- суммарные издержки,
У - ущерб от недоотпуска электроэнергии
Технико-экономический расчёт для варианта №1:
Капиталовложения:
• тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. - стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
• тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км - стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 - зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
• тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
• тыс. руб.
Издержки:
• тыс. руб.
• тыс. руб.
, - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
• тыс. руб.
тыс. руб.
- ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч - стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км - удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
• тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км
МВт
• тыс. руб.
• тыс. руб.
•, ущерб мы не рассматриваем, т. к. правая часть обоих вариантов - это одноцепная линия 330 кВ одного и того же сечения. Ущерб правой части так же не рассматриваем, из-за индивидуальности задания: во втором варианте правая часть схемы - это одноцепная линия 500 кВ, и при выходе её из стоя выходит из работы вся схема. Т.о. ни в одном варианте ущерб не рассматриваем.
Приведенные затраты:
тыс. руб.
Технико-экономический расчёт для варианта №2:
Капиталовложения:
• тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. стоимость ячейки с выключателем 500 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.19]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
• тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 125 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км - стоимость сооружения 1 км. линии 500 кВ, 330 (для стальных одноцепных опор с оттяжками, район по гололёду II, провод 3´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 - зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
• тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18-7.19]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
• тыс. руб.
Издержки:
• тыс. руб.
• тыс. руб.
, - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
• тыс. руб.
тыс. руб.
- ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч - стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км - удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
• тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км - удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
МВт
• тыс. руб.
• тыс. руб.
•
Приведенные затраты:
тыс. руб.
Итак, получили:
З1= 18986,8 тыс. руб.
З2= 19458,4 тыс. руб.
Найдём разницу в процентах:
.
Разница в процентах получилась менее 5%, что говорит о примерной равноценности вариантов, но исходя из того, что в схеме 1 левая часть схемы это двухцепная линия, соответственно более надежная, чем одноцепная во второй схеме, т.о. исходя из надежности, выбираем вариант схемы №1
2. Расчёт основных рабочих режимов электропередачи
В расчёте принимаются следующие допущения:
- протяжённые участки ВЛ представляются П - образными схемами замещения с учётом поправочных коэффициентов на распределённость параметров
- распределение напряжения по длине линии считается соответствующим идеализированной ВЛ
- потери мощности при коронировании проводов учитываются как сосредоточенные отборы на концах участков электропередачи
- потерями активной мощности намагничивания трансформаторов и шунтирующих реакторов пренебрегают
- не учитывается активное сопротивление трансформаторов
Учитывая выше сказанное, составим схему замещения электропередачи (рис. 6).
Рис. 6. Схема замещения электропередачи
Рассчитаем параметры линий электропередач на одну цепь:
Линия 1: UНОМ = 330 кВ; N = 1; провод 2´АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км
рад.
;
Ом
Ом
См
МВт
Ом;
МВт
Линия 2: UНОМ = 330 кВ; N = 1; провод 2´АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км
рад.
;
Ом
Ом
См
МВт
Ом; МВт
Параметры трансформаторов:
- блочные трансформаторы ГЭС: ТДЦ - 200000/330
кВ; кВ; Ом [1, табл. 5.19]
- автотрансформаторы 2×АТДЦТН - 167000/330/220:
кВ; кВ; кВ; Ом; ; Ом [1, табл. 5.22]
Напряжение U3 на шинах системы во всех режимах принимается равным номинальному (330 кВ). Коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не должен быть ниже заданного ()
2.1 Режим наибольшей передаваемой мощности
Задача расчёта состоит в отыскании экономически целесообразного отношения значений напряжения в начале и конце головного участка электропередачи (перепада напряжения). Такому перепаду соответствуют минимальные народнохозяйственные затраты, приведенные к одному году нормативного срока окупаемости. В затратах учитываются капиталовложения в дополнительно устанавливаемые источники реактивной мощности (ИРМ) на промежуточной подстанции, издержки на ремонт и обслуживание ИРМ, а также затраты на возмещение потерь электроэнергии в линии.
Параметры элементов схемы замещения:
• Линия 1: Ом; Ом; См; МВт
• Линия 2: Ом; Ом; См; МВт
• Группа трансформаторов ГЭС: Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом; ; Ом
С целью уменьшения потерь активной мощности желательно обеспечить возможно более высокие значения напряжения в промежуточных и узловых точках электропередачи, ограниченные высшим допустимым напряжением UДОП = 1,1·UНОМ = 363 кВ. Натуральная мощность линии первого участка МВт немого больше передаваемой мощности Р0 = 700 МВт, следовательно в линии будет избыток реактивной мощности, а напряжение в середине линии будет превышать напряжения по концам линии; учитывая это, зададимся напряжением U1 равным 1,05·UНОМ и проведём расчёт режима при различных значениях U2.
U1 = 347 кВ, U2 = 340 кВ
МВт
Ом; 65,99 Ом
См
; ;
МВАр
МВАр
13,71 кВ
МВАр
0,999
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Методом систематизированного подбора подбираем Q2 так, чтобы, получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного (), а напряжение U3 на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).
Q2 = - 25 МВАр
Принимаем МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
339,34 кВ
МВт
МВАр
247,37кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 76,12 МВАр
12,27 кВ
должно находиться в технических пределах: от до . Иначе данный вариант не осуществим по техническим условиям. Получившееся напряжение UНН не соответствует допустимому.
Приведенные затраты:
= 3231,9 тыс. руб.
КСК ≈ 35 тыс. руб./МВАр - удельная стоимость СК типа КСВБ 50-11
Результаты расчёта при других значениях U2 представим в виде таблицы:
Таблица 1 - Результаты расчёта режима наибольшей передаваемой мощности
|
U2, кВ |
310 |
320 |
330 |
340 |
|
δ° |
24,12 |
23,54 |
23 |
22,5 |
|
Q'ВЛ1, МВАр |
262,61 |
207,44 |
152,45 |
97,6 |
|
Q0, МВАр |
84,76 |
29,59 |
-25,41 |
-80,25 |
|
UГ, кВ |
14,11 |
13,98 |
13,84 |
13,71 |
|
cosφГ |
0,971 |
0,987 |
0,996 |
0,999 |
|
ΔPВЛ1, МВт |
33,14 |
31,6 |
30,42 |
29,61 |
|
ΔQВЛ1, МВАр |
303,61 |
289,48 |
278,7 |
271,22 |
|
P''ВЛ1, МВт |
665,64 |
667,18 |
668,36 |
669,17 |
|
Q''ВЛ1, МВАр |
-41 |
-82,04 |
-126,25 |
-173,62 |
|
P1, МВт |
664,42 |
665,96 |
667,14 |
667,96 |
|
Q1, МВАр |
100,95 |
69,22 |
34,6 |
-2,87 |
|
Q1 - QР, МВАр |
100,95 |
69,22 |
34,6 |
-2,87 |
|
Q2, МВАр |
-65 |
-75 |
-60 |
-25 |
|
P2, МВт |
311,42 |
312,96 |
314,14 |
314,96 |
|
QАТ, МВАр |
165,95 |
144,22 |
94,6 |
22,13 |
|
Q'АТ, МВАр |
134,92 |
116,38 |
70,57 |
0,91 |
|
U'2, кВ |
300,34 |
311,92 |
325,06 |
339,34 |
|
UСН, кВ |
220,25 |
228,74 |
238,38 |
248,85 |
|
Q'АТ.Н, МВАр |
63,85 |
45,31 |
-0,51 |
-70,16 |
|
QАТ.Н, МВАр |
57,54 |
42,36 |
-0,49 |
-64,19 |
|
QСК, МВАр |
53,77 |
29,71 |
0,49 |
34,06 |
|
UНН, кВ |
9,03 |
9,72 |
10,84 |
12,27 |
|
З, тыс. руб. |
3410,5 |
3158,2 |
2735,1 |
3231,9 |
