Развитие электрической сети энергорайона
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
При этом в данных по узлам не изменяется информация по узлам.
Данные по ветвям корректируются в соответствии с таблицей 23.
Таблица 23. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR
Ветвь Сопротивление Проводимость №нач№конR, ОмХ, ОмG, мкСмВ, мкСм31610,839,15-2342167,9228,71-171,691423,96824,864-142,8101427,39228,416-163,2
По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет максимального режима второго варианта развития сети. Распечатка результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети приводится в приложении А.
Анализ результатов расчета показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяет сделать предварительное заключение о работоспособности выбранного второго варианта развития электрической сети.
1.4.6 Балансы мощности
Выбор основных компенсирующих устройств
Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле №10:
РП=Рген1 + Рген10 = 224,1 + 40 = 264,1 МВт.
В соответствии с заданным условием баланс Ргс?РП выполняется.
Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле 10:
QП=Qген1 + Qген10 = 117,7 + 20 = 137,7 Мвар.
Максимальная располагаемая мощность:
Qгс= РП•tg? = 264,1•0.62 = 163,742 Мвар.
Условие Qгс?QП выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.
1.4.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат
Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.
Таблица 24. Параметры линий электропередач
ЛЭПUном, кВl ,кмМарка проводаТип опорыКуд, тыс.руб/кмКл, тыс.рубГ-М22090АС-240Метал. 1-цепная94084600М-Б22066АС-240Метал. 1-цепная94062040В-Д11056АС-70Ж/Б 1-цепная60033600Д-Б11064АС-70Ж/Б 1-цепная60038400
Подставив численные значения в формулу, получим:
Кл?=84600 + 62040 + 33600 + 38400 = 218640 тыс.руб.
При определении Куд принят II район по гололеду.
Определим капитальные затраты на подстанции:
где Кячi - стоимость ячеек распределительных устройств /2/;
Ктрi - стоимость трансформаторов /2/;
Кпостi - постоянная часть затрат /2/;
n - число подстанций.
п/ст Д: Кпс=6000+2•3150+10500=22800 тыс.руб.
п/ст М: Кпс=14000+2•7400+18000=46800 тыс.руб.
Кпс?=22800+46800=69600тыс.руб.
К=Кл?+Кпс?=218640 + 69600 =288240 тыс.руб.
Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:
ИЛ=0,031(33600+38400)+0,028(84600+62040)=6337,92 тыс.руб.
ИПС=0,09422800+0,08446800=6074,4 тыс.руб.
И=6337,92 + 60474,4= 12412,3 тыс.руб.
Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии.
Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма Потери в ЛЭП и Потери в трансформаторах:
??Рмакс = 5,605 + 1,543 = 7,148 МВт;
Из расчетов первого варианта принимаем t=3411 ч.
?Э=3411•7,148•103=24269,27•103 кВт•ч.
Определим величину постоянных потерь электроэнергии.
Потери активной мощности ??Рхх берётся как сумма ?Рхх всех трансформаторов в сети.
??Рхх = 0.466 МВт;
?Э=8760•0.416•103=3644,16•103 кВт•ч.
Значения Зэ и Зэ определяются по соответствующим зависимостям:
Зэ=1,10 руб/кВт•ч;
Зэ=0,88 руб/кВт•ч;
Зпот=1,10•24269,27•103 + 0,88•3644,16•103 =29903,06 тыс.руб.
Суммарные эксплуатационные издержки по сети:
И=И + Зпот= 12412,3 + 29903,06 = 42315,36 тыс.руб.
Приведенные народнохозяйственные затраты по второму варианту:
З=Ен•К+И=0.12•288240 + 42315,36 = 76904,16 тыс.руб.
1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов
Таблица 25. Результаты технико-экономического сравнения вариантов
Наименование затратВеличина затрат, тыс.руб.Вариант 1-йВариант 2-йКапитальные затратыСтоимость сооружений ЛЭП316540218640Стоимость сооружений п/ст6960069600Итого386140288240Ежегодные эксплуатационные издержкиЭксплуатационные издержки15279,3612412,3Затраты на возмещение потерь36679,3629903,06Итого51958,6442315,36Приведенные затраты98295,4476904,16
Как следует из табл.25, более выгодным является 2-ой, так как З1>З2. Поэтому к исполнению принимается 2-ой вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчеты.
1.6 Расчеты на ЭВМ минимального и послеаварийного режимов электрической сети первого варианта
Минимальный режим
Для расчета этого режима в исходные данные вносятся следующие изменения в соответствии с методически указаниями: изменяем напряжение базисного узла на 5%, уменьшаем значения нагрузок в узлах (новые нагрузки в соответствии с заданием, все остальные на 50%).
Информация по вносимым изменениям приведена в таблице 26.
Таблица 26. Вносимые изменения для расчета минимального режима
Узлы2481213151819Мощность узловР, МВт22,51035251598,84,4Q, Мвар11,511,691722,4515,36,756,143,07
Напряжение в базисном узле для минимального режима UБУ=230 кВ.
Как показывает анализ результатов, минимальный режим приемлем для сети. По сравнению с максимальным режимом возросли уровни напряжений в узлах, что объясняется главным образом уменьшением падений напряжений в ветвях. Существенно уменьшились суммарные потери мощности в сети.
Расчет минимального режима приводится в приложении А.
Послеаварийный режим
В качестве послеаварийн