Электротехника \ Электроэнергетические системы и сети

Проектирование энергосистемы 110-220 кВ, обеспечивающей электрической энергией четырех потребителей, страница 13

2.2. Определение эксплуатационных расходов (на год)

Годовые издержки на эксплуатацию электрической системы: И=ИЛ+ИПС+ИDАГ, где ИЛ, ИПС – эксплуатационные расходы для линий и подстанций, тыс. руб./год

ИАГ – стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год

ИЛ=aЛ*КSЛЭП/100,    ИПС=aПС*КSПС/100, где aЛ и aПС – ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание объекта, о.е./1/год

По табл. 8.2. [1, с.315]:

для ВЛ 35 кВ и выше на железобетонных опорах - aЛ=2,8%;

для силового оборудования и распределительных устройств (кроме ГЭС):

до 150 кВ - aПС=9,4%,

220 кВ и выше - aПС=8,4%

ИDАГ=b*DАГ, где b - стоимость потерь 1 кВт*ч энергии, для Сибири b=0,6 коп/кВт*ч,

DАГ – потери электроэнергии, кВт*ч

Определяем годовые потери электроэнергии:

1) Радиальная сеть

Потери в ВЛЭП и трансформаторах подстанций определяли в п. 1.8, с. 18-20. Потери электроэнергии в ВЛЭП являются переменными, т.е. зависят от протекающей нагрузки и определяются по формуле: DАгВЛi=DРi*tМАХi, где tMAXi – время максимальных потерь.

Постоянные потери («на корону») учитываются при UН³330 кВ

DАгВЛ03=DРЛ30*tМАХ3=0,35*6845,55=2395,94 МВт*ч

tМАХ3=(0,124+ТМАХ/104)2*8760=(0,124+7600/104)2*8760=6845,55 ч

DАгВЛ31=DРЛ31*tМАХ1=1,15*2405,29=2799,07 МВт*ч

tМАХ1=(0,124+ТМАХ/104)2*8760=(0,124+4000/104)2*8760=2405,29 ч

DАгВЛ32=DРЛ32*tМАХ2=0,1*1726,91=172,69 МВт*ч

tМАХ2=(0,124+ТМАХ/104)2*8760=(0,124+3200/104)2*8760=1726,91 ч

DАгВЛ34=DРЛ34*tМАХ4=0,036*3410,93=122,79 МВт*ч

tМАХ4=(0,124+ТМАХ/104)2*8760=(0,124+5000/104)2*8760=3410,93 ч

Потери в трансформаторах подстанций складывается из постоянных и переменных потерь: DАгПСi=DАгПОСТi+DАгПЕРi=n*DРХхi*8760+1/n*(DРМТрi*tМАХi), где n – число трансформаторов.

ПС-1: DАгПОСТ1=n*DРХХ1*8760=2*0,059*8760=1033,68 МВт*ч

DАгПЕР1=1/n*DРМТр1*tМАХ1=0,27*2405,29=249,42 МВт*ч

DАгПС1=1033,68+649,42=1683,10 МВт*ч

ПС-2: DАгПОСТ2=n*DРХХ2*8760=2*0,027*8760=473,04 МВт*ч

DАгПЕР2=1/n*DРМТр2*tМАХ2=0,064*1726,91=110,52 МВт*ч

DАгПС2=473,04+110,52=593,56 МВт*ч

ПС-3: DАгПОСТ3=n*DРХХ3*8760=2*0,085*8760=1489,20 МВт*ч

DАгПЕР3=1/n*(DРВМТр3*tВМАХ3+DРСМТр3*tСМАХ3+DРНМТр3*tНМАХ3)=       

ТВМАХ3срв=(РН1мах*Тмах1+РН2мах*Тмах2+РН3мах*Тмах3+РН4мах*Тмах4)/(РНмах1+РНмах1+

+РНмах1+РНмах1)=(70*4000+19*3200+23*7600+10*5000)/(70+19+23+10)=4557,38 ч

tВмах3=(0,124+ТВМАХ3срв/104)2*8760=(0,124+4557,38/104)2*8760=2944,2 ч

ТСМАХ3срв=(РН1мах*Тмах1+РН2мах*Тмах2+РН4мах*Тмах4)/(РНмах1+РНмах1+РНмах1+РНмах1)=

=(70*4000+19*3200+10*5000)/(70+19+10)=3947,47 ч

tСмах3=(0,124+ТСМАХ3срв/104)2*8760=(0,124+3947,47/104)2*8760=2357,3 ч

tНмах3=(0,124+ТМАХ3/104)2*8760=(0,124+7600/104)2*8760=6845,55 ч

DАгПЕР3=0,12*2944,2+0,08*2357,3+0,21*6845,55=1979,45 МВт*ч

DАгПС3=1489,2+1979,45=3468,65 МВт*ч

ПС-4: DАгПОСТ4=n*DРХХ4*8760=2*0,014*8760=245,28 МВт*ч

DАгПЕР4=1/n*DРМТр4*tМАХ4=0,054*3410,93=184,19 МВт*ч

DАгПС4=245,28+184,19=429,47 МВт*ч

Суммарные годовые потери электроэнергии:

SDАГ=DАГлS+DАГТрS=2395,94+2405,29+172,69+122,79+1683,1+593,56+3468,65+

+429,47=11271,49 МВт*ч

2) Замкнутая сеть

Потери в ВЛЭП и трансформаторах подстанций определяли в п. 1.8, с. 18-20. Потери электроэнергии в ВЛЭП являются переменными, т.е. зависят от протекающей нагрузки и определяются по формуле: DАгВЛi=DРi*tМАХi, где tMAXi – время максимальных потерь.

Постоянные потери («на корону») учитываются при UН³330 кВ

DАгВЛ03=DРЛ30*tМАХ3=0,35*6845,55=2395,94 МВт*ч

tМАХ3=(0,124+ТМАХ/104)2*8760=(0,124+7600/104)2*8760=6845,55 ч

ТМАХсрв=(РН1мах*Тмах1+РН2мах*Тмах2+РН4мах*Тмах4)/                                                           /(РНмах1+РНмах2+РНмах4)=(70*4000+19*3200+10*5000)/(70+19+10)=

=3947,47 ч

DАгВЛ32=DРЛ32*tМАХсрв=0,03*3947,47=118,42 МВт*ч

DАгВЛ21=DРЛ21*tМАХсрв=0,01*3947,47=39,47 МВт*ч

DАгВЛ14=DРЛ14*tМАХсрв=0,03*3947,47=118,42 МВт*ч

DАгВЛ43=DРЛ43*tМАХсрв=0,03*3947,47=118,42 МВт*ч

Скачать файл