Экономическое сравнение вариантов развития сети.

№ варианта	ВариантI	ВариантII	ВариантIII	ВариантIV
Число выключателей добавляемых к схеме.	8	9	6	9
Число выключателей учитываемых в сравнении	2	3	0	3
Капитальные вложения в линии (тыс. руб.)	11.4x x20x2=524.4	11.4x20+ 11.4x25= =547.2	14x20+ +(11.4x25)xx2=850	11,4х20+ +11,4х40= =718,2
Капитальные вложения в подстанцию (тыс. руб.)	70	105	0	105
Сумма капитальных вложений (тыс. руб.)	524,4+70=594,4	547,2+105=652,2	850+0=850	718,2+105= =823,2
Потери мощности из программы «RASTR», (мВт)	3,04	3,05	2,338	2,307
Издержки на амортизацию и обслуживание ПС (тыс. руб.)	0,094х70= 6,58	0,094х105=9,87	0	0,094х105=9,87
Издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ (тыс. руб.)	0,028х х524,4= =14,68	0,028х 547,2= =15,32	0,028х 850= =23,8	0,028х 718,2= =20,1
Издержки на потери электроэнергии (тыс. руб.)	153,54	154,04	118	116,5
Число часов max потерь (час/год)	2886	2886	2886	2886
Приведённые затраты (тыс. руб.)	249,14	260,23	283,5	286,42
Соотношение вариантов, %	1	1,04	1,13	1,14

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

1. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

1Режим систематических перегрузок

• износ изоляции – 0.0003 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;

2Режим аварийных перегрузок

• износ изоляции – 1,7827 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям был минимальным.

Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1.

График нагрузки характерного зимнего дня

Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.

График нагрузки характерного летнего дня

Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.

Летний график нагрузки.

3Режим систематических перегрузок

• износ изоляции – 0,0007 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

4Режим аварийных перегрузок

• износ изоляции – 0,1385 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 131 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 850549 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 13 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 41 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.

З_(I) = 41тыс. руб.

1. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариант II).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

1Режим систематических перегрузок

• износ изоляции – 0,0189 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

2Режим аварийных перегрузок

• износ изоляции – 212.1621 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;

Летний график нагрузки.

3Режим систематических перегрузок

• износ изоляции – 0,0087 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

4Режим аварийных перегрузок

• износ изоляции – 170.4378 о.е.;

• недоотпуск электроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 96 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей формуле:

=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям

- вероятная длительность простоя трансформатора

=0,02 отк/год - вероятность отказа трансформатора;

=720 ч/отказ - время восстановления трансформатора;

- количество трансформаторов.

Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летних дней.

час/год

час/год

час/год

0.6х(50,02х16,807+17,59х11,993)

24

= 26,20 тыс.руб/год.

Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

З_(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.

1. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов.

Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты варианта II за единицу:

З_(II) =

З(II) x 1

З(I)

62,20 х 1

41

1,517 о.е.

Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Результаты технико-экономического сравнения вариантов.

Вариант	I	II
Трансформатор	2 ТРДН–25000/110	2 ТРДН–16000/110
Капитальные вложения, тыс.руб.	131	96
Стоимость годовых потерь, тыс.руб.	13	15
Годовые потери электроэнергии, кВт*ч/год	850549	1028792
Недоотпуск электроэнергии,МВт*ч/сут. зимой летом	0 0	50,02 17,29
Ущерб от недоотпуска электроэнергии	0	26,20
Приведённые затраты, тыс.руб.	41	62,20
%	100	151,7

1. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

Расчёт и анализ установившихся режимов электрической сети выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и перетокам по линиям.

Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1.

Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается ускоренным методом Зейделя.

Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения напряжения на шинах от номинального составляет:

• в нормальных режимах – 5%

• в аварийных – 10%

• в нормальных режимах – (9,5-10,5)кВ;

• в аврийных режимах – (9-11)кВ.

В проектируемой электрической сети предусмотрены средства регулирования напряжения. На электростанции с помощью изменения тока возбуждения может быть изменена выдача реактивной мощности ГРЭС. Допустимые колебания реактивной мощности при выдаче номинальной активной соответствуют допустимым значениям на ГРЭС и приведены в табл. 4.1