? - длина линии, км
Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч
В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0
Кору = Корувн + Корусн
Ктр- капиталовложение трансформаторов,
Кпч - постоянная часть затрат
И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ, где
И? - издержки всей сети;
И?.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;
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· К + И
К = К вл + КГЭС + Кп/ст
1) Квл = ко· L
Квл = к0(400))· ?1 = 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 К = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.
И =И а.о.р. + И потери ээ
И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р. ГЭС + И а.о.р.н/ст
И а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.
И а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.
И а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.
И а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
1)ДWл1 = ДР л1 ф л1·б t, где б t, = 1
ДP л1= S2мах/ U2ном Rл = 1353,52 /7502 11,97 = 38,98 МВт
ф 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.
ф л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,59 час
ДW л1= 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч
ДWкор л1 = 160•630 = 100800 МВт·ч
Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор 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•ДРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.ф т + ЗII•ДР 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 У = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.
Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр У
Ипотери ээ У = 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 = щ•Тв•(Рнб - Ррез )•ен•Уов
щ = 0,2•10-2•630 = 1,26
ен = (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· К + И + У
З1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.
Схема 2
К = К л1 + КГЭС
1) Кл1 = 2•к0(500))· ?1 = 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 К = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.
И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.ору вн ГЭС
И а.о.р.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.
И а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.
И а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1
ДP 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.
ф л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,5 час
ДW л1= 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч
ДWкор л1 = 2•60•630 = 75600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор 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•ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.ф т + ЗII•ДР 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 У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
Ипотери ээ У = 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 %: е = (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.
Линия 23АС 330/43.
Сопротивления на одну цепь:
Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,443)2/3]•420•0,029 = 11,38 Ом
Xл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,443)2/6]•420•0,308 = 125,13 Ом
Вл1 = КВ•?•b0 =[1 + (0,443)2/12]•420•3,6•10-6 = 1,537•10-3 См
Где 0,443 = в0•? , где ? = 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) cosцг = 0,956 > cosцгном = 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) cosцг = 0,98 > cosцгном = 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.
Страницы: 1, 2, 3
