Полезное:

Категории:

Архитектура Астрономия Биология География Геология Информатика Искусство История Кулинария Культура Маркетинг Математика Медицина Менеджмент Охрана труда Право Производство Психология Религия Социология Спорт Техника Физика Философия Химия Экология Экономика Электроника

Электрической сети

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 6Следующая ⇒

При построении однолинейной схемы сети были использованы принципы, изложенные в [4, с.37-44]. Главными факторами при выборе РУ ВН является напряжение на высших шинах подстанции и число присоединений на них. Число присоединений определяем по таблице 5.1 [2, табл.7].Схемы РУ СН и РУ НН зависят от числа трансформаторов и числа присоединений.

Таблица 5.1

Напряжение, кВ
Мощность, МВт	0.5-2	1-3	5-10	15-30	90-150	270-450

Результаты расчета количества присоединений приведем в таблице 5.2 и 5.3 соответственно для схем 1 и 5:

Таблица 5.2

Номер узла.	Количество присоединений от шин соответствующего напряжения подстанции.
ВН	СН	НН
		-
		-

		-
		-
В		-

Таблица 5.3

Номер узла.	Количество радиальных линий от шин соответствующего напряжения подстанции.
ВН	СН	НН
		-
		-

		-
		-
В		-

В соответствии с количеством присоединений выбираем типовые схемы распределительных устройств.

В нашем случае на стороне ВН количество присоединений не превышает шести, поэтому выбираем схему с одиночной секционированной и обходной системами шин и с совмещенными секционным и обходным выключателями.

На стороне низшего напряжения подстанции обычно принимают: при одном трансформаторе одну несекционированную систему шин, а при двух трансформаторах - схему с двумя секциями шин.

Схемы подстанций для 1 и 5 вариантов расположены на чертеже и на рисунках 5.1 и 5.2.

Рис.5.1 Вариант №1. Однолинейная схема электрической сети.

Рис.5.2 Вариант №2. Однолинейная схема электрической сети.

Технико-экономическое сравнение вариантов

Для осуществления выбора одного варианта из двух будем использовать критерий приведенных затрат. Предпочтение будет отдано тому варианту, у которого приведенные затраты будут меньше.

При единовременных капитальных вложениях и постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой [4, с. 70]:

, (6.1)

где

К – единовременные капитальные вложении;

И – годовые эксплуатационные расходы (издержки);

- нормативный коэффициент сравнительной эффективности, =0.12.

Капитальные затраты [1, с.531]:

, (6.2)

где

- стоимость сооружения линий электропередачи;

- стоимость повышающих и понижающих подстанций.

, (6.3)

где - коэффициенты аппроксимации [1, с.531, табл. 12.1].

, (6.4)

где , , - стоимость подстанции, однотипных трансформаторов, ячеек распределительных устройств;

- постоянная составляющая капитальных затрат;

, - число однотипных элементов.

Стоимость одного трансформатора определяется в виде[1, с.532]:

, (6.5)

стоимость одной ячейки с выключателем:

, (6.6)

постоянная часть затрат приближенно может быть определена по выражению:

, (6.7)

А, В, С – коэффициенты аппроксимации [1, с. 533, табл. 12.2].

Ежегодные издержки определяем по формуле[1, с.538]:

, (6.8)

где , - нормы на амортизацию и обслуживание сети [1, с. 535, табл. 12.3],

, - стоимость 1 потерь электроэнергии. Данные значения принимаем по [1, с.537, рис. 12.2].

Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети может быть представлена[1, с. 535]:

, (6.9)

где - нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок;

- потери мощности холостого хода;

- время наибольших потерь;

Т – время работы в году рассматриваемого элемента сети, Т=8760.

Время наибольших потерь[1, с.390]:

,ч (6.10)

где - средневзвешенное время использования наибольшей нагрузки.

Значения и (две составляющие нагрузочных потерь) берем по результатам расчета программы RASTR; - каталожные данные для выбранных трансформаторов; потери энергии холостого хода определяем по следующей формуле:

, (6.11)

где - удельные потери мощности на корону [1, с. 382, табл. 9.1].Они вычисляются для линий напряжением 220 кВ и выше.

Рассчитаем капитальные затраты для вариантов сети, используя формулы (6.2) – (6.7).

Приведем пример расчета по формуле (6.3) для ветви 1-6. Для одноцепной линии на стальных опорах во II-ом районе по гололеду получаем:

Таблица 6.1

Стоимость линий (вариант №1)

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. у.е./км	Полная стоимость линий, тыс. у.е.
1-6	27,8	АС 70/11	11,60	322,48
1-3	42,4	2×АС 240/32	21,09	783,55
3-5	49,6	АС 150/24	12,64	591,23
5-4	30,3	АС 70/11	11,60	351,48
4-2	33,9	2× АС 150/24	18,48	572,23
В-2	38,6	2×АС 240/32	21,09	713,33
1-В	36,3	АС 150/24	12,64	432,70
Суммарная стоимость линий: 3767 тыс. у.е.

Приведем пример расчета для подстанции 2.

Удельная стоимость трансформатора по (6.5):

Удельная стоимость ячейки с выключателем по (6.6):

110 кВ:

10 кВ:

Постоянная часть затрат по (6.7):

Тогда получаем, что капитальные затраты в подстанцию 2 будут равны:

Кп₂=2×72,74+7×40.41+13×15.21+207.3=833,38 тыс. у.е.

Таблица 6.2

Стоимость подстанций (вариант №1)

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. у.е.	Стоимость ячеек с выключателем, тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Полная стоимость подстанции, тыс. у.е.
	-	4×40.41	207.3	368,94
	2×72,74	7×40.41+13×15.21	207.3	833,38
	2×59,45	7×40.41+11×15.21	207.3	776,38
	2×72,74	6×40.41+5×17.57+11×15.21	207.3	850,40
	2×51,48	5×40.41+9×15.21	207.3	649,20
	46,16	2×40.41+5×15.21	207.3	410,33
В	2×93,12	6×40.41	207.3
Суммарная стоимость подстанций: 4524,63 тыс. у.е.

Таблица 6.3

Стоимость линий (вариант №5)

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость линий, тыс. руб.
1-6	27,8	АС 70/11	11,60	322,48
1-3	42,4	2×АС 240/32	21,09	783,55
3-5	49,6	АС 150/24	12,64	591,23
5-4	30,3	АС 185/29	13,09	382,99
4-2	33,9	АС 185/29	13,09	428,50
В-2	38,6	2× АС 240/32	21,09	713,33
1-В	36,3	АС 185/29	13,09	458,83
В-5	26,6	АС 185/29	13,09	336,22
Суммарная стоимость линий: 4017,13 тыс. у.е.

Таблица 6.4

Стоимость подстанций (вариант №5)

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. у.е.	Стоимость одной ячейки с выключателем, тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Полная стоимость подстанции, тыс. у.е.
	-	4×40.41	207.3	368,94
	2×72,74	6×40.41+13×15.21	207.3	792,97
	2×59,45	7×40.41+11×15.21	207.3	766,39
	2×72,74	6×40.41+5×17.57+11×15.21	207.3	850,40
	2×51,48	6×40.41+9×15.21	207.3	689,61
	46,16	2×40.41+5×15.21	207.3	410,33
В	2×93,12	7×40.41	207.3	676,41
Суммарная стоимость линий: 4555,05 тыс. у.е.

Отчисления на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети представлены в таблицах 6.5 и 6.6 для вариантов №1 и №5 соответственно (по (6.8)).

Таблица 6.5

	Р_а	Р_э	К, тыс. у.е.	И_а+ И_э,тыс. у.е.
Линии	0,024	0,004		105,48
Подстанции	0,064	0,030	4524,63	425,32
Суммарные: 530,8 тыс. у.е.

Таблица 6.6

	Р_а	Р_э	К, тыс. у.е.	И_а+ И_э,тыс. у.е.
Линии	0,024	0,004	4017,13	112,48
Подстанции	0,064	0,030	4555,05	428,17
Суммарные: 540,65 тыс. у.е.

Рассчитаем стоимость потерянной энергии по формуле (6.9) (β_х=0,011 у.е./(кВт∙ч)):

Таблица 6.7

Стоимость потерянной энергии холостого хода (вариант№1)

Трансформаторы в узле №	∆Р_х_i, МВт	Количество трансформаторов в узле	∆Р_х, МВт	И_∆_Wx, тыс. у.е.
	0,036		0,072	6,94
	0,027		0,054	5,20
	0,043		0,086	8,29
	0,019		0,038	3,66
	0,014		0,014	1,35
В	0,059		0,108	10,41
Суммарные: 35,85 тыс. у.е.

Таблица 6.8

Стоимость потерянной энергии холостого хода (вариант№5)

Трансформаторы в узле №	∆Р_х_i, МВт	Количество трансформаторов в узле	∆Р_х,МВт	И_∆_Wx,тыс. руб.
	0,036		0,072	6,94
	0,027		0,054	5,20
	0,043		0,086	8,29
	0,019		0,038	3,66
	0,014		0,014	1,35
В	0,059		0,108	10,41
Суммарные: 35,85 тыс. у.е.

Таблица 6.9

Стоимость нагрузочных потерь (вариант №1)

Линия/узел	∆Р_Н,МВт	τ, ч	β_Н, у.е./(кВт×ч)	И_∆_W_н, тыс. у.е.
1-6	0,102		0,020	3,85
1-3	2×0,972		0,017	127,60
3-5	1,028		0,017	67,49
5-4	0,103		0,017	6,76
4-2	2×0,401		0,017	52,65
В-2	2×1,06		0,017	139,20
1-В	0,788		0,017	51,74
	0,085		0,017	5,58
	0,06		0,017	3,94
	0,136		0,017	8,93
	0,065		0,017	4,27
	0,067		0,020	2,57
В	0,118		0,017	7,75
Суммарные: 482,33 тыс. у.е.

Таблица 6.10

Стоимость нагрузочных потерь (вариант №5)

Линия/узел	∆Р_Н,МВт	τ, ч	β_Н, у.е./кВт×ч	И_∆_W_н, тыс. у.е.

1-6	0,102		0,020	3,85
1-3	2×0,652		0,017	85,61
3-5	0,305		0,017	20,02
5-4	0,437		0,017	28,69
4-2	0,209		0,017	13,72
В-2	2×0,521		0,017	68,41
1-В	0,777		0,017	51,01
В-5	0,467		0,017	30,66
	0,083		0,017	5,58
Продолжение таблицы 6.10

	0,059		0,017	3,94
	0,126		0,017	8,93
	0,06		0,017	4,27
	0,067		0,020	2,53
В	0,119		0,017	7,75
Суммарные: 334,97 тыс. у.е.

Суммарные издержки по (6.8):

И₁=530,8+35,85+482,33 = 1048,98 тыс. у.е.

И₅=540,65+35,85+334,97 = 911,47 тыс. у.е.

Приведенные затраты по (6.1):

З_пр¹=0,12∙(3767+4524,63)+ 1048,98 = 2042,98 тыс. у.е.

З_пр⁵=0,12∙(4017,13+4555,05)+ 911,47= 1940,13 тыс. у.е.

Поскольку З_пр¹больше, чем З_пр⁵, следовательно, пятый вариант является более выгодным. Все дальнейшие расчёты будем проводить только для конфигурации №5.

Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжёлых послеаварийных режимов. Ручной расчет режима наибольших нагрузок

В данном пункте представлены электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийного режима наибольших нагрузок при отключенной линии 1 – 3 и послеаварийного режима наименьших нагрузок при отключенной линии 1 – 3. Расчет нормального режима наибольших нагрузок производился вручную, а всех остальных режимов – с помощью программы RASTR.

Режим наибольших нагрузок рассчитаем вручную с использованием метода контурных уравнений. Расчет по методу контурных уравнений состоит из двух этапов:

1. Расчет потокораспределения без учета потерь мощности;

2. Расчет узловых напряжений с учетом потерь.

В связи с трудоемкостью и большими объемами расчетов вычисления произведем с помощью программы MathCad. В общем случае при заданных условиях для максимального точного определения потокораспределения и узловых напряжений необходимо провести несколько итераций. В связи с громоздкостью вычислений ограничимся лишь одной.

Составим схему сети и зададимся двумя контурными мощностями (рисунок 7.1).

Рисунок 7.1 – Схема сети для ручного расчета

Величины мощностей в узлах посчитаны с учётом потерь в трансформаторах.

(7.1)

где

- поток активной мощности через трансформатор, МВn;

- поток реактивной мощности через трансформатор, Мвар;

и - соответственно активное и реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

и - потери холостого хода в трансформаторе (активные и реактивные).

Покажем расчет для узла 2:

Следовательно, S2=29,1+j24,2 МВА.

Аналогичный расчет делаем для других узлов.

Ом

Мвар

МВ*А

Мвар

Мвар Мвар

МВ*А

Результаты данных расчётов представлены на рисунках 7.2 – 7.10, а также на чертеже (нормальные режимы и послеаварийный в режиме наибольших нагрузок). Выбранные ответвления трансформаторов указаны в пункте 8 в таблице 8.4.

Рис. 7.2 Исходные данные по узлам для расчёта послеаварийного режима наибольших нагрузок

Рис. 7.3 Исходные данные по ветвям для расчёта послеаварийного режима наибольших нагрузок

Рис. 7.4 Результаты расчёта послеаварийного режима наибольших нагрузок

Рис. 7.5 Исходные данные по узлам для расчёта нормального режима наименьших нагрузок

Рис. 7.6 Исходные данные по ветвям для расчёта нормального режима наименьших нагрузок

Рис. 7.7 Результаты расчёта нормального режима наименьших нагрузок

Рис. 7.8 Исходные данные по узлам для расчёта послеаварийного режима наименьших нагрузок

Рис. 7.9 Исходные данные по ветвям для расчёта послеаварийного режима наименьших нагрузок

Рис. 7.10 Результаты расчёта послеаварийного режима наименьших нагрузок

Поскольку в п.8 (таблица 8.4) ответвления трансформаторов вручную посчитаны для нормального режима наибольших нагрузок, полученного из программы RASTR, то приведём этот режим на рисунке 7.11.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 Следующая ⇒

Date: 2015-09-02; view: 430; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА...

mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.009 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию