|
|
|
|
Рис.П2.2. Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи
Расчет приведенных затрат:
Схема 1
З = Ен· Кå + Иå + У
Кå = Кå вл
Квл = ко· L = к0(300)· ℓ2 = 49,3∙380 = 18730 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р.вл = 0,028·18730 = 524,5 тыс.руб
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1· α t, где α t, = 1
ΔP л1= S2мах/ U2ном · Rл = 519,22 /5002· (0,034·380) = 13,9 МВт
τ л1= (0,124 + Тмах./10000)2 · 8760
Wгод= 500∙3000+ 500∙0,7∙1000+ 500∙0,5∙3000+ 500∙0,3∙1760 = 2,864∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 2,864∙106/500 =5728 час.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔW л1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч
ΔWкор л1 = 70∙380 = 26600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 =
= 2∙10-2∙59260 + 1,75∙10-2∙26600 = 1651 тыс. руб.
Тогда
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ = 524,5 + 1651 = 2175,5 тыс. руб.
У = ω∙Тв∙(Рнб – Ррез )∙εн∙Уов
ω = 0,2∙10-2∙380 = 0,76
εн = (Рнб – Ррез )/Рнб = (500 – 320)/500 = 0,36
Тв = 1,7∙10-3
Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.
У = 0,76∙1,7∙10-3∙(500 – 320)∙0,36∙4,5∙1000 = 377 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå + У
З1 = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
Схема 2
З = Ен· Кå + Иå
Кå = Кå вл
Квл = ко· L = к0(300)· ℓ2 = 2·49,3∙380 = 37470 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р.вл = 0,028·37470 = 1049 тыс.руб
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1· α t, где α t, = 1
ΔP л1= S2мах/ U2ном · Rл = 519,22 /5002· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт
Тмах = 5728 час; τ л1= 4253 час
ΔW л1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2·70∙380 = 53200 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 =
= 2∙10-2∙29630 + 1,75∙10-2∙53200 = 593,5 тыс. руб.
Тогда
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ = 1049 + 593,5 = 1642,5 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З2 = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.
Таблица П4.1
|
U2, кВ |
500 |
505 |
510 |
515 |
520 |
|
δ1 |
17,61 |
17,49 |
17,37 |
17,26 |
17,15 |
|
Q′л1, Мвар |
51,38 |
17,45 |
16,47 |
-50,37 |
-84,25 |
|
Qл1, Мвар |
13,42 |
-20,51 |
-54,42 |
-88,32 |
-122,21 |
|
Uг, кВ |
15,02 |
14,97 |
14,93 |
14,88 |
14,84 |
|
cosφг |
0,995 |
0,997 |
0,999 |
1 |
1 |
|
ΔPл1, МВт |
32,06 |
31,98 |
31,98 |
30,05 |
32,19 |
|
ΔQл1, Мвар |
309,73 |
309,03 |
309,02 |
309,7 |
311,06 |
|
P′′л1, МВт |
983,86 |
983,9 |
983,94 |
983,87 |
983,73 |
|
Q′′л1, Мвар |
-258,35 |
-291,58 |
-325,5 |
-360,06 |
-395,31 |
|
P2, МВт |
979,78 |
979,86 |
979,86 |
979,79 |
979,65 |
|
Qат , Мвар |
176,04 |
153,4 |
223,59 |
106,46 |
82,16 |
|
Pсис, МВт |
459,78 |
459,86 |
459,86 |
459,79 |
459,65 |
|
Q′ат , Мвар |
139,21 |
118,2 |
96,46 |
74,01 |
50,85 |
|
U′2, кВ |
491,5 |
497,85 |
504,22 |
510,6 |
517,01 |
|
Uсн, кВ |
226,1 |
229,01 |
231,94 |
234,88 |
237,83 |
|
Q′нн, Мвар |
-9,54 |
-30,56 |
-52,29 |
-74,74 |
-97,9 |
|
Qнн, Мвар |
-9,56 |
-30,77 |
-52,9 |
-75,95 |
-99,93 |
|
Uнн, кВ |
10,34 |
10,53 |
10,71 |
10,9 |
11,08 |
|
З, тыс. руб. |
2741 |
2768 |
2802 |
2843 |
2892 |
Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НБ
Таблица П4.2
|
U2, кВ |
500 |
505 |
510 |
515 |
|
δ1 |
10,5 |
10,45 |
10,41 |
10,36 |
|
Q′л1, Мвар |
-3,5 |
-20,17 |
-36,84 |
-53,5 |
|
Qл1, Мвар |
59,15 |
42,5 |
25,82 |
9,15 |
|
Uг, кВ |
15,16 |
15,11 |
15,07 |
15,02 |
|
cosφг |
0,97 |
0,982 |
0,99 |
0,996 |
|
ΔPл1, МВт |
5,725 |
5,75 |
5,81 |
5,9 |
|
ΔQл1, Мвар |
55,32 |
55,55 |
56,12 |
57,02 |
|
P′′л1, МВт |
298,235 |
298,21 |
298,15 |
298,06 |
|
Q′′л1, Мвар |
-58,82 |
-75,73 |
-92,96 |
-110,53 |
|
P2, МВт |
296,2 |
296,17 |
296,11 |
296,02 |
|
Qат , Мвар |
13,32 |
-1,56 |
-16,74 |
-32,22 |
|
Pсис, МВт |
140,2 |
140,17 |
140,11 |
140,02 |
|
Q′ат , Мвар |
7,33 |
-7,39 |
-22,52 |
-38,07 |
|
U′2, кВ |
499,1 |
505,9 |
512,7 |
519,5 |
|
Uсн, кВ |
229,6 |
232,7 |
235,8 |
238,98 |
|
Q′нн, Мвар |
-35,255 |
-49,97 |
-65,1 |
-80,65 |
|
Qнн, Мвар |
-35,82 |
-51,08 |
-66,9 |
-83,4 |
|
Uнн, кВ |
10,65 |
10,86 |
11,07 |
11,28 |
|
З, тыс. руб. |
542 |
567,7 |
597,1 |
630,4 |
Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НМ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Таблица П5.1
Суммарный график нагрузки пунктов для зимы
|
t, час |
0 – 4 |
4 – 8 |
8 – 12 |
12 – 16 |
16 – 20 |
20 – 24 |
|
Р1, МВт |
31,6 |
31,6 |
47,4 |
47,4 |
79 |
31,6 |
|
Р2, МВт |
13,2 |
33 |
33 |
19,8 |
13,2 |
13,2 |
|
Р3, МВт |
4 |
8 |
20 |
20 |
12 |
4 |
|
Р4, МВт |
2,8 |
7 |
7 |
4,2 |
2,8 |
2,8 |
|
Р5, МВт |
4,4 |
4,4 |
6,6 |
6,6 |
11 |
4,4 |
|
Р6, МВт |
5 |
10 |
25 |
25 |
15 |
5 |
|
Рсум, МВт |
61 |
94 |
139 |
123 |
133 |
61 |
Таблица П5.2
Суммарный график нагрузки пунков для лета
|
t, час |
0 – 4 |
4 – 8 |
8 – 12 |
12 – 16 |
16 – 20 |
20 – 24 |
|
Р1, МВт |
15,8 |
15,8 |
23,7 |
23,7 |
39,5 |
15,8 |
|
Р2, МВт |
13,2 |
16,5 |
16,5 |
9,9 |
6,6 |
6,6 |
|
Р3, МВт |
2,2 |
4 |
10 |
10 |
6 |
2,2 |
|
Р4, МВт |
2,8 |
3,5 |
3,5 |
2,1 |
1,4 |
1,4 |
|
Р5, МВт |
2,2 |
2,2 |
3,3 |
3,3 |
5,5 |
5,5 |
|
Р6, МВт |
2,5 |
5 |
12,5 |
12,5 |
7,5 |
2,5 |
|
Рсум, МВт |
30,5 |
47 |
69,5 |
61,5 |
66,5 |
30,5 |
Рис. П5.2. Суммарный график нагрузок пунктов 1-6 для лета
Таблица П5.3
Суммарный график реактивной мощности пунктов для зимы
|
t, час |
0 – 4 |
4 – 8 |
8 – 12 |
12 – 16 |
16 – 20 |
20 – 24 |
|
Q1, Мвар |
14,4 |
14,6 |
21,6 |
21,6 |
36 |
14,4 |
|
Q2, Мвар |
12,8 |
16 |
16 |
9,6 |
6,4 |
6,4 |
|
Q3, Мвар |
1,8 |
3,6 |
9,1 |
9,1 |
5,5 |
3,6 |
|
Q4, Мвар |
2,4 |
3 |
3 |
1,8 |
1,2 |
1,2 |
|
Q5, Мвар |
2,1 |
2,1 |
3,2 |
3,2 |
5,3 |
5,3 |
|
Q6, Мвар |
2,13 |
4,26 |
10,25 |
10,25 |
6,4 |
2,13 |
|
Qсум, Мвар |
28,07 |
43,4 |
65,52 |
55,9 |
60,76 |
28,07 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.