При этом коэффициент трансформации считается по формуле:
X-шаг(отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, n-количество отпаек.
Изменённый коэффициент трансформации вводится для повторного расчёта режима на ЭВМ.
Таблица 3.8
Результаты расчёта установившегося режима после регулирования
|
|
НБ |
НМ |
ПАВ1 |
ПАВ2 |
|
п1 |
10,5 |
9,9 |
10,5 |
10,6 |
|
п2 |
10,4 |
10,1 |
10,7 |
10,8 |
|
п3 |
10,6 |
10,0 |
10,5 |
10,6 |
|
п4 |
10,8 |
10,1 |
10,3 |
10,3 |
|
п5 |
10,5 |
10,0 |
10,7 |
10,4 |
|
п6 |
10,6 |
9,9 |
10,4 |
10,5 |
Вывод: дана краткая характеристика исходных данных районной электрической сети. В ходе работы была определена потребная району мощность, величина которой равна 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности. С учётом географического положения пунктов были составлены рациональные варианты схемы развития сети. Для выбранных схем были предварительно определены напряжения для линий по формуле Г.А.Илларионова, далее выбрали (проверили): сечения проводов, трансформаторы у потребителей. Затем произвели технико-экономическое сравнение вариантов схем, оценив для каждого капиталовложения и издержки, по результатам которого выбрали наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта схемы была составлена схема замещения, и произведён расчет её параметров. Далее осуществили расчёт и анализ режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима. В этих трёх режимах значения напряжений у потребителей оказались отличными от требуемых ПУЭ (для режима наибольших нагрузок и послеаварийных режимов оно составляет 10,5кВ, для режима наименьших нагрузок-10кВ), что было отрегулировано с помощью РПН.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
4.1 Линия электропередачи 500 кВ
Порядок выполнения расчётов:
1. Определяются капитальные вложения. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам.
2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт сети.
3. Вычисляются ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии.
4. Определяется себестоимость передачи 1кВт·ч электроэнергии.
В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:
Двух СК КСВБ-50/11,
9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500
Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.
З = Ен· Кå + Иå
Кå = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ
1) Кл1 = 2·к0(300))· ℓ1 = 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.
2) Кл2 = к0(300))· ℓ2 = 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.
3) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч
Корувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.
Ктр = 4∙493 = 1972 тыс. руб.
Кпч = 4100 тыс. руб.
КГЭС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.
4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ
КОРУ ВН = 260∙6 =1560 тыс. руб.
КОРУ СН = 110∙8 =880 тыс. руб.
КТР = 2∙1260 = 2520 тыс. руб.
К пч = 4100 тыс. руб.
ККУ = КР + КСК
ККУ = 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.
КП/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.
Тогда Кå = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС + Иå а.о.р.п/ст
Иå а.о.р.вл = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст = 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:
а) в линии 1:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 10592 /5002 ·0,034·510/2 = 29 МВт
Wгод = 5,843∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔW л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙123300+ 1,75∙10-2∙70 = 2467 тыс. руб.
б) в линии 2:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 519,22 /5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт
Wгод = 5,843∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔW л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙91865+ 1,75∙10-2∙53,2 =
1838 тыс. руб.
Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.
2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах
а) в трансформаторах ГЭС 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∙∙0,121(2346./1251)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙4∙0,42 ·8760 =
365,32 тыс. руб.
б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:
Ипотери ээ тр п/ст = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээ тр п/ст = 2∙10-2∙1/6∙0,49∙(536·./1002)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙6∙0,15 ·8760 =139,9 тыс. руб.
Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑ = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå
З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.
Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = Иå /Wгод
С = 8543,92 /5,843∙106 = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч
4.2 Районная электрическая сеть
Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.
Таблица 4.1
Капиталовложения в линии
|
ВЛ |
Провод |
Длина, км |
U, кВ |
К0 тыс. руб./км |
К, тыс. руб. |
КΣ, тыс. руб. |
|
1-2 |
АС-120/19 |
24 |
110 |
15,3 |
367,8 |
5616 |
|
ИП1-2 |
АС-150/24 |
45,8 |
110 |
22 |
1007 |
|
|
ИП1-3 |
АС-70/11 |
43,3 |
110 |
17,8 |
771,5 |
|
|
1-4 |
АС-70/11 |
43,3 |
35 |
20,19 |
871,1 |
|
|
1-5 |
АС-95/16 |
45,8 |
35 |
20,1 |
920 |
|
|
1-6 |
АС-70/11 |
48 |
110 |
17,8 |
855,9 |
|
|
ИП2-1 |
АС-120/19 |
53,7 |
110 |
15,3 |
822,5 |
Таблица 4.2
Расчет капиталовложений в подстанции
|
№ пс |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Схема ОРУ ВН |
110 – 12 |
110 – 4 |
110 – 4 |
35 – 4Н |
35 – 4Н |
110-4 |
|
Схема ОРУ СН |
35-9 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
КОРУ ВН тыс.руб |
350 |
36,3 |
36,3 |
18 |
18 |
36,3 |
|
КОРУ СН, тыс.руб |
63 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Марка трансформатора |
ТДТН- 63000/110 |
ТРДН-25000/110 |
ТДН - 16000/110 |
ТМН - 6300/35 |
ТМН – 10000/35 |
ТДН - 16000/110 |
|
Кт, тыс.руб |
218 |
168 |
126 |
61 |
134 |
126 |
|
Кп.ч тыс.руб |
320 |
130 |
130 |
70 |
70 |
130 |
|
Кпс, тыс.руб |
951 |
334,3 |
292,3 |
149 |
222 |
292,3 |
|
КпсΣ, тыс руб |
2244 |
|||||
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20
