Потребление активной и баланс реактивной мощности

Стр 1 из 5Следующая ⇒

ЧАСТЬ II

ПРИМЕР РАСЧЕТА ОДНОГО ИЗ ВАРИАНТОВ СХЕМ

РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Исходные данные

- Масштаб:

в 1 клетке -8 км

- Коэффициент реактивной мощности на подстанции " А", отн.ед.:

tgφ А = 0, 426

- Напряжение на шинах подстанции " А", кВ:

Uмакс = kмакс Uном=1.064 Uном, U авар = kавар Uном=0.991 Uном

- Число часов использования максимальной нагрузки, час/год:

- Продолжительность перегрузки силовых трансформаторов в течение суток

tперег.сут. = 8час.

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:

, , ,

- Коэффициенты реактивной мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения:

, , ,

- В составе потребителей на всех ПС имеются – нагрузки I и II категорий по надежности электроснабжения с преобладанием нагрузок II категории.

- Стоимость электроэнергии 2, 43 руб./кВт∙ ч.

2 Формирование вариантов схемы РЭС и выбор номинального напряжения сети

Для выполнения данного раздела необходимо ознакомиться с разделом 3.2 части I.

В качестве расчетных выбрали две конфигурации районной электрической сети. Первоначально для них проводятся приближенные расчеты.

Вариант 1 Вариант 2

Рис. 2.1. Схемы конфигурации электрической сети

Вариант 1.

Для выбранной конфигурации (вариант 1) электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле (3.1 части I). Для этого необходимо определить длины трасс линий по участкам с учетом заданного масштаба и соответствующие передаваемые мощности.

Длины трасс линий:

км; км; км; км; км.

Предварительно рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности, и используя вместо сопротивлений длины линий.

Расчет начинаем с замкнутого контура (кольца) А-3-4-А. Разрежем его по точке питания А, представим в виде линии с двухсторонним питанием, (рис.1.2) и определим соответствующие мощности. Задаем точку потокораздела и направления мощностей. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то надо изменить место точки потокораздела и направление мощностей.

Рис. 2.2. Точка потокораздела и направление мощностей контура А-3-4-А

По первому закону Кирхгофа определим мощность на участке 4-3 :

3) Рассмотрим участки сети А-2 и 2-1 - двухцепные линии (рис. 1.3).

Рис.2.3. Направление мощностей участка сети А-2-1

Определим мощности, передаваемые по каждой цепи двухцепных линий:

Для первой цепи (1ц) линии А-2

Для первой цепи (1ц) линии 2-1

Для вторых цепей (2ц) указанных линий значения мощностей будут такими же.

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжении

Вариант 2

Проведем расчеты для конфигурации районной электрической сети с отпайкой (вариант 2). В месте присоединения отпайки получаем виртуальную точку 2' и для дальнейших расчетов определяем длины трасс линий по участкам А-2', 2'-1, 2'-2.

Затем (для всех участков двухцепных линий) определяем потоки мощности по каждой цепи:

Для первой цепи (1ц) линии А-2′

Для первой цепи (1ц) линии 2′ -2

Для первой цепи (1ц) линии 2′ -1

Для вторых цепей (2ц) указанных линий значения мощностей будут такими же.

Дальнейшие расчеты ведутся аналогично ранее приведенной схеме.

Потребление активной и баланс реактивной мощности

Выбор типа, мощности и места установки

Компенсирующих устройств

Для выбора компенсирующих устройств необходимо ознакомиться с разделами 2.3 и 2.4 части I методических указаний.

Выбор компенсирующих устройств проводится по двум условиям.

Первое условие.

Необходимо определить мощности конденсаторных батарей по условию баланса реактивной мощности в системе.

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравниваем со значением реактивной мощности Qc, которую целесообразно получать из системы в проектируемую сеть, удовлетворяющей балансу реактивной мощности в системе

= Рп.нб · tg φ А (3)

где Рп.нб наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, определена выше, tgφ А = 0, 426 указан в задании на курсовой проект (целесообразное значение коэффициента реактивной мощности для получения реактивной мощности из системы - «А»),

Qc = Рп.нб · tg φ А =128∙ 0, 426 = 54, 53 МВАр

При в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5 части I).

Второе условие.

Необходимо определить мощности конденсаторных батарей по условию минимизации приведенных затрат на передачу реактивной мощности с использованием экономического значения tgφ Э = 0, 3.

Определим по первому условию мощности (расчетные) конденсаторных установок, предусматриваемых на каждой ПС используя формулу (2.7 части I):

для первой подстанции:

для 2-ой, 3-ей, 4-ой подстанций

Определим по второму условию мощности (расчетные) конденсаторных установок, предусматриваемых на каждой ПС используя формулу (2.8 части I):

для первой подстанции:

для 2-ой, 3-ей, 4-ой подстанций

Окончательное решение о необходимости установки конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин, вычисленных выше по выражениям (2.7 части I) и (2.8 части I ).

В нашем случае мощности конденсаторных установок определенные по второму условию по формуле (2.8 части I ) получились больше, поэтому второе условие будет решающим для выбора конденсаторных установок.

Количество конденсаторных установок на подстанции должно быть равным или кратным количеству секций (или обмоток низшего напряжения силовых трансформаторов). Данное условие необходимо выполнять для равномерной загрузки секций ПС (обмоток НН трансформаторов). Для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения количество конденсаторных установок на каждой ПС равно четырем.

Мощность конденсаторных установок (КУ) на ПС выбирается равной или ближайшей (большей или меньшей) по номенклатуре заводов-изготовителей КУ.

С помощью таблицы 2.1 части I выбираем типы и количество КУ, устанавливаемых на каждой подстанции. Результаты выбора сводим в таблицу 8.1.

Таблица 1. Тип и количество КУ в узлах

№ узла	Количество КУ	Тип КУ
		УКЛ – 10, 5 – 2700 УКЛ – 10, 5 – 1350
		УКЛ – 10, 5 – 3150 УКЛ – 10, 5 – 1900
		УКЛ – 10, 5 – 2700
		УКЛ – 10, 5 – 3150

Затем уточняем суммарную установленную реактивную мощность конденсаторных установок (КУ) Qk, i на каждой ПС.

Для 1-го узла Qk, 1: ,

Для 2-го узла Qk, 2: ,

Для 3-го узла Qk, 3: ,

Для 4-го узла Qk4i: .

Далее с учетом установленных мощностей КУ на каждой ПС определим реактивную мощность, потребляемую каждой подстанцией (в узлах) от системы:

, (4)

где Qk, i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар:

Определим полные мощности Si для каждой ПС, которые будут забираться от системы с учетом установки на подстанциях компенсирующих устройств:

, (5)

где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом установки компенсирующих устройств, Мвар.

Подстанций

Для выбора трансформаторов необходимо ознакомиться с разделом 3.4 части I методических указаний.

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности электроснабжения. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители I и II категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ и ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах.

Расчетная мощность одного трансформатора на подстанции с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме определяется по формуле

Sрасч.тр. = Si /Кперегр.тр.,

где Кперегр.тр. – допустимый коэффициент перегруза для трансформаторов при продолжительности перегрузки в течение суток равной согласно заданию tперег.сут. = 8час., Si – мощность потребляемая в узлах (на подстанциях) из системы, т.е. с учетом установки КУ.

Для ПС № 1: ,

Для ПС № 2: ,

Для ПС № 3: ,

Для ПС № 4: .

По [4 табл. 5.18] выбираем соответствующие типы трансформаторов. Мощность устанавливаемых на ПС трансформаторов выбираем ближайшую большую или равную расчетной мощности (определенной выше).

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 8.2.

Таблица 2. Результаты выбора трансформаторов

№ узла	Полная мощность в узле, МВ·А	Расчетная мощность одного трансформатора	Принятые количество, тип и мощность трансформаторов
	36, 41	33, 1
	46, 85	42, 59
	25, 87	23, 52
	24, 06	21, 87

Справочные данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов с обмоткой низшего напряжения расщепленной на две напряжением 110 кВ приведены в таблице 8.3.

Таблица 3. Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Справочные данные

Пределы регулирования на стороне ВН

	10, 5	10, 5	10, 5
Uк ВН-НН, %	10, 5	10, 5	10, 5
Uк ВН-НН1 (ВН-НН2), %


	0, 45	0, 55	0, 6

Линий электропередачи

Для выбора сечений проводов ВЛ необходимо ознакомиться с разделом 3.4 части I методических указаний.

Вариант 1

Для проектируемой сети сначала определим распределение полных мощностей (S) без учета потерь в линиях по участкам сети.

Рассмотрим в начале «кольцо А-3-4-А» - линию с двухсторонним питанием (А-3-4-А) (рис. 1.4). Наметим точку потокораздела – точку 3 и направления потоков мощности.

Рис. 8.4

Определим потоки полной мощности по упрощенным формулам по участкам А-3, А-4, 4-3:

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Так как потоки мощности получились положительными, значит точка потокораздела и направления мощностей выбраны верно.

Далее рассмотрим двухцепные линии. Определим потоки полной мощности по участкам А-2, 2-1 по каждой цепи двухцепных линий:

Далее определим расчетную токовую нагрузку по каждой цепи двухцепных линий по формуле:

, (6)

где α i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1, 05 [4] - коэффициент, учитывающий заданное число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах. Выбирается по [4 табл.3.13].

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:

(7),

где S – полная мощность, передаваемая по линии.

В двухцепной линии ток по каждой цепи:

(8)

где S – полная мощность, передаваемая по двум цепям линии

Расчетная токовая нагрузка одноцепных линий «кольца» в нормальном режиме [4]:

В линии А – 3

В линии А – 4:

В линии 4 – 3:

Расчетная токовая нагрузка для одной (каждой) цепи двухцепных линий:

В одной цепи линии А – 2:

где S – полная мощность, передаваемая по одной цепи двухцепной линии

В одной цепи линии 2 – 1:

По найденным значениям расчетных токов определяем расчетные сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима

Определим расчетные сечения по участкам по условию экономической плотности тока для нормального режима:

для одноцепных линий «кольца»

Для одной цепи двухцепных линий

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки в нормальном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4] экономически невыгодно и нецелесообразно. Таким образом, для линии выбираем ближайшие стандартные сечения:

Для А – 4: АС – 150/24;

Для А – 3: АС – 120/19;

Для 4 – 3: АС – 120/19;

Для А – 2: АС – 185/27;

Для 2 – 1: АС – 120/19.

Далее надо провести проверку выбранного сечения по условиям нагрева проводов ВЛ в послеаварийном режиме.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

(9)

где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме для «кольца» будет иметь место при отключении линий ближайших к источнику «А».

Рассмотрим кольцо (А-3-4-А):

- при обрыве линии А – 3 (наиболее нагруженной будет линия А – 4)

- обрыв линии А – 4:

- поток мощности на участке 3-4 или 4–3, принять тот который получится больше при обрыве линии А-3 или линии А-4:

Затем рассмотрим двухцепные линии А-2 и 2-1:

- обрыв одной цепи линии А – 2:

- обрыв одной цепи линии 2 – 1:

По вычисленным наибольшим расчетным токовым нагрузкам в послеаварийном режиме по [4 табл. 7.12] определяем ближайшие большие или равные допустимые токи по нагреву и проверяем ранее выбранные сечения линий по допустимым токам по нагреву:

Для А – 4: 276 A > Iдоп = 450 А для АС-150/24;

Для А – 3: 276 A> Iдоп =390 А для АС-120/19;

Для 4 – 3: 143 A > Iдоп =390 А для АС-120/19;

Для А – 2: 459.62 A > Iдоп =510 А для АС-185/27;

Для 2 – 1: 200.6 A > Iдоп =390 А для АС-120/19.

Окончательный выбор сечений проводов заключается в принятии большего сечения из двух выше перечисленных условий выбора. В данном случае решающим условием выбора сечения является первое условие, т.е. выбор сечения по экономической плотности тока в нормальном режиме. Все полученные результаты запишем в таблицу 8.4.

Таблица 4

Линия	А – 3	А – 4	4 – 3	А – 2	2 – 1
					100, 4
Марка провода	АС – 120/19	АС – 150/24	АС – 120/19	АС – 185/27	АС – 120/19
				459.62	200.6

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию по экономической плотности тока и допустимому нагреву в послеаварийном режиме.

На стороне ВН

Для ПС №3 и №4 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» № 5Н (рис. 3.6 части I).

Для ПС №1 и №2 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» № 4Н (рис. 3.5 части I).

Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин» (рис. 3.9 части I).

Применение схем РУ 10 кВ

На ПС №1, №2, №3, №4 применяют схемы 10-2 – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены по два трансформатора с расщепленной обмоткой НН (рис. 3.12 части I).

8. Расчет технико-экономических показателей районной
электрической сети.

Обоснование решений при проектировании электрической сети осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов схем и параметров сети путем оценки их сравнительной эффективности. Обоснование решений производится по минимальному сроку окупаемости при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый энергетический эффект.

Вариант 1

Определим капитальные вложения на сооружение воздушных линий электропередачи по формуле (базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен на текущий год -2011 г. ) используя [4 табл.7.4]:

Для двухцепных ВЛ (здесь учтены металлические опоры, надо ж/б! ):

Для одноцепных ВЛ «кольца» (здесь учтены металлические опоры, надо ж/б! ):

Суммарные капиталовложения в линии:

Определим капитальные вложения в строительство ПС 110/10 кВ.

Стоимость трансформаторов, определим, используя [4 табл.7.20]:

Стоимость компенсирующих устройств. Ориентировочно стоимость можно определить по [4 табл.7.27]

Марка	Стоимость, тыс. руб.	Количество	Итоговая стоимость, тыс. руб.
УКЛ-10, 5-1350
УКЛ-10, 5-1900
УКЛ-10, 5-2700
УКЛ-10, 5-3150

В сумме:

Стоимость РУ ВН [4 табл.7.18, 7.19] с элегазовыми выключателями, стоимость постоянной части затрат по ПС 110/10 кВ [4 табл.7.30].

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	30000х4, 27=128100	9000х4, 27=38430	3, 4
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	15200х4, 27=64904	9000х4, 27=38430
РУ 110 кВ. Одна рабочая, секционированная выключателям и обходная система шин	(8х7300)х4, 27=249368	12250х4, 27=52308
РУ 110 кВ. Линейные ячейки с элегазовыми выключателями	(4х7300)х4, 27=124684	12250х4, 27=52308	А

В сумме:

Стоимость РУ НН [4 табл. 7.19] с вакуумными выключателями

На каждой из ПС с трансформаторами ТРДН должны быть предусмотрены: четыре вводных ячейки, одна с секционным выключателем, одна с секционным разъединителем, четыре ячейки с трансформаторами напряжения и две ячейки для подключения трансформаторов собственных нужд. Кроме того, в РУ 10 кВ должны быть ячейки отходящих линий для электроснабжения потребителей и подключения конденсаторных установок. Принимаем, что на каждой секции НН (10 кВ) будет по четыре отходящие линии.

Стоимость 28-ми ячеек РУ НН для каждой ПС, используя [4 табл. 7.19] для вакуумных выключателей:

Таким образом, вложения в распределительные устройства сети

Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети 110/10 кВ определяется по формуле

Расчёт суммарных годовых потерь электроэнергии.

По [1] потери электрической энергии в трансформаторе определяются формулой:

где время, в течение которого используется максимум нагрузки.

Суммарные потери в трансформаторах:

Потери электрической энергии в линиях электропередач определяются как:

Суммарные потери энергии в линиях:

Стоимость электроэнергии на сегодняшний день составляет 2, 43 руб/кВт∙ ч. Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле: :

Проведём аналогичные расчёты для второго варианта конфигурации сети.

Вариант 2

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен ):

Суммарные капиталовложения в линию:

Стоимость трансформаторов, определим, используя [4 табл.7.20]:

Стоимость компенсирующих устройств. Ориентировочно стоимость можно определить по [4 табл.7.27]

Марка	Стоимость, тыс. руб.	Количество	Итоговая стоимость, тыс. руб.
УКЛ-10, 5-1350
УКЛ-10, 5-1900
УКЛ-10, 5-2700
УКЛ-10, 5-3150

В сумме:

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	30000х4, 27=128100	9000х4, 27=38430	3, 4
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	15200х4, 27=64904	9000х4, 27=38430	1, 2
РУ 110 кВ. Линейные ячейки с элегазовыми выключателями	(4х7300)х4, 27=124684	12250х4, 27=52308	А
Итого

В сумме:

Стоимость РУ НН [4 табл. 7.19] с вакуумными выключателями

Стоимость 28-ми ячеек РУ НН для каждой ПС, используя [4 табл. 7.19] для вакуумных выключателей:

Таким образом, вложения в распределительные устройства сети

Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети 110/10 кВ определяется по формуле :

Расчёт суммарных годовых потерь электроэнергии.

По [1] потери электрической энергии в трансформаторе определяются формулой:

где время, в течение которого используется максимум нагрузки.

Суммарные потери в трансформаторах:

Потери электрической энергии в линиях электропередач определяются как:

Суммарные потери энергии в линиях:

Стоимость электроэнергии на 2011 г. составляет 2, 43 руб/кВт∙ ч. Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле: :

Сравним экономическую эффективность обоих вариантов.

Объём реализованной продукции.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание определяются по формуле по [2].

Стоимость потерь электроэнергии:

Суммарные издержки определяем по формуле

Определяем прибыль как

Налог на прибыль принимаем 20% на 2011 г.:

Рентабельности сети вычисляем по формуле

Т.е. рентабельность второго варианта выше, чем у первого.

Определим срок окупаемости по формуле :

Так как в качестве критерия сравнения был взят срок окупаемости, то определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, приходим к выводу, что они абсолютно равноценны. Поэтому, для дальнейших расчетов можно выбрать любой вариант, например вариант №1.

Расчет режимов сети

Максимальный режим

Потерь в трансформаторах

Определение расчетной нагрузки узлов (ПС) предшествует расчету режимов РЭС. Напряжение в сети принимается равным номинальному.

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

, (10)