Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






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

  Ра Рэ К, тыс. у.е. Иа+ Иэ, 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

  Ра Рэ К, тыс. у.е. Иа+ Иэ, 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) (βх=0,011 у.е./(кВт∙ч)):

Таблица 6.7

Стоимость потерянной энергии холостого хода (вариант№1)

 

Трансформаторы в узле № ∆Рхi, МВт Количество трансформаторов в узле ∆Рх, 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 № ∆Рхi, МВт Количество трансформаторов в узле ∆Рх,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 ∆РН,МВт τ, ч βН, у.е./(кВт×ч) И∆Wн, 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 ∆РН ,МВт τ, ч βН, у.е./кВт×ч И∆Wн, 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):

Зпр1=0,12∙(3767+4524,63)+ 1048,98 = 2042,98 тыс. у.е.

Зпр5=0,12∙(4017,13+4555,05)+ 911,47= 1940,13 тыс. у.е.

Поскольку Зпр1 больше, чем Зпр5 , 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
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
В
В
В
В
В
В
В
Мвар
 
Мвар
 
Мвар
 
Мвар
МВ*А
МВ*А
МВ*А
МВ*А
МВ*А
МВ*А

 

 

Мвар

Мвар Мвар

 

МВ*А
МВ*А
МВ*А
МВ*А
МВ*А  
МВ*А
МВ*А
МВ*А
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.

 
 



⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒





Date: 2015-09-02; view: 464; Нарушение авторских прав


mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.054 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию