Расчет потерь электроэнергии

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети смешанного варианта

Суммарные потери электроэнергии

Стоимость потерь электроэнергии

И_{Δ W} = b ∙ Δ W,

И_{Δ W} =1, 507∙ 11853531∙ 10^-3=17859 тыс.руб.

Капитальные вложения

Расчет капиталовложений в ЛЭП произведен в таблице 2.14.

 

Таблица 2.14 – Капвложения в ЛЭП

Участок	Число  цепей, шт	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс.руб/км	Кл, тыс. руб
0-1	1	35	120	531	18585
0-2	1	35	120	531	18585
0-3	2	45	120	826	37170
3-4	1	40	70	525, 1	21004
0-5	1	55	70	525, 1	28880, 5
1-2	1	50	70	525, 1	26255
Итого:					150480

 

Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют

К_л = 150480тыс.руб.

В  обоих вариантах установлены одинаковые трансформаторы и  капиталовложения в трансформаторы уже определены в предыдущем расчете:

К_тр = 35164тыс.руб.

Определяются капиталовложения в ОРУ ВН подстанций и ячейкисиловых выключателей, устанавливаемых на отходящих линиях РЭС. На отходящих линиях от РЭС в рассматриваемом варианте сети установлено пять силовых выключателей 110 кВ, на подстанциях в общей сложности 14 ячеек (ответвления и мостик с одним выключателем в перемычке).

Стоимость ячеек силовых выключателей 110 кВ принимается по таблице 2.5.

Стоимость ячеек силовых выключателей с учетом приведения цен

К_{ОРУ ВН}=(5+14)∙ 50∙ 59= 56050тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции определяется по таблице 2.7. Для данного варианта на трех подстанциях установлено по два или более выключателей и на двух подстанциях по одному выключателю.

 

Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен

К_пост= (3∙ 250+2∙ 200) ∙ 59 = 67850 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети.

К_пс= 56050+35164+67850=159064тыс. руб.

Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии

K _доп.=1, 1∙ (1∙ 1, 1∙ 1, 04∙ 60∙ 10^-3∙ 2747+300∙ 10^-6∙ 28∙ 10^-3∙ 11853531)∙ 59=18697тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят

К= 150480 + 159064+ 18697= 328241тыс. руб.

 

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки)

Приведенные затраты

З₂ = 0, 15∙ 328241 + 37024 = 86261тыс. руб.

Выбор рационального варианта сети

Приведенные затраты для радиально-магистрального варианта составляют

З₁ = 77314тыс. руб.

Приведенные затраты для смешанного варианта составляют

З₂= 86261тыс. руб.

Разница в приведенных затратах

,

что относительно варианта с наименьшими затратами в процентах составляет

.

Таким образом, по критерию минимума приведенных затрат для дальнейшего проектирования следует принять радиально-магистральный вариант сети.

3 Электрический расчет выбранного варианта сети

 

3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

Схема замещения сети формируется из отдельных схем замещения элементов сети – линий и трансформаторов.

Для сетей напряжением 110 кВ и более воздушные линии электропередачи представляются П-образной схемой замещения, а трансформаторы      Г-образной схемой.

На схемах замещения параллельные цепи (двухцепные ЛЭП и подстанции с двумя трансформаторами) представляются одной соответствующей схемой замещения, в параметрах которой учтены параллельные ветви.

Пример 3.1. Составитьсхему замещения радиально-магистрального варианта сети. Схема замещения сети показана на рисунке 3.1.

3.2 Расчет зарядных мощностей линий электропередачи

 

Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме

 

D Q _{С ij} = U _Н ² ∙ b_ij,                                               (3.1)

 

где b_ij – емкостная проводимость участка сети (ЛЭП), мкСм.

Величины емкостных проводимостей участков ЛЭП найдены в пп. 1.6.1.5.

Зарядные мощности ЛЭП в послеаварийном режиме (ПАР) определяются с учетом наличия параллельных линий (двухцепных ЛЭП) и конфигурации сети.

Для разомкнутых сетей зарядные мощности двухцепных ЛЭП в послеаварийном режиме уменьшаются вдвое, так как в качестве послеаварийного режима для таких сетей рассматривается режим отключения одной цепи на всех двухцепных участках.

Для кольцевых участков в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режимы поочередного отключения головных участков. Поэтому в послеаварийных режимах зарядную мощность этих участков следует принять равной нулю.

Пример 3.2. Рассчитать зарядные мощности ЛЭП для радиально-магистрального варианта сети.

Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах для радиально-магистрального варианта сети сведены в таблицу 3.1.

 

Таблица 3.1–Зарядные мощности участков ЛЭП

Участок    ЛЭП	Число цепей, шт	bij, мкСм	Норм. режим	Послеав. режим
			DQc ij, Мвар	DQc ij, Мвар
1	2	3	4	5
0-1	2	188, 30	2, 19	1, 09
0-2	2	188, 30	2, 19	1, 09
0-3	2	242, 10	2, 81	1, 40
3-4	1	103, 20	1, 25	1, 25
0-5	1	141, 90	1, 72	1, 72
Итого:	-	-	10, 15	-

 

Суммарная зарядная мощность ЛЭП в нормальном режиме составляет =10, 15 Мвар.

 

                                        Хл₀₂R_Л02

   0                                                                                                                   2

 

B_Л02/2   B_Л02/2

 

X_т2

Х_Л01R_Л011g_т2 b_т2

 

B_Л01/2  B_Л01/2                                         R_т2

 

X_т1

g_т1          b_т1S₂

 

 

                                                     S₁

 

Хл₀₅     R_Л05

                          5

 

         B_Л05/2  B_Л05/2                              

 

                          X_т5                                                                                

                                   g_т5b_т5            

 

 

                    R_т5                                                                     

 

 

                  S₅   

 

   0        Хл₀₃R_Л03 3     Хл₃₄R_Л34        4

 

B_Л03/2  B_Л03/2                             B_Л34/2  B_Л34/2

 

X_т3                                                               X_т4

                g_т3 b_т3                           g_т4b_т4

 

 

                   R_т3   R_т4

 

 

S₃                                                                                    S₄

 

Рисунок 3.1 – Схема замещения радиально-магистрального варианта сети

3.3 Выбор режима нейтрали сети

Сети с напряжением 110 кВ и выше относятся к сетям с большими токами замыкания на землю и в соответствии с ПУЭ эксплуатируются с глухозаземленной нейтралью. Сети 110-150 кВ могут эксплуатироваться в режиме эффективно заземленной нейтрали, когда в электрически связанной сети часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов, подключенных к этой сети, разземляется по условию снижения токов однофазного короткого замыкания на землю.

3.4 Определение расчетных нагрузок подстанций в нормальном режиме при максимальных и минимальных нагрузках и в послеаварийном режиме

Расчетные нагрузки подстанций используют для упрощения расчетов режимов электрических сетей, содержащих трансформаторы. Расчетная нагрузка включает помимо самой нагрузки подстанции потери в меди и в стали трансформаторов подстанции, а так же половину зарядных мощностей линий, соединенных с данной подстанцией.

Расчетная нагрузка i-подстанции Sрi, МВА определяется по формулам

S _{р i} = P _{р i} + jQ _{р i};                                                        (3.2)

 

Р_{р i} =Р _i +Δ P _{п i} + Δ P _{хх п i};                                               (3.3)

 

Q _{р i} = Q_i + D Q _{п i} + D Q _{хх п i} - D Q_ci,                                           (3.4)

 

где P_i – активная нагрузка i-ой подстанции, МВт;

Δ P_пi, Δ P_{хх пi} – активные потери в меди и стали трансформаторов i- ой подстанции, МВт; (определены в разделе 2 по выражениям 2.13 и 2.15 соответственно);

DQ_пi – потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой подстанции, Мвар;

DQ_{хх пi} –потери реактивной мощности в стали (холостого хода) трансформаторов i-ой подстанции, Мвар;

DQci – половина суммы зарядных мощностей линий, соединенных с данной подстанцией, Мвар.

D Q _{п i} = ,                                                  (3.5)

 

где Uкi – напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

n – количество трансформаторов, установленных на подстанции, шт.

 

,                                                         (3.6)

 

где I_хх i – ток холостого хода трансформатора в процентах от номинального тока i-той подстанции, %.

 

D Q_ci = ,                                                  (3.7)

 

где DQ_cij – зарядные мощности линий, примыкающих к рассматриваемой подстанции, Мвар.

 

После определения расчетных нагрузок схема замещения сети может быть упрощена до расчетной схемы, на которой отражают только продольные ветви схем замещения ЛЭП.

Введение расчетных нагрузок значительно упрощает расчет режима сети, но приводит к определенной погрешности, обусловленной следующими принятыми допущениями: потери мощности в меди и стали трансформаторов, а также зарядные мощности линий считаются независимыми от режима напряжения сети и определяются по номинальному напряжению. Но при ручном расчете (без использования ЭВМ) эта погрешность допустима.

 

Пример 3.3. Определить расчетные нагрузки подстанций в нормальном режиме при максимальных и минимальных нагрузках и в послеаварийном режиме для радиально-магистрального варианта сети и сформировать расчетную схему сети.

 

Нормальный режим максимальных нагрузок

Расчетная нагрузка первой подстанции

 

S _р1 = P _р1 + jQ _р1;                                                        (3.8)

Р_р1=Р₁ +Δ P _п1 + Δ P _{хх п1};                                               (3.9)

Q _р1 = Q ₁ + D Q _п1 + D Q _{хх п1} - D Q_{c 1}.                                          (3.10)

 

Потери реактивной мощности в меди трансформаторов первой подстанции

 

D Q _п1 = ,                                                  (3.11)

 

 

D Q _п1 = .

 

Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции

 

,                                                         (3.12)

 

.

 

Половина суммы зарядных мощностей линий, соединенных с первой подстанцией

D Q_{c 1}= ,                                                      (3.13)

 

 

D Q_{c 1}= ;

Р_р1=20 +0, 13 + 0, 03=20, 16 МВт;

 

Q _р1= 6, 96+2, 35 +0, 18 –1, 09= 8, 40Мвар;

 

.

 

Расчетные нагрузки для остальных узлов определены аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.

 

Таблица 3.2 – Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

№ п/с	Рi, МВт	Qi, Мвар	DQci, Мвар	DPхх пi,  МВт	DPпi, МВт	DQххпi,  Мвар	DQпi, Мвар	Ppi, МВт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	20	6, 96	1, 09	0, 03	0, 13	0, 18	2, 35	20, 16	8, 40	21, 84
2	25	8, 70	1, 09	0, 04	0, 12	0, 27	2, 30	25, 16	10, 18	27, 14
3	15	5, 22	2, 03	0, 03	0, 08	0, 18	1, 32	15, 10	4, 69	15, 82
4	11	3, 83	0, 62	0, 01	0, 08	0, 09	1, 42	11, 10	4, 72	12, 06
5	8	2, 78	0, 86	0, 01	0, 04	0, 09	0, 75	8, 06	2, 77	8, 52
Итого				0, 12	0, 45	0, 81	8, 14
Всего				0, 58		8, 97

 

В таблице 3.2 в строке «Всего» произведен расчет суммарных потерь соответственно активной и реактивной мощностей в трансформаторах.

В режиме минимальных нагрузок значения Р_i, Q_i определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так, для рассматриваемого примера значение мощности минимальной ступени в относительных единицах (рисунок 1.11) составляет 0, 3. В этом режиме

Р₁ = 20∙ 0, 3=6 МВт,

Q ₁ = 6, 96∙ 0, 3 = 2, 09 Мвар.

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в таблицу 3.3.

 

Таблица 3.3 – Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных
нагрузок)

№ п/с	Рi, МВт	Qi, Мвар	DQci,  Мвар	DPхх пi,  МВт	DPпi, МВт	DQххпi,  Мвар	DQпi, Мвар	Ppi, МВт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	6	2, 09	1, 09	0, 03	0, 01	0, 18	0, 21	6, 04	1, 39	6, 20
2	7, 5	2, 61	1, 09	0, 04	0, 01	0, 27	0, 21	7, 55	2, 00	7, 81
3	4, 5	1, 57	2, 03	0, 03	0, 01	0, 18	0, 12	4, 53	-0, 16	4, 54
4	3, 3	1, 15	0, 62	0, 01	0, 01	0, 09	0, 13	3, 32	0, 74	3, 40
5	2, 4	0, 84	0, 86	0, 01	0, 00	0, 09	0, 07	2, 42	0, 13	2, 42

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются при максимальных нагрузках. В этом режиме по сравнению с нормальным режимом максимальных нагрузок изменятся лишь величины D Q_ci. Для их расчета используются данные графы 5 таблицы 3.1.

Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в таблицу 3.4.

 

Таблица 3.4 – Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)

№ п/с	Рi, МВт	Qi, Мвар	DQci,  Мвар	DPхх пi,  МВт	DPпi, МВт	DQххпi,  Мвар	DQпi, Мвар	Ppi, МВт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	20	6, 96	0, 55	0, 03	0, 13	0, 18	2, 35	20, 16	8, 95	22, 06
2	25	8, 70	0, 55	0, 04	0, 12	0, 27	2, 30	25, 16	10, 72	27, 35
3	15	5, 22	1, 33	0, 03	0, 08	0, 18	1, 32	15, 10	5, 40	16, 04
4	11	3, 83	0, 62	0, 01	0, 08	0, 09	1, 42	11, 10	4, 72	12, 06
5	8	2, 78	0, 86	0, 01	0, 04	0, 09	0, 75	8, 06	2, 77	8, 52

 

Расчетная схема сети для рассматриваемого примера приведена на рисунке 3.2.

 

                         Хл₀₁R_Л011

 

 Шины

РЭС

 

 

                          Хл₀₃R_Л033                      Хл₃₄R_Л344

 

                          Хл₀₂R_Л02     2

 

 

 

                         Хл₀₅R_Л055

 

 

 

Рисунок 3.2 – Схема сети с расчетными нагрузками в узлах

 

 

3.5 Расчет режимов сети

Задача расчета установившихся режимов электрической сети (нормального для максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийного) состоит в определении параметров режима данной сети (напряжений в узлах, потоков мощности в ветвях схемы, потерь активной и реактивной мощностей). Основными исходными данными при расчете режима сети являются: расчетная схема сети, параметры схем замещения ее элементов и расчетные нагрузки узлов в соответствующих режимах.

Расчет режимов электрических сетей различных по структуре производится по соответствующим математическим моделям (методикам) для расчета разомкнутых и замкнутых сетей (с двусторонним питанием (кольцевых), сложнозамкнутых).

 

3.5.1 Электрический расчет радиальных и магистральных участков сети

Расчет режимов радиальных и магистральных участков сети производится методом последовательных приближений (или итераций) в два этапа. На первом этапе определяются мощности в конце и в начале каждого участка путем последовательного перехода от участка к участку в направлении от конца сети к ее началу с учетом потерь мощности, которые вычисляются из условия, что напряжения во всех узлах равны номинальному напряжению сети.

На втором этапе расчета по найденным потокам мощности в начале каждой ветви определяются потери напряжения в этих ветвях и напряжения в конце каждой ветви при последовательном переходе от узла к узлу в направлении от питающего пункта до конца участка сети. При расчете сетей с номинальным напряжением 150 кВ и ниже можно не учитывать влияние поперечной составляющей падения напряжения, то есть принимать за величину потери напряжения на участке значение продольной составляющей падения напряжения.

 

Пример 3.4. Рассчитать режим участка сети 0-1 для нормального режима при максимальных и минимальных нагрузках и в послеаварийном режиме. Напряжение на шинах РЭС при наибольших нагрузках и в послеаварийном режимах принять равным 1, 1 U _н, а в режиме минимальных нагрузок 1, 05 U _н.

Расчетная схема участка приведена на рисунке 3.3.

 

0 Хл01RЛ01 1

0                                                               1

 

 

Рисунок 3.3–Расчетная схема участка 0-1

 

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: