При уточненных расчетах потоки мощности в ветвях изменяются по сравнению с их предварительной оценкой. Наиболее резкие отличия потоков в ветвях от их предварительных значений имеют место в послеаварийных режимах. Более тяжелым в этом отношении по сравнению с режимом наибольших нагрузок может оказаться режим наименьших нагрузок. Это имеет место, если рассматриваемая схема имеет положительный баланс мощности, т.е. часть избыточной мощности от электростанции пропускается через проектируемую сеть и выдается в энергосистему (балансирующий узел). В режиме наименьших нагрузок избыток мощности увеличивается, что может привести к тепловой перегрузке отдельных линий.
По результатам расчетов потоков мощности в ветвях во всех исследуемых режимах необходимо проверить провода линий по условиям допустимого их нагрева.
В качестве послеаварийных режимов следует принимать режимы наибольших нагрузок с поочередным отключением одной из ветвей схемы. При этом должна обеспечиваться возможность выдачи всей мощности каждой электростанцией и обеспечения всех нагрузок узлов без их отключения. При параллельных цепях линий за контролируемый послеаварийный режим принимается режим отключения одной из цепей.
По результатам выбора и проверки основных решений формируются технические и экономические показатели электрической сети, по которым специалисты-эксперты могут судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта. Приведем основные обобщенные показатели.
1. Номинальные напряжения сети.
2. Установленная мощность трансформаторов
где: STi – номинальная мощность трансформаторов у i – го потребителя.
То же, по классам номинальных напряжений.
3. Протяженность линий электропередачи
в том числе двухцепных и одноцепных.
То же, по классам номинальных напряжений.
4. Передаваемая активная мощность
где Рi – активная мощность i – го потребителя.
5. Передаваемая электроэнергия
где Тнбi – время использования наибольшей нагрузки i – го потребителя.
6. Потери мощности (по линиям и трансформаторам раздельно)
DР = DРн + DРх, где DРн – нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях и трансформаторах, принимается по данным электрического расчета режима наибольших нагрузок;
DРх – потери холостого хода в линиях электропередачи на корону (учитываются при номинальном напряжении линий 220 кВ и выше) и в стали трансформаторов.
7. Потери электроэнергии (по линиям и трансформаторам раздельно)
DW = DWн + DWх, где DWн – нагрузочная составляющая потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах;
DWх – составляющая потерь холостого хода.
8. Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности
SТу = SТ/Рнб.
9. Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
DР = (DР/Р)100, в том числе: нагрузочная составляющая, DРн, %, из них раздельно по линиям и трансформаторам; составляющая холостого хода, DРх, %, из них раздельно по линиям и трансформаторам.
10.Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
DW = (DW/W)100, в том числе: нагрузочная составляющая, DWн, %, из них раздельно по линиям и трансформаторам; составляющая холостого хода, DWх, %, из них раздельно по линиям и трансформаторам.
11.Полные приведенные затраты
З = рлКл + pпКп + (DРх.л + DРх.т)8760 ср.х + DРн t ср.н + У = А + В + С + D + У,
где рл и рп – отчисления от капитальных затрат в линии Кл и подстанции Кп.
12.Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
А% = (А/З) 100; В% = (В/З) 100; С% = (С/З) 100; D% = (D/З) 100; У% = (У/З) 100.
13.Стоимость передачи электроэнергии сп = З/W.
14.Капитальные затраты
К = Кл + Кп, в том числе: в линии, Кл, в подстанции Кп.
15.Составляющие капзатрат в процентах к полным капзатратам
Кл = (Кл/К) 100,
Кп = (Кп/К) 100.
16.Удельные капвложения по отношению к передаваемой мощности
kу = К/Рнб.
17. Ежегодные издержки на эксплуатацию по линиям Ил, по подстанциям Ип и суммарные
И = Ил + Ип.
18. Себестоимость передачи электроэнергии
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.