Электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети 2 страница

Для выбора окончательного варианта конфигурации электрической сети из трех, пользуясь составленной таблицей 1.10 и графиком рис. 1.13 выбираем наиболее экономичный вариант – вариант 3.

Таблица 1.11 Технико-экономические показатели варианта 2.

	Единица измерения
Капиталовложения	тыс. тенге
Проценты на кредит	тыс. тенге			23542,5	20529,23	16035,71
Издержки на обслуживание	тыс. тенге
Издержи на покупку электроэнергии	тыс. тенге			113504,1	119179,3	125138,3
Затраты на потерю электроэнергию	тыс. тенге			1472,47	1546,0952	1623,4
Суммарные затраты	тыс. тенге			148411,1	151146,6	152689,4
Выручка от реализации	тыс. тенге			198632,2	208563,8	218992,0
Налоги и сборы	тыс. тенге			30132,69	22966,88	26521,06
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс. тенге			20088,46	34450,32	39781,58
Коэффициент дисконтирования	-	1,3225	1,15		0,869565	0,756143
Чистый доход с дисконтированием	тыс. тенге	-96542,5	-207566	20088,45	29956,8	30080,5
Чистый доход с дисконтированием нарастающим итогом	тыс. тенге	-96542,5	-207566	-187477	-157521	-127440
Погашение задолженности нарастающим итогом	тыс. тенге	-73000	-156950	-136861	-106904	-76824
Рентабельность реализованной продукции	%			13,76	23,60	27,25
Рентабельность производства	%			10,11	16,52	18,17

Продолжение таблица 1.11.

11523,62	7060,163	2700,05
131395,2	137965,0
1704,57	1789,79	1879,28	1973,25	2071,91	2175,51	2284,28	2398,50
154515,4	156706,9
229941,6	241438,7				293470,3	308143,8	323551,0
30170,50	33892,72	37670,4	40885,8	43127,9	45482,20	47954,15	50549,69
45255,75	50839,08	56505,6	61328,7	64691,9	68223,30	71931,22	75824,54
0,657516	0,571753	0,49717	0,43232	0,37593	0,326901	0,284262	0,247184
29756,38	29067,40	28093,3	26514,1	24320,0	22302,31	20447,34	18742,66
-97684,1	-68616,7	-40523	-14009,	10310,7	32613,09	53060,44	71803,10
-47067,7	-18000,3	10092,9	36607,0	60927,1	83229,47	103676,8	122419,4
31,00	34,82	38,70	42,01	44,31	46,73	49,27	51,93
19,68	21,06	22,29	23,04	23,15	23,25	23,34	23,44

Таблица 1.12 Технико-экономические показатели варианта 3.

	Единица измерения
Капиталовложения	тыс.тенге
Проценты на кредит	тыс.тенг
Издержки на обслуживание	тыс.тенг
Издержи на покупку электроэнергии	тыс.тенг
Затраты на потерю электроэнергию	тыс.тенг			858,94	901,88	946,98	994,33
Суммарные затраты	тыс.тенг
Выручка от реализации	тыс.тенг
Налоги и сборы	тыс.тенг
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс.тенг
Коэффициент дисконтирования	-	1,3225	1,15		0,8695	0,7561	0,6575
Чистый доход с дисконтированием	тыс.тенг	-90591	-194771
Чистый доход с дисконтированием нарастающим итогом	тыс.тенг	-90591	-194771	-174077	-143268	-112373	-81847
Погашение задолженности нарастающим итогом	тыс.тенг	-68500	-147275	-126581	-95771	-64877	-34351
Рентабельность реализованной продукции	%			22,66	17,24	19,88	22,59
Рентабельность производства	%			21,13	15,80	18,05	20,29

Продолжение таблица 1.12.

5152,7324	684,4989
137965,02	144863,2	152106,43	159711,75	167697,34	176082,21	184886,3
1044,0491	1096,251	1151,0641	1208,6174	1269,0482	1332,5006	1399,126
154605,80	157088,0	163701,49	171364,37	179410,39	187858,71	196729,44
241438,78	253510,7	266186,25	279495,57	293470,34	308143,86	323551,1
34733,19	38569,08	40993,90	43252,48	45623,98	48114,06	50728,64
52099,79	57853,62	61490,86	64878,72	68435,97	72171,09	76092,97
0,5717532	0,4971767	0,4323276	0,375937	0,3269018	0,2842624	0,247185
29788,223	28763,47	26584,194	24390,313	22371,841	20515,529	18809,02
-52059,51	-23296,04	3288,1535	27678,467	50050,308	70565,837	89374,85
-4563,33	24200,15	50784,34	75174,65	97546,50	118062,02	136871,04
25,35	28,15	29,92	31,57	33,30	35,12	37,03
22,47	24,55	25,04	25,24	25,43	25,61	25,79

Таблица 1.13 Технико-экономические показатели варианта 4.

	Единица измерения
Капиталовложения	тыс. тенг
Проценты на кредит	тыс. тенг			23542,5	20525,43	16025,39
Издержки на обслуживание	тыс. тенг
Издержи на покупку электроэнергии	тыс. тенг			113504,1	119179,3	125138,3
Затраты на потерю электроэнергию	тыс. тенг			1145,26	1202,5185	1262,6444
Суммарные затраты	тыс. тенг			148347,9	151063,3	152582,3
Выручка от реализации	тыс. тенг			198632,2	208563,8	218992,0
Налоги и сборы	тыс. тенг			30170,62	23000,23	26563,89
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс. тенг			20113,75	34500,34	39845,83
Коэффициент дисконтирования	тыс. тенг -	1,3225	1,15		0,869565	0,756143
Чистый доход с дисконтированием	тыс. тенг	-96542,5	-207566	20113,74	30000,29	30129,17
Чистый доход с дисконтированием нарастающим итогом	тыс. тенг	-96542,	-207566	-187452	-157452	-127323
Погашение задолженности нарастающим итогом	тыс. тенг	-73000	-156950	-136836	-106835	-76706
Рентабельность реализованной продукции	%			20,66	15,75	18,19
Рентабельность производства	%			20,34	15,23	17,41

Продолжение таблица 1.13.

11506,017	7034,7247	2666,4227
131395,25	137965,01	144863,26	152106,43	159711,75	167697,34	176082,21	184886,32
1325,7766	1392,0654	1461,6687	1534,7522	1611,4898	1692,0643	1776,6675	1865,5009
154383,05	156547,81	159147,36	163797,18	171479,24	179545,40	188014,87	196907,82
229941,69	241438,77	253510,71	266186,25	279495,57	293470,34	308143,86	323551,05
30223,46	33956,39	37745,34	40955,63	43206,53	45569,98	48051,59	50657,29
45335,19	50934,58	56618,02	61433,44	64809,79	68354,96	72077,39	75985,94
0,6575162	0,5717532	0,4971767	0,4323276	0,375937	0,3269018	0,2842624	0,2471847
29808,621	29122,013	28149,159	26559,372	24364,402	22345,359	20488,893	18782,563
-97514,54	-68392,52	-40243,37	-13683,99	10680,408	33025,767	53514,66	72297,223
-46898,16	-17776,15	10373,01	36932,38	61296,78	83642,14	104131,04	122913,60
20,70	23,26	25,85	28,05	29,59	31,21	32,91	34,70
19,58	21,69	23,72	25,00	25,20	25,38	25,56	25,73

Рисунок 1.13. Изменение показателей экономичности на протяжение 13 лет.

Для выбора окончательного варианта конфигурации электрической сети из трех, пользуясь составленной таблицей 1.10 и графиком рис. 1.13 выбираем наиболее экономичный вариант – вариант 3.

Целью электрического расчета сети является определение параметров режимов, выделение возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети входят: выбор трансформаторов, определение расчетных нагрузок подстанций, потерь напряжения в линиях и уточненные электрические расчеты для нормального режима наибольших нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима при наибольших нагрузках; оценка достаточности регулирования напряжения трансформаторами с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой.

1.4.1 Расчет и выбор трансформаторов приемных подстанций

Для выбора трансформаторов необходимо определить максимальную нагрузку на каждой подстанции, затем по полученным значениям определить расчетную мощность трансформаторов.

Максимальную нагрузку на каждой подстанции определим по формуле:

(1.42)

где и - соответственно действительная и мнимая части комплексного числа полной мощности в МВА, передаваемой по линии, рассчитанной в 1.3.2.

На первой подстанции максимальная нагрузка составит:

Для остальных подстанций расчет максимальной нагрузки подстанции производится аналогично, и будет равен соответственно, для второй подстанции 7,8, для третьей – 10, для четвертой – 3,2, для пятой – 2,6, для шестой –3 МВА.

Расчетную мощность трансформаторов на каждой подстанции с учетом того, что потребителей III категории (шестая подстанция) питаются от одного трансформатора, а потребители I и II категорий (первая – пятая подстанции) – от двух, вычислим по следующей формуле:

(1.43)

где - потребители первой и второй категории соответственно i -ойподстанции в % по таблице 1.1;

- коэффициент аварийной перегрузки силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается по ПУЭ [6] в течение не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительности не более 6 часов в сутки, если нагрузка в нормальном режиме не превышает 93% номинальной,.

Расчетная мощность трансформаторов на первой подстанции составит:

На остальных подстанций расчетную мощность трансформаторов рассчитываем аналогично, и они будут равны соответственно для второй подстанции 4,5, для третьей – 5,7, для четвертой – 1,1, для пятой – 5,6, для шестой – 3 МВА.

По полученным расчетным мощностям трансформаторов, из ряда стандартных трансформаторов по таблице 6-11 из [8] выберем трехфазный двухобмоточный трансформатор типа ТМН-2500/110, с номинальной мощностью, напряжением на высшей стороне, напряжением на низшей стороне, активными потерями холостого хода, активными потерями короткого замыкания, реактивными потерями холостого хода, током холостого хода, сопротивлениями обмоток и, ценой трансформатора.

Полную мощность холостого хода, теряемую в трансформаторе, определяют по следующему выражению:

(1.44)

МВА.

1.4.2 Определение расчетных нагрузок подстанций, потерь напряжения в линиях и уточненные электрические расчеты для нормального режима наибольших нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима при наибольших нагрузках.

После выбора трансформаторов определим нагрузки подстанций, т.е. учтем генерируемую реактивную мощность в линиях электропередачи и рассчитанные параметры выбранного трансформатора.

Генерируемую реактивную мощность в линии вычислим по следующему выражению:

(1.45)

где - выбранное номинальное напряжение сети равное 110 кВ;

- длина линий в километрах, соединяющих подстанции, по рисунку 1.5;

- количество цепей линии в шт., определяемые по рисунку 1.5;

- реактивная проводимость линии в См/км, определяемая по формуле:

(1.46)

здесь - среднее геометрическое расстояние между осями проводов для одноцепных и двухцепных опор,. Для одноцепных опор, при расположении фаз горизонтально, для двухцепных опор, при расположении фаз вертикально, [10]);

- диаметр провода линии в миллиметрах по таблице А.1 приложения А.

Реактивная (емкостная) проводимость на линии РПП-п/ст1 составит:

На остальных линиях реактивные проводимости рассчитываем аналогично, и они будут равны для линии соединяющих РПП и все п/ст кроме п/ст6 2,755´10^-6 См/км.

Тогда генерируемая реактивная мощность в линии РПП-п/ст1 по выражению 1.48 составит:

Для остальных линий генерируемые реактивные мощности рассчитываются аналогично, и они будут равны соответственно для линии РПП-п/ст4 0,767, для линии п/ст4-п/ст3 0,40, для линии п/ст3-п/ст2 0,550, для линии п/ст1-п/ст2 0,583, для линии РПП-п/ст1 0,550 Мвар. Участок напряжением 35 кВ не проектируется, а потери в линии п/ст5-п/ст6 изначально учтены в нагрузке п/ст6, поэтому расчетная нагрузка на стороне СН п/ст5 равна мощности принятой для п/ст6

Расчетные нагрузки каждой подстанции определим по следующему выражению:

(1.47)

где - полная потребляемая мощность в МВА, i -ой подстанции по таблице 1.5;

и - соответственно потери активной и реактивной мощности подстанции, определяемые по формулам:

, (1.48)

, (1.49)

Для трехобмоточного трансформатора выражения для определения потерь в обмотках будет иметь вид:

(1.48)

(1.49)

,,,,,, и, - активные и реактивные сопротивления трансформаторов в Ом, по справочным данным [8].

- коэффициент, увеличения напряжения равный соответственно: в нормальном режиме наибольших нагрузок, в нормальном режиме наименьших нагрузок и в наиболее тяжелом послеаварийном режиме при наибольших нагрузках (см. исходные данные);

- количество трансформаторов, установленных на подстанции;

- полная мощность холостого хода в МВА, теряемая в трансформаторе, определенная по формуле 1.45;

- суммарная генерируемая реактивная мощность линий, подходящих к подстанции, вычисленная по выражению 1.48.

Подставляя соответствующие значения в формулы 1.50-1.52 для первой подстанции получим:

Определяем расчетную нагрузку для п/ст 5 с одним трехобмоточным трансформатором:

(1.48)

, (1.49)

Для остальных подстанций расчет проводится аналогично, и результаты расчетов нагрузок подстанций представлены в таблице 1.11.

Заметим, что в нормальном режиме наименьших нагрузок на шинах источника поддерживается напряжение равное, а нагрузки уменьшаются до, при этом увеличивается на 0,03 (см. исходные данные).

Тогда, полную потребляемую мощность в нормальном режиме наименьших нагрузок определим по следующей формуле:

(1.50)

где - максимальная активная нагрузка i -ой подстанции в МВт по таблице 1.5;

- угол между током и напряжением в радианах, определяемый по выражению.

Значения для каждой подстанции взято из таблицы 1.3.

- реактивная мощность компенсированных конденсаторных установок подстанции в Мвар по таблице 1.5.

Подставляя соответствующие значения для первой подстанции, получим:

В режиме минимальных нагрузок можно отключить часть компенсационных устройств, тем самым мощность излишней компенсации:

(1.50)

Тогда количество компенсационных устройств на п/ст:

(1.51)

Реактивную мощность после отключения можно определить

(1.52)

Реактивная мощность излишней компенсации на п/ст 1 равна:

Определяем количество оставшихся компенсационных устройств после отключения отключению:

,

тогда мощность после отключения

Для остальных подстанций расчеты проводятся аналогично, по результам расчета ключными остаются 2 КУ на п/ст 1, 4 КУ на п/ст 2, 6 КУ на п/ст 3, 1 КУ на п/ст 4, 1 КУ на п/ст 5 и 1 КУ на п/ст 6; результаты расчетов расчетных нагрузок в нормальном режиме наименьших нагрузок с учетом отключения КУ представлены в таблице 1.11. Суммарная полная мощность всех подстанций составит 14,28+j4,89 МВА.

Расчетные нагрузки подстанций для нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима при наибольших нагрузках проводится аналогично, по выражениям 1.50-1.52, расчетам для нормального режима наибольших нагрузок. Полученные результаты расчетов нагрузок подстанций представлены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 – Расчетные нагрузки подстанций

Номер подстанции	Режим нагрузки
п/ст1	1^1	3,4+j1	0,034	0,363	3,434+j0,79
2^2	2,04+j0,62 (2)	0,017	0,162	2,057+j0,22
3^3	3,4+j1	0,033	0,472	3,433+j0,785
п/ст2		5,9+j2,2	0,047	0,486	5,947+j1,84
	3,54+j1,31 (4)	0,028	0,230	3,568+j0,70
	5,9+j2,2	0,046	0,472	5,946+j1,83
п/ст3		7,0+j2,6	0,058	0,633	7,058+j2,75
	4,2+j1,550 (6)	0,031	0,271	4,231+j1,34
	7,0+j2,6	0,057	0,613	7,057+j2,73
п/ст4		2,7+j1,2	0,027	0,275	2,727+j0,89
	1,62+j0,57 (1)	0,015	0,136	1,635+j0,12
	2,7+j1,2	0,026	0,267	2,726+j0,88
п/ст5 (НН/СН)		2,2+j1,9 2,6+j1	0,047	0,648	4,847+j2,27
	1,32+j0,37 1,56+ j0,44 (1+1*)	0,024	0,251	2,904+j0,79
	2,2+j1,9 2,6+j1	0,046	0,626	4,846+j2,25

^*Примечание: КУ на п/ст 5 и п/ст 6.

1 – нормальный режим наибольших нагрузок;

2 – нормальный режим наименьших нагрузок;

3 – наиболее тяжелый послеаварийный режим при наибольших нагрузках.

После проведения расчетов по определению расчетных нагрузок подстанций можно провести уточненные электрические расчеты нормального режима наибольших потерь (нагрузок), нормального режима наименьших потерь (нагрузок) и наиболее тяжелого послеаварийного режима при наибольших потерях (нагрузках). Уточненные электрические расчеты позволяют проверить выбранные сечения проводов линий по условиям экономической целесообразности по условиям допустимого нагрева, а также определить значения напряжений на высшей стороне трансформаторов, установленных на подстанциях, с помощью чего можно проверить достаточность диапазона регулирования напряжения трансформаторов с устройствами регулирования под нагрузкой.

Уточненные электрические расчеты и определение потерь напряжения в линиях для трех режимов произведем по следующим выражениям:

(1.54)

(1.55)

(1.56)

(1.57)

(1.58)

где - полная мощность в конце i -ой линии в МВА;

- полная потребляемая мощность в МВА, i -ой подстанции по таблице 1.5;

- полная мощность в начале предыдущей линии в МВА;

- потери мощности в линии в МВА;

и- активное и реактивное сопротивление провода линии впо таблице 1.9;

- полная мощность в начале линии в МВА;

- потеря напряжения в линии в кВ;

- напряжение в начале (конце) предыдущей линии в кВ.

Заметим, что потокораспределение мощностей рассчитываем, начиная с самой удаленной подстанции от источника, двигаясь к нему, а расчет потерь напряжений, наоборот, начиная с источника и двигаясь к самой удаленной подстанции.

Подставляя соответствующие значения, для линии, соединяющей пятую и шестую подстанции, получим:

Потеря напряжения для линии, соединяющей РПП и вторую подстанцию, составит:

Для остальных линий расчеты проводятся аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 1.12.

Уточненные электрические расчеты и определение потерь напряжения в линиях для нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима при наибольших нагрузках проводится аналогично, по выражениям 1.54-1.58, расчетам для нормального режима наибольших нагрузок. Полученные результаты расчетов нагрузок подстанций представлены в таблице 1.12.

Дата добавления: 2017-01-14