Баланс реактивной мощности

Найдем расход реактивной мощности по формуле:

Qp = ΣPн·tgφ + ΔQ_Т + ΔQ_Л

Расчет будем выполнять по оценочным формулам:

Для всех подстанций ΔQ_Т = 0,07 Sном

Так как у нас всего 6 автотрансформаторов, то

ΔQ_Т = 6·0,07·125 = 52,5 (МВар)

ΣPн·tgφ = 72+84+108 = 264 (МВар)

Определим потери в линии по формуле: ΔQ_Л = 0,15Р

Рассчитаем потери для всей схемы:

ΔQ_Л = ΔQ_Л1 +ΔQ_Л2+ΔQ_Л3 +ΔQ_Л4 +ΔQ_Л5

ΔQ_Л1 = 0,15·119,1 = 17,9 (МВар)

ΔQ_Л2 = 0,15·130,9 = 19,6 (МВар)

ΔQ_Л3 = 0,15· 190,7 = 28,6 (МВар)

ΔQ_Л4 = 0,15· 2 = 0,3 (МВар)

ΔQ_Л5 = 0,15·10,7 = 1,6 (МВар)

 

Qрасхода = 52,5+264+68 = 384,5 (МВар)

Определим приходящую мощность:

Qпр = Qэс + Qс

Qэс = 1,08·ΣРн · tgφг , где tgφг = 0,62 для АЭС.

Qэс = 1,08·440·0,62 = 294,6 (МВар)

Зарядная мощность находится по формуле:

Qс = 14,5·L –на 100 км одноцепной линии.

Qс = Qс_л1 + Qс_л2 + Qс_л3 + Qс_л4 + Qс_л5

Qс_л1 = 0,145 ·275 =39,9 (МВар)

Qс_л2 = 0,145·250 = 36,3 (МВар)

Qс_л3 = 0,145·162,5 = 23,6 (МВар)

Qс_л4 = 0,145·175 = 25,4 (МВар)

Qс_л5 = 0,145·150 = 21,8 (МВар)

 

Qприхода = 294,6 + 147 = 441,6 (МВар)

 

Расчет сводного баланса реактивной мощности по вариантам.

Баланс по вариантам
Qрасхода Qприхода Q	289,8	303,9	302,5	349,2	294.6	297,2
487,7	477,4	466,3	462,1	441.6	453,8
-197,9	-173,5	-163,8	-112,9	-147	-156,6

Так как у нас баланс получился со знаком минус, то у нас существует баланс по реактивной мощности, а значит выбор и расстановку компенсирующих устройств мы опускаем.

 

Технико-экономическое сравнение целесообразных

вариантов районной электрической сети.

Определим капиталовложения для каждого из сравниваемых вариантов.

При этом элементы, которые повторяются во всех вариантах, не учитываются, поэтому мы опускаем все затраты связанные с автотрансформаторами.

К =ΣКл ΣКл = Σ(К₀ · L)

K = К_0ас300(L1+L2)+ К_0ас240(L4+L5)+ К_0ас500·L3 = 17,3(275+250) +

+ 16,4(175+150) +21,5·162,5 = 17906 (тыс.грн.)

 

Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ.

, где aал – отчисления на амортизацию

aол – отчисления на обслуживание

Варианты схем	Кл , тыс.грн	Ил, тыс.грн.
схема №1 схема №2 схема №3 схема №4 схема №5 схема №6		557,4 553,1 510,7 527,9 501,4 498,5

 

Вычисляем ежегодные затраты на возмещение потерь энергии Ипот

Ипот = β·ΔW , где β – стоимость потерь электрической энергии

β =0,8-1 коп/кВт·ч

Примем β = 1 коп/кВт·ч

Потери электрической энергии определим по формуле:

τ = Т · a_max

a_max = Kμ²

a_max = (0,6)² = 0,36

τ = 3800 · 0,36=1368 часов

 

Для проводов сечением 240/32 удельные потери на корону будут равны 2,5 кВт/км, для проводов сечением 300/39 удельные потери на корону будут равны 2,3 кВт/км, для проводов сечением 500/64 удельные потери на корону будут равны 1,3 кВт/км.

ΔР_кор= ΔР_{кор уд.}·L

Так как у нас не рассчитана ранее Sнб, то будем ее рассчитывать по формуле:

tgφ_ср = усредненное значение для данного напряжения.

Примем tgφ_ср=0,6 для напряжения 220 кВ.

(МВт·ч)

R₁ = R₀·L1=0,098·275 = 26,95 (ом)

ΔР_кор= ΔР_{кор уд.}·L1 = 2,3·275 =632,5 (кВт·км)

(МВт·ч)

(МВт·ч)

(МВт·ч)

(МВт·ч)

Ипот = β·ΣΔW = 1·49660 = 496,6 (тыс. грн.)

Потери электроэнергии.

Вариант схемы	ΔWL1	ΔWL2	ΔWL3	ΔWL4	ΔWL5	ΣΔW
1
2
3
4
					9179,5
6

 

Сводные данные расчета приведенных затрат сравниваемых

вариантов развития сети на первом этапе.

Вариант схемы	Ен·К= 0,12·К	Ил	Ипот	З = Ен·К+ Ил+ Ипот
	2388,9	557,4	633,4	3579,7
	2370,5	553,1	622,7	3546,3
	2188,7	510,7		3222,4
	2262,8	527,9	607,3
	2148,7	501,4	698,9
	2136,5	498,5	585,1	3220,1

По полученным технико-экономическим расчетам я выбираю для дальнейшего

рассмотрения схему №5 и схему №6.