МВт·ч
Тогда издержки на потери электроэнергии:
тыс. руб.
Суммарные издержки:
Приведенные затраты:
Технико-экономический расчёт для варианта №2:
Капиталовложения в линии:
Расчёт представлен в виде таблицы:
Таблица 3.10 - Капитальные вложения в линии варианта схемы №2
Линия
ИП2-2
3-6
Марка провода
АС-120-19
АС-70/11
UНОМ, кВ
110
Длина, км
63,2
30,9
К0, тыс. руб/км
64
КВЛ, тыс. руб
4045
1978
К∑ВЛ = КИП2-2 + К3-6 = 4045 + 1978 = 6023 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
В нашем случае это только капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 2.
Схема ОРУ ВН: 110 - 12
Число ячеек: NЯЧ = 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)
Стоимость ОРУ ВН: тыс. руб., где 75 тыс. руб. - стоимость одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7.16 [1]).
К∑ПС = 750 тыс. руб.
Суммарные капиталовложения:
Издержки на обслуживание и ремонт:
Издержки на потери электроэнергии в сети:
Расчёт потерь в линиях представлен в виде таблицы:
Таблица 3.11 - Годовые потери электроэнергии в линиях варианта схемы №2
2-4
ИП1-2
ИП1-3
SВЛ MAX, МВА
38,52
20,14
45,87
43,08
19,52
RВЛ, Ом
7,71
9,62
3,24
4,49
6,52
ТMAX Л, ч
4674
4068
3928
4170
4296
τ Л, ч
3064
2468
2340
2564
2685
ΔPВЛ, МВт
0,945
0,322
0,563
0,689
0, 205
ΔWВЛ, МВт∙ч
2896,7
795,9
1317,4
1765,7
551,2
Издержки на потери электроэнергии:
975,56 тыс. руб.
Итак, получили: З1= 653,2 тыс. руб. З2= 975,56 тыс. руб.
Найдём разницу в процентах:
> 5%,
следовательно, выбираем вариант развития сети №1
Вывод: в данной главе были составлены два рациональных варианта схемы развития сети, для которых были выбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения и сечения проводов линий, а также выбраны (проверены) трансформаторы у потребителей. Затем был проведён технико-экономический расчёт, по результатам которого был выявлен наиболее экономичный вариант развития сети.
Расчёт режимов будет производиться на ЭВМ методом Ньютона при помощи программы RUR.
Рис 4.1 Схема замещения сети
Параметры схемы замещения для линий:
; ; ,
где:
RЛ - активное сопротивление линии, Ом
XЛ - реактивное сопротивление линии, Ом
BЛ - реактивная проводимость линии, мкСм
r0 - удельное активное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])
x0 - удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])
b0 - удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км (таблица 3.8 [1])
N = 2 - число цепей линии
L - длина линии, км
Параметры линий сведём в таблицу:
Таблица 4.1 - Параметры линий
ИП1-1
2-5
4-6
ИП2-4
35
АС-95/16
АС-120/19
36,8
26,5
45,6
23,5
33,8
r0, Ом/км
0,306
0,244
0,422
0,249
x0, Ом/км
0,434
0,427
0,444
0,414
b0, мкСм/км
2,611
2,658
2,547
0
RЛ, Ом
5,63
3,85
4,96
4,12
XЛ, Ом
7,99
5,66
10,12
6,4
5,22
7,22
BЛ, мкСм
192,2
140,9
232,2
119,7
179,7
Параметры схемы замещения для трансформаторов:
RТ - активное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 - 5.14 [1])
XТ - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 - 5.14 [1])
; ; , где:
GТ - активная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм
BТ - реактивная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм
КТ - коэффициент трансформации трансформатора
ΔPX - потери холостого хода трансформатора, МВт (таблица 5.12 - 5.14 [1])
IX - ток холостого хода трансформатора,% (таблица 5.12 - 5.14 [1])
SНОМ - номинальная мощность трансформатора, МВА
UНОМ НН - номинальное напряжение обмотки НН, кВ (таблица 5.12 - 5.14 [1])
UНОМ ВН - номинальное напряжение обмотки ВН, кВ (таблица 5.12 - 5.14 [1])
При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивления в схеме замещения необходимо уменьшить в 2 раза, а проводимости увеличить в 2 раза. Параметры трансформаторов сведём в таблицы:
Таблица 4.2 - Параметры двухобмоточных трансформаторов
№ пункта
1
3
4
5
6
Трансформатор
ТДН - 16000/110
ТМН - 6300/35
SНОМ, МВА
16
6,3
UНОМ ВН, кВ
115
UНОМ НН, кВ
11
КT
0,09565
0,31428
ΔUРЕГ,%
± 9 × 1,78
± 6 × 1,5
RT/2, Ом
2, 19
0,7
XT/2, Ом
43,35
7,3
DPХ, МВт
0,019
0,0092
IХ,%
0,9
2·GT, мкСм
314
152
2·BT, мкСм
1851,2
937
Таблица 4.3 - Параметры трёхобмоточного трансформатора Т-2
ТДТН -40000/110
40
UНОМ СН, кВ
38,5
10,5
kT В-Н
0,0913
kT С-Н
0,33478
RВ/2; RС/2; RН/2, Ом
0,4; 0,4; 0,4
XВ/2; XС/2; XН/2, Ом
17,75; 0; 11,15
0,043
0,6
2·GН, мкСм
390
2·BН, мкСм
2176,9
2·GС, мкСм
29
2·BС, мкСм
161,9
Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе зимой в нормальном режиме работы сети при включенных компенсирующих устройствах. (таблицы 2.1, 2.3)
Таблица 4.4 - Максимальная нагрузка в системе в зимний период
2
PН, МВт
22
40,8
23
12
19
QН, МВАр
4,62
6,324
5,083
1,888
2,772
4,484
По условию, в режиме наибольших нагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение: кВ. Активную мощность первого источника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети, то есть PИП1 = 100,98 МВт. Исходные данные и результаты расчета режима наибольших нагрузок приведены в приложении А (таблицы А.1 - А.3). Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.5:
Таблица 4.5 - Напряжения у потребителей в режиме НБ
U, кВ
10,7
10,2
10,8
10,9
Согласно ПУЭ, эти напряжения в режиме наибольших нагрузок должны быть не ниже 105% номинального (10,5 кВ), следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов (рассматривается в 5 главе).
Для режима наименьших нагрузок берем минимальную нагрузку в системе летом в нормальном режиме работы сети при отключенных компенсирующих устройствах.
Из таблицы 2.3 находим, что минимальная нагрузка летом наблюдается с 20 часов до 4 часов. Учитывая, что она составляет 50% от соответствующей зимней нагрузки, составим таблицу:
Таблица 4.6 - Минимальная нагрузка в системе в летний период
2,2
5,1
4,6
2,4
1,9
1,005
2,175
2,095
0,965
1,095
0,81
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14
