Реферат: Электрические системы и сети
1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств
Составим и рассчитаем баланс активной мощности:
/>
/>
/>-активная мощность ТЭЦ
/>— активная мощность энергосистемы
/>
/>— потери активной мощности в линиях и трансформаторах
Расчет суммарной активной мощности:
/>
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере от 2% от суммарной активной мощности i-го потребителя:
/>
/>
Находим активную мощность, которую необходимо потребить у РПП:
/>
Составим и рассчитаем баланс реактивной мощности:
/>
/>
/>–реактивная мощность ТЭЦ
/>— реактивная мощность энергосистемы
/>
/>– потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах принимаем их равными друг другу
/>— потери реактивной мощности в трансформаторах
Определяем реактивную мощность первого потребителя:
/>
/>
/>
Аналогично производим расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Определяем полную мощность каждого потребителя:
/>
/>
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Полная мощность всех потребителей:
/>
/>
Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах.
Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной мощности:
/>
Определяем потребляемую реактивную мощность:
/>
/>
Далее определяем реактивную мощность, получаемую от системы:
/>
/>
/>
Сравнив реактивную мощность, получаемую от системы, с потребляемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств (БСК). Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:
/>
Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:
/>
Для первого потребителя:
/>
/>
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Принимаем к установке компенсирующие устройства с единичной мощностью 0,4 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для первого потребителя:
/>
/>
/>
Произведем уточненный расчет необходимой мощности компенсирующего устройства для первой подстанции:
/>
/>
/>
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Определим уточненную мощность компенсирующих устройств:
/>
/>
Проверяем баланс, исходя из условия:
/>
/>
0,033<0,2 значит будем считать, что баланс сошелся
Определим реактивную мощность, потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:
/>
Для первого потребителя:
/>
/>
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Таблица 1 – Расчет баланса и выбор компенсирующих устройств
№ потреб
Pi,МВт
tg />
Qi,МВAp
/>, MBAp
ni,
шт
/>,MBAp
/>, МВАр
1
4,6
0,512
2,357
1,716
4
1,6
0,757
2
12
0672
8,064
5,871
15
6
2,064
3
21,1
0,936
19,754
14,382
36
14,4
5,354
4
26,4
0,963
25,446
18,526
46
18,4
7,046
5
17,6
0,991
17,439
12,697
32
12,8
4,639
6
26,2
0,963
25,253
18,386
46
18,4
6,853
2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта
/>
Длины участков:
РПП-4=52 км; РПП-6=18 км; РПП-ТЭЦ=19 км; РПП-3=55 км;
ТЭЦ-6=16 км; ТЭЦ-1=17 км; ТЭЦ-4=46 км; 6-5=80 км; 6-1=20 км;
5-1=68 км; 5-2=116 км; 2-3=42 км; 2-4=56 км; 4-3=28 км.
Рисунок 1. Взаимное расположение источников и потребителей
Составление вариантов конфигурации сети.
/>
Вариант 1. Радиально-магистральная сеть
Вариант 1 представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.
Определяем общую длину линий:
/>
Общая длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
/>
/>
Вариант 2. Комбинированная сеть
Вариант 2 представляет собой комбинированную сеть, в ней потребители 4,2,3 и РПП объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 1,5,6 и ТЭЦ.
Общая длина линий:
/>
Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
/>
/>
Вариант 3. Комбинированная сеть
Вариант 3 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,3,2 объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 6,1 включающие в себя РПП и ТЭЦ.
Общая длина линий:
/>
Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
/>
/>
Вариант 4. Комбинированная сеть
продолжение--PAGE_BREAK--
Вариант 4 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,6,1 объединены в кольцевую сеть связывающую их с ТЭЦ и РПП.
Общая длина линий:
/>
Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
/>
/>
Вариант 5. Кольцевая сеть
Вариант 5 представляет собой кольцевую сеть, связывающую всех потребителей с ТЭЦ и РПП.
/>
Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.
Варианты 2,3,4 относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы сеть с наименьшей протяженностью линий является сеть, представленная вариантом 4.
Варианты 1 и 5 аналогов не имеют, сравнивать их не с чем, поэтому оставляем оба варианта для дальнейшего рассмотрения.
Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для вариантов 1, 4 и 5.
3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов
/>
Расчетная схема варианта 1.
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 3-2 равен мощности потребителя 2, то есть:
/>
Поток мощности на участке 4-3 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 3:
/>
Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 1-2:
/>
/>
Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110 кВ.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.
Таблица 2 – Выбор номинального напряжения на участках цепи для варианта 1.
Участок
L, км
Pi, MBт
Qi, MBAp
/>
UНОМ, кВ
3-2
42
12
2,064
48,305
110
4-3
28
33,1
7,418
76,941
110
РПП-4
52
59,5
14,464
103,338
110
1-5
68
17,6
4,639
58,575
110
6-1
20
22,2
5,396
63,215
110
РПП-6
18
48,4
12,249
87,344
110
ТЭЦ-РПП
19
-22
-7,985
62,798
110
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.
Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:
/>
/>– ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке
/>– полная мощность каждого участка
/>– величина номинального напряжения учатка
Ток на участке 1-2:
/>
Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.
Определяем расчетную токовую нагрузку линии.
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>— коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05;
/>— коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнби ее попадание в максимум энергосистемы, для />/>
принимаем 1,3.
Расчетная токовая нагрузка участка цепи:
/>
Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.
Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует IIрайону по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.
Таблица 3 – Сечения и марки проводов
Участок
Imax, A
Ip, A
Iпав, А
Сеч, мм2
Iдоп., А
Марка провода
3-2
31,992
43,669
63,984
70
265
АС-70/11
4-3
89,125
121,656
178,25
95
330
АС-95/16
РПП-4
160,885
219,608
321,77
150
450
АС-150/24
1-5
47,822
65,277
95,644
70
265
АС-70/11
6-1
60,026
81,935
120,052
70
265
АС-70/11
РПП-6
131,177
179,057
262,354
120
39
АС-120/19
ТЭЦ-РПП
61,492
83,937
122,984
70
265
АС-70/11
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети.
/>
/>
/>
/>
Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 4.
/>=15% для 35-110 кВ в нормальном режиме;
/>=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.
Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.
Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-2:
/>
/>
Определяем потерю напряжения на участке 1-2:
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
Определяем потерю мощности на участке 1-2:
/>
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.
Таблица 4 – Параметры линий
Участок
L, км
r,Ом/км
R, Ом
x, Ом/км
Х, Ом
ΔU, %
ΔP,МВт
3-2
42
0,422
8,862
0,444
9,324
1,037
0,118
4-3
28
0,301
4,214
0,434
6,076
1,525
0,439
РПП-4
52
0,204
5,304
0,42
10,92
3,378
1,692
1-5
68
0,422
14,348
0,444
15,096
2,666
0,428
6-1
20
0,422
4,22
0,444
4,44
0,972
0,198
РПП-6
18
0,244
2,196
0,427
3,843
1,267
0,501
ТЭЦ-РПП
19
0,422
4,009
0,444
4,218
1,007
0,198
Потеря напряжения в радиально-магистральной сети считается от источника до самого удалённого потребителя:
/>
/>
/>
Для расчета берём участки, у которого самая большая потеря напряжения.
/>
/>
Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).
/>
Расчетная схема варианта 5.
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Поток мощности на участке ТЭЦ-6 определяем по первому закону Кирхгофа:
/>
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.
Выполним проверку посредством баланса мощностей.
Рассчитаем поток мощности, протекающей через участок В-4:
/>
продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
/>
/>
/>
Поток мощности, рассчитанный таким образом, практически совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.
Балансы активной и реактивной мощностей:
/>
/>
/>
/>
Будем считать, что баланс по обеим мощностям сошелся (табл.1).
Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-4:
/>
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной схеме.
Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: />, то есть они проходят по нагреву.
Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме
Участок
P, МВт
Q, Мвар
сеч, мм2
r, Ом/км
x, Ом/км
L, км
R, Ом
X, Ом
ΔU, %
ΔP, МВт
А-ТЭЦ
30,854
5,223
240
0,118
0,435
19
2,242
8,265
0,232
0,045
ТЭЦ-6
52,854
13,208
240
0,118
0,435
16
1,888
6,96
0,396
0,116
6-1
26,654
6,355
240
0,118
0,435
20
2,36
8,7
0,244
0,037
1-5
22,054
5,598
240
0,118
0,435
68
8,024
29,58
0,708
0,086
5-2
4,454
0,959
240
0,118
0,435
116
13,688
50,46
0,226
продолжение--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
0,301
0,434
68
10,234
14,756
2,054
0,28
1-6
26,2
6,853
240
0,118
0,444
20
2,36
8,1
0,242
0,036
Участок
Iпав, A
Iдоп., А
Марка провода
А-4
417,612
605
АС-240/32
4-3
265,795
450
АС-150/24
3-2
421,477
265
АС-70/11
4-ТЭЦ
246,511
605
АС-240/32
ТЭЦ-1
556,611
605
АС-240/32
1-5
144,330
330
АС-95/16
1-6
109,119
605
АС-240/32
Выбранные провода всех участков удовлетворяют условию по нагреву />, кроме участка 1-4, поэтому увеличим сечение провода дна данном участке и возьмем провод марки АС-240/32.
Посчитаем суммарные потери напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 2 и 4, т.к. протяженность линий до каждого из этих участков от РПП 61 км.
Суммарная потеря напряжения подстанции 5:
/>
/>
Суммарная потеря напряжения подстанции 6:
/>
/>
В послеаварийном режиме условие />выполняется, т.к. 7,751<20 и 5,939<20.
/>
4 Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей
Теперь выбираем трансформаторы на подстанциях.
На каждой из подстанций предусматриваем установку двух трансформаторов, по причине наличия на каждой подстанции потребителей или I, или IIкатегорий, или Iи IIкатегорий одновременно.
Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
/>
Sномi– номинальная мощность i-той подстанции,
Sнагрi– нагрузочная мощность i-той подстанции (см. п1. табл.1).
ПС1:
/>
Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.
ПС2:
/>
Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.
ПС3:
/>
Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.
ПС4:
/>
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.
ПС5:
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.
ПС6:
/>
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.
5 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего
Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них будем производить с использованием минимума дисконтированных издержек:
/>
К – капиталовложения в строительство сети;
/>– издержки на ремонт и обслуживание оборудования;
/>– издержки на возмещение затрат потерь электроэнергии;
i– норматив приведения разновременных затрат (/>).
Капитальные затраты на строительство сети определяются по формуле:
/>
КЛЭП– капиталовложения в линии электропередачи;
КТР– капиталовложения в трансформаторы;
КОРУ– капиталовложения в открытые распределительные устройства;
КПЧЗ– капиталовложения в постоянную часть затрат.
/>
Куд– удельная стоимость ЛЭП;
L– длина линии;
n– количество параллельно работающих цепей;
h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
/>
Куд– стоимость трансформатора;
nТ– количество трансформаторов;
h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
/>, где Кяч– стоимость ячейки;
nяч– количество ячеек;
h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
/>
/>
h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)
5.1 Радиально-магистральная сеть
/>
Рисунок — Однолинейная схема радиально-магистральной сети
Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 1-5. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка 1-5 на отдельно стоящих опорах нет, экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ, с сечением проводов до 150 мм2 равна 57 тыс. руб./км (стоимость на 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для участка 1-5 определятся:
/>
Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 8.
Таблица 8 – Стоимость ЛЭП
Участок
L, км
Uном, кВ
Марка провода
n
Куд, тыс. руб./км
КЛЭП, тыс.руб.
3-2
42
110
АС-70/11
1
57
87093,72
4-3
28
110
АС-95/16
1
57
58062,48
РПП-4
52
110
АС-150/24
1
57
107830,32
продолжение--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
17462,4
РПП
220
2
600
43656
ТЭЦ
220
2
600
43656
Итого
192086,4
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой схеме у нас используется везде мостиковая схема, то постоянная часть затрат:
/>
Найдем общие капитальные затраты:
/>
Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:
/>
Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:
/>
Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:
/>
Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:
/>
Издержки на потери в линии:
/>
Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах как и в предыдущем расчете. Результаты расчета сводим в таблицу 15.
Таблица 15. Издержки на потери в трансформаторах
ПС
UНОМ
Тип трансформатора
ΔРхх, кВт
RТ, Ом
Sобм,
МВ·А
ΔРобм, кВт
ИΔWтр, тыс.руб
1
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
4,662
2,515
1770,4
2
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
12,176
17,153
1877,53
3
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
21,769
54,83
2153,25
4
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
27,324
86,384
2384,16
5
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
18,201
38,33
2032,5
6
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
27,081
84,854
2372,96
Итого
12590,8
Общие издержки на потери электроэнергии:
/>
Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:
/>
5.3 Комбинированная сеть
/>
Рисунок — Однолинейная схема комбинированной сети
Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.
продолжение--PAGE_BREAK--
Таблица 16. Капиталовложения в ВЛ.
Участок
L, км
Uном, кВ
Марка провода
n
Куд, тыс. руб./км
КЛЭП, тыс.руб.
А-4
52
220
АС-240/32
1
38
71886,88
4-3
28
110
АС-150/24
1
57
58062,48
3-2
42
110
АС-70/11
1
57
91833,84
4-ТЭЦ
46
220
АС-240/32
1
38
63592,24
ТЭЦ-1
17
220
АС-240/32
1
38
23501,48
1-5
68
110
АС-95/16
1
57
141008,88
1-6
20
220
АС-240/32
1
38
27648,8
6-В
18
220
АС-240/32
1
38
24883,92
Итого
502418,52
Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты расчета заносим в таблицу 17.
Таблица 17 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций
ПС
Тип трансформатора
nТ
Куд, тыс. руб./км
КЛЭП, тыс.руб.
1
ТРДН-40000/220
2
400
29104
2
ТДН-10000/110
2
148
10768,48
3
ТДН-16000/110
2
172
12514,72
4
ТРДН-40000/220
2
400
29104
5
ТДН-16000/110
2
172
12514,72
6
продолжение--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
ТДН-10000/110
14
7,95
12,176
97,407
1203,38
3
110
ТДН-16000/110
19
4,38
21,769
171,54
1921,09
4
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
27,324
86,384
2384,16
5
110
ТДН-16000/110
19
4,38
18,201
119,917
1543,31
6
220
ТРДН-40000/220
50
5,6
27,081
84,854
2372,96
Итого
11195,3
Общие издержки на потери электроэнергии:
/>
Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:
/>
Таким образом, минимум дисконтированных издержек мы получили в кольцевой сети (она является экономически выгоднее радиально-магистральной примерно на 28,72%, а комбинированной – на 45,38%).
Дальнейшие расчеты будем производить для кольцевой сети.