И∑потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.
И∑а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст
И∑потери ээ =Ипотери ээВЛ + Ипотери тр
Иа.о.р.вл = ал·кл
ал - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
Ипотери ээ = Ипотери ээ ВЛ + И∑потери ээ тр , где
И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст
Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.
Схема 1
З = Ен· Кå + Иå
Кå = Кå вл + КГЭС + Кп/ст
1) Квл = ко· L
Квл = к0(400))· ℓ1 = 97∙630 = 43470 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч
Корувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.
Ктр = 2∙1980 = 3960 тыс. руб.
Кпч = 6800 тыс. руб.
КГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.
3) Кп/ст = Кору вн 750 + Ктр 750 + К пч 750
Кору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.
Ктр 750 = 2∙2150 = 4300 тыс. руб.
Кп/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.
Тогда Кå = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р. ГЭС + Иå а.о.р.н/ст
Иå а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
1)ΔWл1 = ΔР л1 τ л1·α t, где α t, = 1
ΔP л1= S2мах/ U2ном Rл = 1353,52 /7502 11,97 = 38,98 МВт
τ л1= (0,124 + Тмах./10000)2 8760
Wгод= 1340∙2000 +1340∙0,7∙2500 +1340∙0,5∙2500 +1340∙0,3∙1760 = 7,408∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 7,408∙106/1340 = 5528 час.
τ л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,59 час
ΔW л1= 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч
ΔWкор л1 = 160∙630 = 100800 МВт·ч
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙156410,8 + 1,75∙10-2∙100800 = 4892,2 тыс. руб.
Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:
Ипотери ээ тр = ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
1) Т 750/10:
Ипотери ээ тр 750/10 = 2∙10-2∙1/2∙0,8∙(1353,5./1251)2 ∙4012,59 + 1,75∙10-2∙2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.
2) Т 750/500/10:
Ипотери ээ тр 750/500 = 2∙10-2∙1/2∙0,7∙(1353,5./1251)2∙ 4012,59 + 1,75∙10-2∙2·0,28∙8760 = 118,73 тыс. руб.
Ипотери ээ тр Σ = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр Σ
Ипотери ээ Σ = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑ = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.
У = ω∙Тв∙(Рнб - Ррез )∙εн∙Уов
ω = 0,2∙10-2∙630 = 1,26
εн = (Рнб - Ррез )/Рнб = (1340 - 470)/1340 = 0,649
Тв = 1,7∙10-3
Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.
У = 1,26∙1,7∙10-3∙870∙0,649∙4,5∙1000 = 5442,47 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå + У
З1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.
Схема 2
Кå = К л1 + КГЭС
1) Кл1 = 2∙к0(500))· ℓ1 = 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.
Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.
Ктр = 2∙932 = 1864 тыс. руб.
Кпч = 2400 тыс. руб.
КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.
Тогда Кå = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС
Иå а.о.р.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙ 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт
Wгод = 7,408∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 7,408∙106 /1340 = 5528 час.
τ л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,5 час
ΔW л1= 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙134298,37+ 1,75∙10-2∙75600 = 4008,97 тыс. руб.
2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:
Ипотери ээ тр = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээ тр = 2∙10-2∙1/2∙2(1353,5./2000)2∙4012,5+1,75∙10-2∙2∙0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
Ипотери ээ Σ = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.
И∑ = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.
Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2
З1 = 22889,86 тыс. руб.. З2 = 14688,188 тыс. руб.
Оценим эту разницу в %: ε = (22889,86 - 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%
Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.
Рассчитаем параметры схемы замещения.
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = [1 - (0,664)2/3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =[1 - (0,664)2/6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,664)2/12]∙630∙3,6∙10-6 = 2,351 ∙10-3 См
Где 0,664 = β0∙ℓ , где ℓ = 630 км и
Линия 23АС 330/43.
Сопротивления на одну цепь:
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = [1 - (0,443)2/3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =[1 - (0,443)2/6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,443)2/12]∙420∙3,6∙10-6 = 1,537∙10-3 См
Где 0,443 = β0∙ℓ , где ℓ = 420 км.
3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
Произведём расчёт линии 2.
Произведём проверку режима:
1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,46 кВ < UННдопmax =11,55кВ
2) UСНmax = 195,5≤ UСН = 228,731≤ UСНдопmax = 264,5кВ
3) UГдопmin =14,96 кВ < Uг = 15,104 кВ < UГдопmax =16,54 кВ
4) cosφг = 0,956 > cosφгном = 0,85
5) kз1 = 124,5 % >20% ; kз2 = 197,49 % >20%
kз1 = (Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1∙U2/Xл1 - Р0)/Р0 = (525∙515/89,89 - 1340)/1340 = 124,5 %
kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 = (U2∙Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис = (515∙492,533/125,13- 681,421)/681,421 = 197,49 %
Расчёт режима наименьшей передаваемой мощности
По условию в данном режиме, мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна из цепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточной подстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.
С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотрена установка двух групп реакторов 3xРОДЦ - 60/500 в начале головной линии и одной группы в конце.
Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.
Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ - 60/500.
Произведём проверку режима
1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,869 кВ < UННдопmax = 11,55кВ
2) UСН = 195,5< UСНmax = 227,826<UСНдопmax = 264,5кВ
3) UГдопmin =14,96 кВ < Uг = 15,135 кВ < UГдопmax = 16,54 кВ
4) cosφг = 0,98 > cosφгном = 0,85
5) kз1 = 245,9 % >20%; kз2 = 838 %>20%
kз1 =(Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1∙U2/Xл1 - Р0)/Р0 =(500∙500/179,78 - 402)/402 = 245,9 %
kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 =(U2∙Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис=(500∙488,1/125,13 - 207,9)/207,9 = 838 %
Расчёт послеаварийного режима
В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.
При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (Pc=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05∙Uном = 525 кВ; учтём резерв и УПК.
Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 490 кВ.
Для выработки необходимой реактивной мощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.
В данном случае считаем, что вторая линия генерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другая её часть поступает в систему.
1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,524 кВ < UННдопmax=11,55кВ
2) UСН = 195,5 кВ < UСН = 231,364 кВ < UСНдопmax= 264,5кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 16,04 кВ < UГдопmax=16,54 кВ
4) cosφгном = 0,961 > cosφгном = 0,85
5) kз1=64,27 % >20 %; kз2=509%>20%
kз1 =(Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1∙U2/Xл1 - Р0)/Р0 =(525∙490/87 -1800)/1800 = 64,27 %
kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 =(U2∙Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис=(490∙481,88/66,82 - 580)/580 = 509 %
Страницы: 1, 2, 3
