) в соответствии с рис. 8.2 в [10.1]

300

а=6,0 тыс. рубДкВт

•

год);

^=4,4 тыс. рубДкВт

•

год).

При этом для первого варианта ущерб от аварийного переры-

ва элегфоснабжения при Pm«A=

МВт

У.1=РТ^А АК,Л1 е =

10000 • 6 • 55 • 10"

• 1

= 33 тыс. руб/год,

а ущерб от планового перерыва в электроснабжении

Ущ

Рш^А

К„л1

Б=

10000 •

4,4.5

•

10-М = 220 тыс. руб/год.

Суммарный годовой ущерб по первому варианту

Ух 1

У.1+Уо1

220

253

тыс. руб/год.

Во втором варианте с двухцепной ВЛ 35 кВ перерыв в элект-

роснабжении потребителей ПС А при приняты[х допущениях

возникает лить при одновременном аварийном отключении обе-

их цепей линии. Соответствующие показатели при этом [10.1]

о^ол2=0,003 отказ/(год• км) и 7',л2=2,5-10"^ год/отказ.

Тогда по (10.23) имеем

Кт=0,003.50 2,5.10-^ = 37,5-10"'о. е.,

т. е. этот показатель соизмерим с аналогичным для одноцепной

ВЛ 110 кВ (K,jii). Так как А[,л2=0, поскольку аварийное отключе-

ние одной цепи ВЛ при нахождении второй в плановом ремонте

считается маловероятным, то

Yj.

2=У^=Рш^АаКл2е=

10000 • 6 • 37,5 • 10"

• 1

22,5

тыс. руб/год.

Теперь приступим к окончательному сравнению вариантов

и выбору из них наилучшего по критерию минимума приведен-

ных затрат. Однако, прежде чем приступить к их определению,

вспомним, что фигурируюише в табл. 10.11 значения суммарных

капиталовложений и ежегодных издержек эксплуатации были

определены по данным [10.1] для нормальных условий сооруже-

ния ВЛ и без учета зональных коэффициентов для ВЛ и ПС,

учитывающих их удорожание при строительстве в ряде удален-

ных районов. Использование таких нескорректированных значе-

ний и И^ при сопоставлении вариантов может привести к оши-

бочному представлению об истинном соотношении составляю-

щих суммарных приведенных затрат, которые при сооружении

объектов i-ro варианта в течение года определяются по формуле

(10.24)

301

где Д,=0,12 1/год — нормативный коэффициент сравнительной

экономической эффективности.

Поправочный коэффициент к стоимости сооружения ВЛ, учи-

тывающий усложнение условий прохождения трассы ку^я, в рас-

сматриваемой задаче, где ВЛ должна сооружаться в болотистой

местности, в соответствии с данными табл. 9.3 в [10.1] равен 1,46.

Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости сооружения

В Л и ПС в ОЭС Средней Волги, по данным табл.

9.1 в [10.1], одинаковы и равны 1. С учетом этих значений и при

индексировании буквой «Н» (нормальные условия) полученных

ранее значений капиталовложений и шдержек (см. табл. 10.11)

будем иметь:

по варианту 1

АПСА.1=А:».^ПСА.1(Н)= 1,0.253,4= 253,4тыс. руб.;

1,46.1,0.955 =

1394,3

тыс. руб.;

^1=>Кпса.1

+ ^л1=253,4+1394,3 = 1647,7 тыс. руб.;

Ипс1=^эонИпсив)= 1,0-23,82=

23,82

тыс. руб/год;

Ил,=^уо.^к«Ил,(„,=1,46.1,0.26,74= 39,04 тыс. руб/год;

Иг

1=Ипс1

Ил1

= 23,82 + 39,04=

62,86

тыс. руб/год;

по варианту 2

А:ПСЕ.2=

1,0-382,6=382,6 тыс. руб.;

Кл2= 1,46-1,0

-1210,0

= 1766,6 тыс. руб.;

Л:£2 = 382.6+ 1766,6=2149,2 тыс. руб.;

Ипс2=

1,0 -

35,96= 35,96 тыс. руб/год;

ИЛ2=1,46- 1,0.33,88=49,46 тыс. руб/год;

И„=35,96+49,46=85,42тыс. руб/год.

Теперь имеем возможность, используя формулу (10.24), опре-

дели гь суммарные приведенные затраты по вариантам. Их значе-

ния, а также значения всех составляющих 3z< представлены

в табл. 10.14.

Таблица 10.14. Суммшряые кашпгмошюжеяна (тыс. куб.) и состажяжицае

: затрат (пк. руб/год)

Варвмят

Иж

Уж

1647,7 т.ш 62,86

14,823 253,0 528,407

2149Д 257,904

85.42 53,898 22,5

419,722

302

Анализ данных табл.10.14 показывает, во-первых, что затра-

ты по первому варианту значительно больше (примерно на 26%)

затрат по второму варианту, что заставляет нас считать послед-

ний оптимальным и рекомендовать его для сооружения.

Во-вторых, сопоставление одинаковых составляющих затрат сви-

детельствует о том, что второй вариант существенно уступает

первому как по капиталовложениям, так и по издержкам эксплу-

атации и затратам на возмещение потерь. В-третьих, сопоставле-

ние составляющих затрат по первому варианту (нерезервирован-

ная схема) показывет, что наибольшую долю в З^, составляет

ущерб от перерывов в электроснабжении (около 48%), тогда как

во втором варианте аналогичный показатель равен примерно 5%

от 3x2- Причина столь значительного различия значений ущербов

состоит в том, что в первом варианте в

У^..

доминирует ущерб от

плановых перерывов в электроснабжении

(У„,

220

тыс. руб/год).

При обеспечении возможности проведения плановых ремонтов

одноцепной ВЛ 110 кВ без снятия напряжения (Уп1=0) значение

3j;i уменьшается до 308,407 тыс. руб/год, что позволяет принять

решение о целесообразности сооружения схемы по первому вари-

анту.

Последние два соображения, в свою очередь, приводят нас

к мысли о том, что при формальном отборе подлежащих сравне-

нию вариантов с использованием рис. 10.8, возможно, был упу-

щен из виду еще один из вариантов, могущих претендовать на

роль оптимального, а именно вариант сооружения резервирован-

ной схемы (с двухцепной BJI) на напряжение ПО кВ. В такой

схеме по сравнению со схемой первого варианта должны воз-

расти капиталовложения и издержки эксплуатации, несколько

снизиться затраты на возмещение потерь и, что самое главное,

должен резко сократиться ущерб за счет исключения состав-

ляющей, связанной с плановым ремонтом. Проверим обоснован-

ность этого предположения, присвоив этому варианту номер

3 и выполнив для него все расчеты аналогично тому, как это

было сделано выше для вариантов 1 и 2.

Очевидно, что принципиальная схема сети для третьего вари-

анта отхшчается от показанной на рис. 10.9, б отсутствием трехо-

бмоточных трансформаторов ТЗ и трех выключателей В2. Номи-

нальная мощность трансформаторов 110 кВ на ПС А такая же,

как и в первом варианте, так как от числа цепей ВЛ она не

зависит, т. е. должны быть установлены трансформаторы

ТМН-6300/110 с расчетной стоимостью 49 тыс. руб. (см. табл.

10.11) и с параметрами, представленными в табл. 10.9.

Распределительное устройство 110 кВ на ПС А, выполненное

по схеме <д№а блока с отделителями и неавтоматической пере-

мычкой», имеет стоимость А[ру(А),з=36,3 тыс. руб. Постоянная

часть затрат на сооружение ПС А та же, что и в первом варианте,

303

т. е.

А,«ГГ(А)

3=130 тыс. руб. Тогда суммарные капиталовло-

жения в ilC А/;:пслз=2^Т1.з+^ру(А).з + ^,к,сг{Аи=98,0 +

36.3

+ 130,0=264,3 тыс. руб.

На ПС С следует учесть лишь стоимость дополнительной

ячейки с масляным выключателем 110 кВ Арувн(С).з=35 тыс. руб.

Постоянная часть затрат та же, что в первом варианте, и не

учитывается. При этом с учетом зонального коэффициента

суммарные капиталовложения в подстанции третьего

варианта

^ПСЕ.З=Л:ЗО-(^ПСА.З+АРУВН(С).З)=1,0(264,3 + 35,0)=299,3 тыс. руб.,

а соответствующие им издержки эксплуатации

HncL.3

= flnc>Knci.3=0,094.299,3=28,134 тыс. руб/год.

Расчетный ток, протекающий по одной цепи двухцепной ВЛ

110 кВ, будет в два раза меньше значения, определенного для

варианта 1, т. е.

W3=/p«,..K=47,4/2=23,7 А.

При этом в соответствии с табл. 7.8 в [10.1] для ВЛ 110 кВ,

сооружаемой на двухцепных опорах в III районе по гололеду

в ОЭС Средней Волги, должно быть выбрано минимальное по

условиям ограничения потерь на корону сечение проводов 70

мм^, для которого верхней границе экономического интервала

соответствует ток 45 А. Стоимость сооружения 1 км такой ВЛ

с проводами марки AC70/I1 в нормальных условиях составляет

•^Л(|1),З=29Д

ТЫС.

руб/км. При этом с учетом А^ и получим

>^:ЛЗ=Л^Л:«,.АОЛ(Н).З/С-А=1.46. 1,0.29,2.50 =

2131,6

тыс. руб.

Соответствующие издержки эксплуатации

Илз=алА'лэ=0,028.2131,6=

59,685

тыс. руб/год.

Таким образом, суммарные капиталовложения по третьему

варианту

>Й:И

= -^ПС1:.З+А:ЛЗ=299,3+2131,6=2430,9 тыс. руб.,

а суммарные издержки эксплуатации

Ии=ИпсЕ,з + Илз=28,134+59,685=87,819 тыс. руб/год.

Сопоставление полученных значений с данными табл. 10.14

показывает, что по этим двум показателям третий вариант,

естественно, проигрывает рассмотренным выше в первую оче-

редь ввиду существенно большей стоимости сооружения ВЛ.

304

Посмотрим, смогут ли компенсировать этот проигрыш две оста-

вшиеся составляющие приведеш1ых затрат, т. е.

3„ОТЕ И

У^..

Для определения Зпот£,э вернемся вначале к схеме замещения

для первого варианта, изображенной на рис. 10.10,а. Эта схема по

своей форме отвечает и третьему варианту. Однако параметры ее

элементов на участке между узлами С и А будут иными. Для

двухцепной ВЛ ПО кВ с проводами АС70/11 в соответствии

с табл. 7.1 и 7.5 в [10.1] Имеем

Го

0,429

Ом/км,

0,444

Ом/км

и Geo=0,034 Мвар/км.

При этом

2лз=(го +jXo) /С-А/П„=(0,429 +7 0,444)

50/2

= 10,725 +j

11,1

Ом;

еслз/2=и„есо/с-А/2= 2.0,034.50/2= 1,7 Мвар.

Эти данные позволяют выполнить расчет потокораспределе-

ния в схеме замещения ВЛ. Очевидно, что мощность в начале

ветви с ZTA будет такой же, как и в первом варианте (см. табл.

10.12), т. е.

5аз= 10,07055,0560 МБ -А.

Мохщюсть в конце ветви с Z^:

+А5',т1-У0,5 еслз=

10,0705

+j 5,0560+0,023 +j 0,1008 -J 1,7=10,0935 +j

3,4568

•

Потери мощности в сопротивлении Zm

"=0,1009+y0,1044 MB A.

Мощность в начале ветви с Z^j

лз=лз+А5„з

-10,0935

+j 3,4568+0,1009

0,1044

-10,1944+73,5612 МБ. А.

Мощность, поступающая в сеть от системы,

^сз=^лз -У

0,5

Сслз = 10,1944 +j 3,5612 -j

1,7

= 10,1944+; 1,8612 MB. А.

При этом cos ^сз=cos [arctg (60/^*03)]=0,9837.

Суммарные потери активной мощности

АР„ = ПЭ-РП»,А=0Д944 МВт,

в том числе

ЛРи=ДРт,+ЛРлз=70,5 +100,9= 171,4 кВт,

АРи=АРжТ1=23 кВт.

306

Потери электроэнергии, зависящие от нагрузки,

АЭ',=АР'ЕЗ Т= 171,4.1968 = 3,3732

•

10' кВт

•

ч,

а не зависящие от нагрузки те же, что и в первом варианте, т. е.

АЭ3=2,0148.10' кВт.ч (см. табл. 10.13).

Суммарные годовые потери электроэнергии в третьем ва-

рианте

АЭЕЗ=АЭ1+АЭ'З=(3.3732+2,0148)10'=5,388. 10' кВт ч.

Затраты на возмещение потерь, зависящих и не зависящих от

нагрузки,

3'„отз=з',АЭ'з=2,58 .10"' -3,3732.10' =

8,703

тыс. руб/год,

ЗГОТЗ = З'/АЭ 3= 1,75.10"'. 2,0148

•

10' = 3,526 тыс. руб/год.

И наконец, суммарные затраты на возмещение потерь

в третьем варианте

ЗПОТГ.З=3'„.З+3'^„З=8,703 + 3,526= 12,229 тыс. руб/год,

т. е. они несколько меньще, чем в первом варианте.

Параметр потока отказов для одновременного выхода из

строя обеих цепей ВЛ 110 кВ, согласно табл. 8.4 в [10.1],

0.002 отказ/год, а среднее время восстановления

Т'алз^З-10"^ год/отказ, т. е. в соответствии с (10.23)

-й:.лз=0,002.50.3. 10-^ = 30.10"' о. е.

Поскольку, как и во втором варианте, может быть при-

нят равным нулю, то вероятный ущерб по третьему варианту

у^ = У.з=а^.лзе= 10000•

6•

30• 10"'

• 1

тыс. руб/год.

Теперь появилась возможность определить суммарные приве-

денные затраты по третьему варианту. Согласно выражению

(10.24)

Згз

0,12

/sis + И„+3.«„£.з+У„ =

=0,12.2430,9 + 87,819-t-12,229+18,0 = 409,756 тыс. руб/год.

Сопоставление полученного значения с данными табл. 10.14

показывет, что суммарные затраты по третьему варианту превы-

шают затраты по второму варианту всего на 2,43%, т. е. такие

варианты считаются равноэкономичными [10.1]. При этом в со-

ответствии с рекомендациями [10.1] выбор варианта осуществля-

ется на основе инженерной оценки ряда характеристик, которые

не могут быть непосредственно учтены в виде экономического

эквивалента. Однако в нашем случае и без такой оценки ясно, что

следует предпочесть вариант с более высоким номинальным

напряжением, как более надежный и перспективный при росте

306

нагрузки ПС А. Кроме того, схема третьего варианта харак-

теризуется меныиими годовыми потерями электроэнергии и зна-

чительно меньшей требуемой от системы реактивной мощностью

(cosq>c3»cosq)c2), что равносильно определенной экономии мощ-

ности ее дополнительных источников в системе. Таким образом,

с учетом этих соображений для электроснабжения ПС А следует

окончательно рекомендовать вариант резервированной схемы на

напряжении 110 кВ.

Задача

10.8.

Для электроснабжения новых комплексов потре-

бителей в пунктах 7 и 2, прогнозируемые максимальные нагрузки

которых, приведенные к шинам 10 кВ понижающих подстанш1Й,

на пятом году эксплуатащ1и составят Si = 66+j32 MB-А

и .$2=26+712 MB-А, предполагается соорудить сеть 110 кВ,

источником питания которой является узловая подсташщя

А 220/110 кВ в ОЭС Сибири.

Взаимное расположение ПС А и пунктов 1 и 2 показано на

рис. 10.11, а, где указаны расстояния, измеренные на карте по

воздушной прямой. Коэффшдаент, учитывающий реальное удли-

нение трассы по сравнению с расстоянием, измеренным по пря-

мой, для ОЭС Сибири принимается равным 1,2 [10.1]. Трассы

воздушных линий, которые предполагается сооружать на железо-

бетонных опорах, прокладываются по территории, относящейся

ко П району по гололеду.

Число часов использования максимума нагрузки для экви-

валентных потребителей пунктов 1 и 2 7'rf=450G ч/год, коэф-

фициент попадания в максимум нагрузки системы На

ПС 1 должны быть установлены два трансформатора

S,=6B*j52,t1B-A

а)

S2=26+J12.nBA

б) е)

Рве. 10.11. Взавмвое расположеяие всточника шгтани* А и i^BnoB

потреблеваа (в) а схемы оетв по вариантам 1 (б) а 2 (в)

307

типа ТРДН-40000/110, на ПС 2 — два трансформатора

ТДН-16000/110, для которых в условиях Сибири коэ^ициент

аварийной перегрузки равен 1,8.

Вьшолнить технико-экономическое сопоставление вариантов

схемы сети, представленных на рис. 10.11,6, в, где указаны приве-

денные к стороне 110 кВ нагрузки ПС 1 и ПС 2, выбранные марки

проводов, фактические длины трасс, а также результаты расчетов

приближенного потокораспределения (без учета потерь мощно-

сти) в нормальном реж1ше наибольших нагрузок.

Решение. Как и при решении задачи 10.7, для технико-эконо-

мического сопоставления вариантов необходимо предварительно

определить все составляющие приведенных затрат (10,24), за

исключением ущерба, поскольку обе схемы обеспечивают резер-

вированное электроснабжение пунктов потребления и с позиций

надежности их можно считать примерно равнозначными.

Капиталовложения на сооружение сети. В первом варианте

стоимость сооружения 1 км ВЛ на одноцепных железобетонных

опорах во П районе по гололеду [10.1]:

— с проводами АС240/32 14 тыс. руб/км;

— с проводами АС150/24

о»)

= И Л тыс. руб/км.

При этом требуемые для сооружения линий сети капитало-

вложения

Km=Ао1

(2«))

(/А-

! +

4 г)+(150)

h-~2=

= 14(36 + 48)+11,7 27=1491,9 тыс. руб.

Во втором варианте при сооружении ВЛ на двухцепных желе-

зобетонных опорах

^(240) —24

тыс. руб/км и i^(55)==17,8 тыс. руб/км.

При этом

= Ain (2«)/а

-1

+(М) А - 2 =

=24.36+17,8.27 = 1344,6 тыс. руб.

Так как в обоих вариантах на подстанциях установлены одни

и те же трансформаторы, то в капиталовложениях на сооружение

ПС необходимо учесть лишь стоимость распределительных

устройств 110 кВ и постоянную часть затрат. В первом варианте

(кольцевая сеть) РУ

110 кВ

на ПС

и ПС 2 выполняются по схеме

((мостика» с выключателем в перемычке и отделителями в цепях

трансфор1»(аторов [10.6]. Стоимость такой схемы Kr/i

—

lS тыс.

руб. (см. табл. 9.14 в [10.1]). Постоянная часть затрат по подстан-

ции 110/10 кВ, выполненной по схеме «мостика» на стороне ВН,

А^1 =

210

тыс. руб. При этом суммарная стоимость сооружения

двух ПС в первом варианте, учитываемая при сопоставлении,

308

^пс1=2(Ару,+Л:;нкт)=2(75 + 210)=570 тыс. руб.

Во втором варианте ПС 1 вьшолняется на ответвлениях от ВЛ

без выключателей на стороне ВН. На обеих подстанциях исполь-

зуется схема «два блока с отделителями и неавтоматическоЁ

перемычкой», стоимость которой Кгуг=Ъ6,Ъ тыс. руб., а постоян-

ная часть затрат по такой подстанции Каоетъ= 130 тыс. руб. Тогда

суммарная стоимость сооружения ПС во втором варианте

130)=332,6 тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание. Они

определяются как доля стоимости сооружения линий и подстан-

ций ПО кВ в соответствии с коэффициентами ол=0,028 1/год

и апс=0,094 1/год [10.1]. При этом в первом варианте

Ил1=ал^л1=0,028.1491,9 «41,8 тыс. руб/год;

Ипс1=апс Knci=0,094

•

570 « 53,6 тыс. руб/год.

Аналогично, во втором варианте

Ил2=0,028.1344,6«37,6 тыс. руб/год;

ИПС2=0,094.332,6А31,3 тыс. руб/год.

Затраты

на возмещение

потерь

мощности и электроэнергии на

нагрев проводов ВЛ определим с использованием результатов

приближенного расчета потокораспределения в каждом из вари-

антов. Предварительно вычислим по формуле (10.3) время &taK-

симальных потерь мощности при заданном Г^=4500 ч/год:

т=(0,124+4500. 10-^8760« 2900 ч/год.

При 1 в соответствии с рис. 10.1 (кривая 2) удельные

затраты на возмещение потерь, зависящих от нагрузки,

з;=1,52.10"» тыс. руб/(кВт.ч).

В первом варианте (рис. 10.11, б) максимальные потери мощ-

ности на Baipes проводов ВЛ при Го(2«))=0,121 Ом/км

и Го(ио)=0,198 Ом/км

АР'л-,.,

roiuo) /А-,

=0,121.36= 1,487 МВт.

Аналогично,

0,121.48 = 0,867 МВт;

27 =0,069 МВт.

309