4.3 Послеаварийный режим

По условию встречного регулирования желаемое напряжение на стороне НН трансформатора в послеаварийном режиме и режиме наибольших нагрузок совпадает:

кВ

Найденное напряжение после регулирования должно быть не больше желаемого:

.

п/ст 1

;

;

кВ;

;

;

кВ.

Результат близок к желаемому, производим регулирование.

п/ст 2

;

;

кВ;

;

;

кВ.

Результат близок к желаемому, производим регулирование.

п/ст 3

;

;

кВ;

;

;

кВ.

Результат близок к желаемому, регулирование не производим.

п/ст 4

;

;

кВ;

;

;

кВ.

Результат близок к желаемому, производим регулирование.

п/ст 5

;

;

кВ;

;

;

кВ.

Результат близок к желаемому, производим регулирование.

5 Технико-экономические показатели

В этом разделе проекта определяются следующие основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также технико-экономическую целесообразность спроектированной сети; капиталовложения на сооружение линии, подстанций и сети в целом (тыс.руб.); ежегодные расходы по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (тыс.руб/год); себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВт ч); потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок (кВт) и потери электроэнергии (кВт-ч) в спроектированной сети. Потери активной мощности и потери электроэнергии необходимо также выразить в процентах соответственно от суммарной активной мощности потребителей и полученной ими за год электроэнергии. При определении капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов все единичные удельные экономические показатели, характеризующие стоимость отдельных элементов сети, и обслуживание были взяты из приложения 2 методических указаний по проектированию районной электрической сети.

Требуемая мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции:

Q_ку1 = 6,622 Мвар;

Q_ку2 = 5,418 Мвар;

Q_ку3 = 9,933 Мвар;

Q_ку4 = 5,117 Мвар;

Q_ку5 = 3,01 Мвар.

На всех подстанциях устанавливаем шунтовые конденсаторные батареи с учетом расщепленной обмотки трансформатора на НН:

Подстанция 1 ШКБ-6-2,9У1 × 4шт. К = 34 тыс. руб.

Подстанция 2 ШКБ-6-1,4У1 × 4шт. К = 19 тыс. руб.

Подстанция 3 ШКБ-6-2,9У1 × 4шт. К = 34 тыс. руб.

Подстанция 4 ШКБ-6-1,4У1 × 4шт. К = 19 тыс. руб.

Подстанция 5 ШКБ-6-1,4У1 × 4шт. К = 19 тыс. руб.

Капитальные затраты на установку ШКБ с учетом выше названных коэффициентов 79,71 и 1,2:

тыс. руб.

Издержки на обслуживание ШКБ составляют 3,3% в год

И_КУ = К_КУ∙0,033 = 47826∙0,033 = 1578,258 тыс. руб.

Определим капиталовложения в ячейки выключателей понизительных подстанций и выключатели линий 6 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. При этом можно считать, что по одной линии в нормальных режимах сети передается при напряжении 6 кВ до 2-3 МВА.

Исходя из этого число линий n, отходящих от шин понизительных подстанции равно:

S_н1 = 27,099 МВА, ;

S_н2 = 22,172 МВА, ;

S_н3 = 40,649 МВА, ;

S_н4 = 20,94 МВА, ;

S_н5 = 12,318 МВА, .

Суммарное число линий:

N_∑ = 49 шт.

Капиталовложения в ячейки выключателей понизительных подстанций 6 кВ с учётом их стоимости 4,6 тыс. руб. на один комплект масляного выключателя

= 4,6 ∙ 49 ∙ 1,2 ∙ 79,71 = 21559,961 тыс. руб.

Издержки на обслуживание выключателей составляют 4,4% в год

И_{∑яч н.н} = К_{∑яч н.н}∙0,044 = 16640.489 ∙0,044 = 948,638 тыс. руб.

Капиталовложения сети:

тыс. руб.

где , , , были найдены на этапе экономического сравнения вариантов.

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок:

МВт;

Суммарные потери активной мощности в режиме минимальных нагрузок:

МВт;

Так как было определено, что в режиме минимальных нагрузок экономически целесообразно отключение части трансформаторов на п/ст, то это необходимо учесть при определении стоимости потерь электроэнергии. Для этого надо определить длительность режима работы сети с полным и сниженным числом трансформаторов. Допускается в первом приближении применять следующий метод двухступенчатого графика нагрузок.

Суммарная полезная электроэнергия, отпущенная с шин вторичного напряжения подстанций сети определяется:

при условном одноступенчатом графике нагрузок

при условном двухступенчатом графике нагрузок

где – заданная продолжительность использования наибольших нагрузок, ч/год;

– наибольшая и наименьшая активные нагрузки условного двухступенчатого графика нагрузок соответственно;

– условные длительности наибольшей и наименьшей активных нагрузок соответственно, ч.

Приравняем правые части уравнений и получим:

Наименьшая активная нагрузка равна:

,

где – абсолютное значение отношения наименьшей активной нагрузки к наибольшей.

По условию задания наименьшая активная нагрузка составляет 50% от наибольшей зимней. Следовательно .

Для определения двух неизвестных составим систему из двух уравнений:

Сократим во втором уравнении P_нб. Система уравнений примет вид:

Вычтем второе уравнение из первого и получим:

Вынесем из левой части уравнения t_нм и разделим обе части на (1 – k). Тогда:

.

Время наименьших потерь составит:

Время наибольших потерь составит:

Зная суммарные потери активной мощности и время режимов максимальных и минимальных потерь, определим годовые потери электроэнергии:

=

=1,569 ∙10³ ∙1840 + 0,52 ∙10³ ∙ 6920 = 6485360 кВт∙ч.

Определим издержки на потери электроэнергии в сети:

;

тыс. руб.

Определим суммарные ежегодные издержки сети:

тыс. руб.

Суммарная полезная электроэнергия, отпущенная с шин низкого напряжения подстанции сети:

МВт∙ч.

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

.

Годовые потери электроэнергии в %: