|
|
В нормальном режиме работы.
В послеаварийном режиме работы. Авария на участке А-4 (см. рисунок 2.8).
Авария на участке А-5 (см. рисунок 2.9).
Проверяется кольцо А-1-2-3-А (см. рисунок 2.7). В нормальном режиме работы.
В послеаварийном режиме работы. Авария на участке А-3 (см. рисунок 2.10).
Выбранные сечения проводов удовлетворяют условию допустимой потери напряжения как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Условие допустимых потерь на корону также выполняется, так как при выборе сечения провода на 220кВ принято минимальное сечение не менее
2.6.9 Определение приведенных затрат для первого варианта Методика расчетов Приведенные затраты определяю по формуле:
где
К - капитальные затраты на сооружение ЛЭИ и ПС определяется:
где
где
где
И - ежегодные издержки определяются по формуле:
где
Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание равны:
где
где
Издержки на покрытие потерь в ЛЭП и трансформаторах равны:
Издержки на покрытие потерь в ЛЭП и трансформаторах по формуле:
, где
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии. Определение приведенных затрат Принимается расчеты произведенные в п.п. 2.5.2 для капитальных затрат на сооружение ЛЭИ и П/С и они составляют:
Определение издержек на амортизацию, ремонт и обслуживание Для ЛЭП
Для ПС
Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание ЛЭП и ПС
Издержки на покрытие потерь в ЛЭП
Результаты расчета сводится в таблицу 2.8.
Таблица 2.8 – Результаты расчетов потерь мощности на покрытие потерь в ЛЭП
Издержки на покрытие потерь в линиях электропередач равны
Потери энергии в трансформаторах
Остальные результаты расчетов сводится в таблицу 2.9. Таблица 2.9 – результаты расчетов потерь в трансформаторах
Издержки на покрытие потерь в ЛЭП и трансформаторах.
Ежегодные издержки составляет:
Ущерб от недоотпуска электроэнергии. Ущерб в первом варианте только на подстанции 1 и 5, так как коэффициент загрузки равен 0,773, т.е. в послеаварийном режиме необходимо отключить 9% нагрузки. При сравнении вариантов ущерб не учитывается, потому что в обоих вариантах на 1 и 5 подстанции одинаковые трансформаторы, и, следовательно, ущерб будет одинаковым. Определение приведенных затрат:
2.6.12 Расчет потокораспределения в нормальном режиме для шестого варианта
Рисунок 2.13 – Исходная схема электрической сети (вариант 6)
Производится отдельно расчет участков А-2, А-5 и А-1-3-4-А в нормальном режиме. При этом не учитываются потери мощности в трансформаторах, линиях электропередач, зарядные мощности ЛЭП.
Рисунок 2.14 - Расчетная схема для участка А-2
Аналогично рассчитывается участок А-5.
Рисунок 2.15 - Расчетная схема для участка А-5
Производится расчет участка А-1-3-4-А
Рисунок 2.16 - Расчетная схема для участка А-1-3-4-А
2.6.13 Расчет потокораспределения в аварийных режимах для шестого варианта Производится расчет участков А-2, А-5 и А-1-3-4-А в аварийном режиме. Для этого рассматривается режим – повреждение проводов на наиболее загруженных головных участках А-2, А-5, А-4 и А-1. Авария на участке А-2.
Рисунок 2.17 - Расчетная схема при аварии А-2
Авария на участке А-5.
Рисунок 2.18 - Расчетная схема при аварии А-5
Авария на участке А-4.
Рисунок 2.19 - Расчетная схема при аварии А-4
Авария на участке А-1.
Рисунок 2.20 - Расчетная схема при аварии А-1
2.6.14 Расчет токов на участках сети в нормальном режиме работы и определение расчетных токов для выбора сечений проводников по экономическим интервалам для шестого варианта На основании потокораспределения в нормальном режиме определяется наибольший ток на участках по формуле:
где затем определяется расчетный ток для выбора сечений проводников по экономическим интервалам по формуле:
где
Расчетные ток и для выбора сечений проводников по экономическим интервалам:
2.6.15 Расчет токов на участках сети в аварийном режиме работы для шестого варианта На основании потокораспределения в аварийном режиме определяются наибольший ток на участках. Так как на некоторых участках есть два значения потокораспределения от двух разных аварий, при расчете аварийных токов учитываются наибольшие значения потокораспределения.
Авария одной цепи на участке А-2 (см. рисунок 2.17).
Авария одной цепи на участке А-5 (см. рисунок 2.18).
Авария на участке А-4 (см. рисунок 2.19).
Авария на участке А-1 (см. рисунок 2.20).
2.6.16 Выбор сечения проводников по экономическим интервалам для шестого варианта По полученным значениям Сводится данные в таблицу 2.6.
Таблица 2.10 – Результаты расчета при выборе проводников
2.6.17 Проверка сечений проводников по допустимому нагреву для шестого варианта Выбранные по экономическим интервалам сечения проводников проверяются по условиям допустимого нагрева в нормальном и послеаварийном режимах. При этом должны выполняться условия
Условия выполняются на всех участках в послеаварийном режиме. (см. таблицу 2.10)
2.6.18 Проверка сечений проводников по условиям допустимых потерь напряжения для четвертого варианта Далее определяются потери напряжения на участках в нормальном и послеаварийном режимах до наиболее удаленной точки от источника питания по формуле:
где n- количество участков до точки потокораздела в нормальном режиме кольцевой сети, m- количество участков от источника до самой удаленной точки в аварийном режиме где
где
В нормальном режиме работы потери не должны превышать 15%, а в послеаварийном – 20%. Условия допустимых потерь напряжения
где
Определяются активные и реактивные сопротивления участков линий и сводятся в таблицу 2.11.
Таблица 2.11 – Результаты расчета активных и реактивных сопротивления участков линий
Падение напряжения на участках А-1-3-4-А (см. рисунок 2.14). 
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: ©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|
=3,09%<15%;
;
;
=6,17%<15%;
Авария на участке А-1 (см. рисунок 2.11).
;
.
,
- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 
;
,
- капитальные затраты на сооружение линий электропередач;
- капитальные затраты на сооружение подстанций.
,
- длина линий электропередач с учетом неравномерности прокладки трассы;
- приведенные затраты на 1 км линий электропередач, 
.
,
- расчетная стоимость трансформаторов;
- стоимость выключателей;
- постоянная часть затрат на п/ст.
,
- издержки на амортизацию;
- издержки на ремонт;
- издержки на обслуживание;
- издержки на покрытие потерь в ЛЭП и трансформаторах.
,
; 
.
,
,
, 
- коэффициент на амортизацию, ремонт и обслуживание линий и подстанций.
, 
.
- стоимость 1 
потерянной электроэнергии, 
.
- время максимальных потерь, определяемых на основании 
.
; 
; 
.
млн. руб.
млн. руб. ;
млн. руб. ;
;
;
;
;
;
;
.
;
кВт.
,кВт
,кВт
,кВт
.;
. 
.
млн. руб.
, так как две одноцепных линий, то мощность в одной линии составляет 
, так как две одноцепных линий, то мощность в одной линии составляет 
.
;
;
; 
МВА
;
;
;
;
,
наибольший ток в линии;
,
- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, для ЛЭП 
;
- коэффициент учитывающий совпадение максимальных нагрузок линии с максимальной нагрузки системы для 
.
;
;
;
;
- ток в одной линии.
- ток в одной линии.
; 
;
; 
;
; 
.
.
.
;
;
;
.
выбираются сечение проводников на участках по экономическим интервалам для сети с железобетонными опорами, напряжением 110 кВ и 220 кВ, III района по гололеду, в Европейской части страны.
и 
.
и 
- мощность на каждом участке ;
, 
- сопротивление участков,
; 
,
, 
- погонное сопротивление участка;
- длина участка.
; 
,
, 
- суммарная величина потерь напряжения от источника питания до самого удаленного пункта потребления электроэнергии, соответственно в нормальном и послеаварийном режиме;
, 
- значение допустимых потерь напряжения соответственно в нормальном и послеаварийном режиме.
