Выбор параметров и анализ режимов электропередачи (стр. 2 из 4)

ОРУ 750 кВ:I_max = 1340/(1,73∙750∙0,99) = 1,042 кА

ВВБ – 750 – 40/3150У1

U _ном = 750 кВ, I _ном = 3,15 кА, I _откл = 40 кА

ОРУ 500 кВ:I_max = 1340/(1,73∙500∙0,99) = 1,563 кА

ВНВ – 500А – 40/3150У1

U _ном = 500 кВ, I _ном = 3,15 кА, I _откл = 40 кА

ОРУ 220 кВ:I_max = 600/(1,73∙220∙0,99) = 1,59 кА

ВВБК – 220Б – 56/3150У1

U _ном = 220 кВ, I _ном = 3,15 кА, I _откл = 56 кА.

3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен К_∑ +И_∑ +У, где

Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

Е_н = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);

К_∑ - капиталовложения в сеть;

И_∑ - издержки всей сети;

У – ущерб.

К_∑ = К_л + К_п/ст.

К_л = К_о· ℓ, где

Ко – удельная стоимость сооружения линий,

ℓ – длина линии, км

К_п/ст = К_ору + К_тр + К_ку + К_пч

В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. К_ку = 0

К_ору = К_орувн + К_орусн

К_тр- капиталовложение трансформаторов,

К_пч – 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 = И_а.о.р.л + И _{а.о р п/ст}

И_{∑потери ээ} =И_{потери ээВЛ} + И_{потери тр}

И_{а.о.р.вл} = а_л·к_л

а_л – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И_{потери ээ} = И_{потери ээВЛ} + И_{∑потери ээтр} , 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 = Е_н· К_å + И_å

К_å = К_{å вл} + К_ГЭС + К_п/ст

1) К_вл = к_о· L

К_вл = к_0(400))· ℓ₁ = 97∙630 = 43470 тыс. руб.

2) К_ГЭС = К_орувн + К_тр +К _пч

К_орувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.

К_тр = 2∙1980 = 3960 тыс. руб.

К_пч = 6800 тыс. руб.

К_ГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.

3) К_п/ст = К_{ору вн 750} +К_{тр 750} + К _{пч 750}

К_{ору вн 750} = 3·700 = 2100 тыс. руб.

К_{тр 750} = 2∙2150 = 4300 тыс. руб.

К_п/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.

Тогда К_å = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

И_å=И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.} = И_{å а.о.р.вл} + И_{å а.о.р. ГЭС} + И_{å а.о.р.н/ст}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.

И_{å а.о.р. ГЭС} = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.

И_{å а.о.р.п/ст} = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.

И_{å а.о.р} = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ΔW_л1 = ΔР _л1τ_л1·α_t, где α_t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном R_л = 1353,5² /750² 11,97 = 38,98 МВт

τ_л1= (0,124 + Т_мах./10000)² 8760

W_год= 1340∙2000 +1340∙0,7∙2500 +1340∙0,5∙2500 +1340∙0,3∙1760 = 7,408∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 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

ΔW_{кор л1} = 160∙630 = 100800 МВт·ч

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} = 2∙10^-2∙156410,8 + 1,75∙10^-2∙100800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:

И_{потери ээтр} = З^I∙ΔР_к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ_т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

1) Т 750/10:

И_{потери ээтр 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:

И_{потери ээтр 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.

И_{потери ээтр Σ} = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

И_{потери ээΣ} = И_{потери ээВЛ} + И_{потери ээтр Σ}

И_{потери ээΣ} = 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∙Т_в∙(Р_нб – Р_рез )∙ε_н∙У_ов

ω = 0,2∙10^-2∙630 = 1,26

ε_н = (Р_нб – Р_рез )/Р_нб = (1340 – 470)/1340 = 0,649

Т_в = 1,7∙10^-3

У_ов = 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 = Е_н· К_å + И_å + У

З₁ = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.

Схема 2

З = Е_н· К_å + И_å + У

К_å = К _л1 + К_ГЭС

1) К_л1 = 2∙к_0(500))· ℓ₁ = 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.

2) К_ГЭС = К_орувн + К_тр +К _пч

К_орувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

К_тр = 2∙932 = 1864 тыс. руб.

К_пч = 2400 тыс. руб.

К_ГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.

Тогда К_å = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

И_å=И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.} = И_{å а.о.р.вл} + И_{å а.о.р.ору вн ГЭС}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.

И_{å а.о.р. ГЭС} = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.

И_{å а.о.р} = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ_л1 · α_t, где α_t, = 1

ΔP _л1= (S²_мах/ U²_ном )∙ 0,5R_л = 1353,5² /500² ·0,5·9,135 = 33,47 МВт

W_год = 7,408∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 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

ΔW_{кор л1} = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор 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:

И_{потери ээтр} = З^I∙ΔР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ_т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

И_{потери 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.

И_{потери ээΣ} = И_{потери ээВЛ} + И_{потери ээтр}

И_{потери ээΣ} = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ}

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.

Линия 13АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

R_л1 = К_R∙ℓ∙r₀ = [1 – (0,664)²/3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом

X_л1 = К_Х∙ℓ∙x₀ =[1 – (0,664)²/6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом

В_л1 = К_В∙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:

R_л1 = К_R∙ℓ∙r₀ = [1 – (0,443)²/3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом

X_л1 = К_Х∙ℓ∙x₀ =[1 – (0,443)²/6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом

В_л1 = К_В∙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) U_ННдоп^min= 10,45кВ <U_НН = 10,46 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2) U_СН^max= 195,5≤ U_СН = 228,731≤ U_СНдоп^max = 264,5кВ

3) U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,104 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4) cosφ_г = 0,956 > cosφ_гном = 0,85

5) k_з1 = 124,5 % >20% ; k_з2 = 197,49 % >20%

k_з1 = (Р_пр1 – Р₀)/ Р₀ = (U₁∙U₂/X_л1 – Р₀)/Р₀ = (525∙515/89,89 – 1340)/1340 = 124,5 %

k_з2 = (Р_пр2– Р₀)/ Р₀ = (U₂∙U_сис/X_л2– Р_сис)/Р_сис = (515∙492,533/125,13– 681,421)/681,421 = 197,49 %