Проектирование электрических систем энергосистемы (стр. 4 из 6)

Проводимость линии

Зарядная мощность

Параметры схем замещения трансформаторов.

Результаты расчётов сводим в таблицы, в которых приводятся значения с учётом количества цепей линий и числа трансформаторов на подстанциях.

Наименованиелиний	Параметры схем замещения линий
Наименованиелиний	R ОМ	X Ом	b см	Qзар МВ∙Ар
Л-1	7.2	24.3	6.744∙10-4	16.32
Л-2	14.4	48.6	3.372∙10-4	2.04
Л-3	9.6	32.4	2.248∙10-4	1.36
Л-4	8.1	20.65	1.405∙10-4	0.85

Расчёт максимального режима.

Анализ результатов расчёта максимального режима, значения потоков мощностей в ветвях, потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности варианта 2 электрической сети.

Баланс мощности, выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, из пункта питания совпадает с мощностью, генерируемой в ЦП

. В соответствии с заданием условие баланса Ргс>Ргр выполняется. Реактивная мощность, потребляемая районом системы, из пункта питания совпадает с мощностью в ЦП

Максимальная располагаемая реактивная мощность определяется

где

- коэффициент мощности системы. Условие Qгс>Qгр выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемых по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

Определение приведённых народнохозяйственных затрат.

Капитальные затраты. Определяем капитальные затраты на линии электропередачи

, где

- стоимость 1 км линии i,

- длина линии в км, m-количество линий.

Параметры линий.

ЛЭП	Uном (кВ)	км	Марка провода	Тип опоры	(тыс.руб.)	(тыс.руб.)
ЦП-п/ст А	220	120	АС-240	Железобетонная2-цепная	27.8	3336
п/ст А-п/ст Б	110	120	АС-240	Железобетонная1-цепная	14	1680
п/ст А-п/ст В	110	80	АС-240	Железобетонная1-цепная	14	1120
п/ст Б-п/ст В	110	50	АС-185	Железобетонная1-цепная	12.9	645

При определении Куд принят п-й район по гололёду. Определяем капитальные затраты на подстанции. Кпс∑=

, где

Принимаем, что на подстанциях устанавливаются воздушные выключатели и нормального исполнения.

п/ст А Кпс=3∙85+5∙42+2∙332+520=1649 тыс.руб.

п/ст Б Кпс=3∙42+2∙114+210=642 тыс.руб.

п/ст А Кпс=3∙42+2∙63+210=462 тыс.руб.

Кпс∑=1649+642+462=2753 тыс.руб.

К=Кл∑+Кпс∑=6781+2753=9534 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети

Пользуясь справочными данными (4), определяем соответствующие издержки

Ил=0.024∙6781+0.004∙6781=189.868тыс.руб.

Ипс=0.064∙2753+0.02∙1649+0.03∙1104=242.92 тыс.руб.

И'=189.868+249.3=439.168 тыс.руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии.

Определим величину переменных потерь электроэнергии

Суммарные переменные потери активной мощности находятся путём суммирования потерь по линиям и трансформаторам.

Определим величину постоянных потерь электроэнергии

Потери активной мощности

вычисляются путём суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети

Значения

определяются по соответствующим зависимостям

Суммарные эксплуатационные издержки по сети

И=И'+Зпот=439.168+442.997=882.165тыс. руб.

Приведённые народнохозяйственные затраты по 2 варианту.

З=Ен∙К+И=0.12∙9534+882.165=2026.245 тыс. руб.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов

Результаты технико-экономических расчётов

Наименование затрат		Величина затрат (тыс. руб.)
Наименование затрат		Вариант 1	Вариант 2
Капитальные затраты	Стоимость сооружения ЛЭП	7400	6781
	Стоимость сооружения подстанции	2837	2753
	итого	10237	9534
Ежегодные эксплуатационные затраты	Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание сети	456.5	439.168
	Затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети	493.411	442.997
	итого	949.911	882.165
Приведённые затраты		2178.351	2026.245

В результате, более выгодным является 2 вариант, т. к. З2<З1. Поэтому к исполнению принимается 2 вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчёты.

5. Расчёты минимального и послеаварийного режимов электрической сети 2 варианта

Минимальный режим. В соответствии с заданием уменьшаем значения нагрузок в узлах.