Электрическая сеть промышленного района

 

Приведенные затраты:

                       З = И_а + И_э+ И_∆W = p_а×К + р_э×К + DW_x×b_x + DW_н×b_{н ,}                                                        (8.8)

 

где p_а = 0.024(воздушные линии на железобетонных опорах)+0.064 (электрооборудование и распределительные устройства)=0.088 – норма отчислений на амортизацию;

p_э = 0.004(воздушные линии на железобетонных опорах)+0.03(электрооборудование и распределительные устройства)=0.034 – норма отчислений на эксплуатационные расходы;

К –капитальные затраты;

DW_x - потери энергии холостого хода, кВт·ч;

β_x=100 руб./кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии холостого хода,                                      DW_н - нагрузочные потери электроэнергии, кВт·ч; 

β _н = 100 руб./кВт·ч – стоимость нагрузочных потерь электроэнергии.

Ежегодные расходы  на амортизацию:

                                          И_а = р_а·К.                                                                        (8.9)

Эксплуатационные  расходы:

                                                      И _э= р_э·К.                                                                   (8.10)

 Стоимость потерянной электроэнергии:

                                         И_∆W = ΔW_x·β_x + ΔW_н·β_н,                                                        (8.11)

где ΔW_н, ΔW_x – соответственно годовые нагрузочные потери энергии и холостого хода.

                                            И_∆W  = (ΔР_х+DР_К )· Т ·β_x + ΔР_нб· τ ·β_н,                                           (8.12)

где  ΔР_нб – нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок (берем из программы Regus);

ΔР_х – потери мощности холостого хода (по справочным данным трансформатора);

DР_К – потери мощности на корону ( для сетей 110 кВ и 35 кВ потери мощности на корону не учитываются);

 – время наибольших потерь;

Т – время работы в году рассматриваемого элемента сети (из предыдущих расчётов Т_СР=5496,47 ч).

 ч.

Таблица 8.11

Нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок

для схем №1 и №3

Номер варианта	Нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок, МВт
Вариант 1	2,898
Вариант 3	2,789

 

Таблица 8.12

Потери мощности холостого хода для схем №1 и №3

Номер варианта	Потери мощности холостого хода, МВт
Вариант 1	0.298
Вариант 3	0.298

 

 

Приведенные затраты:

схема №1:

  .

схема №3:

Поскольку приведенные затраты по третьему варианту схемы сети оказались меньше приведенных затрат по второму варианту схемы (З₁ < З₃), то для дальнейшего расчёта выбираем третий вариант схемы как наиболее целесообразный.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9.  Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжёлых послеаварийных режимов

 

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов  и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования  напряжения.

В электрический расчёт входят распределение  активных и реактивных мощностей  по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, расчёт напряжения на шинах потребительских  подстанций в основных нормальных и  послеаварийных режимах. Расчёт  начинается с составления схемы замещения  электрической сети (линии замещаются П-образной схемой замещения, а трансформаторы Г-образной) и определения её параметров. Для каждой линии рассчитывается активное и реактивное сопротивление  и емкостная проводимость. Для  трансформаторов подстанций находится  активное и реактивное сопротивления  и указываются потери холостого  хода.

Расчёты наименьших нагрузок и послеаварийных режимов производим с помощью ЭВМ на программе Regus, расчет наибольших нагрузок произведем вручную.

Режим наибольших нагрузок - это режим сети, при котором включены все нагрузки  на максимальную мощность.

В режиме наименьших нагрузок принимаем P_НМ=0,5Р_НБ при напряжении равном номинальному.

Послеаварийный режим - это режим  работы системы при обрыве наиболее нагруженной линии в режиме наибольших нагрузок. Напряжение не должно выходить за пределы (0,9÷1,1)U_ном.

Определим параметры линий:

            1) активное сопротивление         R=R₀·L,

где R₀ – удельное активное сопротивление данной марки и сечения провода, Ом/км;

            2) реактивное сопротивление      X=X₀·L,

где X₀ - удельное реактивное сопротивление данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км;

            3) реактивная проводимость        b=b₀·L,

где b₀ – удельная емкостная проводимость данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км;

           Параметры R_0, X₀, b₀ берем из справочной литературы [3, П. 1.1, П. 1.2]

Параметры трансформаторов представлены в таблицах 6.2, 6.3:

   1) активное сопротивление обмоток  R_т, Ом;

            2) реактивное сопротивление обмоток X_т, Ом;

            3) потери активной мощности холостого хода (в стали) трансформатора P_х, кВт;

            4) потери реактивной мощности холостого хода (на намагничивание) трансформатора Q_х, квар.

Для расчёта на ЭВМ составляем схему  замещения исходной сети, пронумеровав узлы в схеме замещения трансформаторов следующим образом: к номеру узла подстанции добавим цифры 0,1 и 2. Здесь:

0 – обозначает нулевую точку трёхобмоточного трансформатора;

1 – обозначает низшее напряжение трансформатора;

2 – обозначает среднее напряжение трансформатора.

Таблица 9.1. Исходные данные по линиям

№ линии	Длина	Количество цепей	Марка	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0·10-6, См/км	R, Ом	Х, Ом	B·10-6, См
	линии L, км		линии
1-4	26,73	2	АС 240/32	0,075	0,42	2,7	1,00	5,61	36,09
1-3	46,53	1	АС 240/32	0,075	0,42	2,7	3,49	19,54	125,63
3-5	27,72	1	АС 70/11	0,428	0,444	2,55	11,86	12,31	70,69
5-7	21,78	1	АС 240/32	0,075	0,42	2,7	1,63	9,15	58,81
7-2	22,77	1	АС 240/32	0,075	0,42	2,7	1,71	9,56	61,48
2-4	33,66	1	АС 185/29	0,162	0,413	2,75	5,45	13,90	92,57
4-6	19,80	1	АС 70/11	0,428	0,444	2,55	8,47	8,79	50,49
3-4	35,64	1	АС 95/16	0,306	0,434	2,61	10,91	15,47	93,02

 

 Таблица 9.2. Исходные данные по трансформаторам

Номер узла	Количество	Тип трансформатора	Расчетные данные
			R обмоток, Ом			Х обмоток,  Ом			∆Qx, квар	∆Рx, кВт
2	2	ТРДН-40000/110	1.4/2			34.7/2			260	36
3	2	ТДТН-40000/110	0.8	0.8	0.8	35.5	0	22.3	240	43
4	2	ТРДН-25000/110	2.54/2			55.9/2			175	27
5	2	ТРДН-40000/110	1.4/2			34.7/2			260	36
6	1	ТДН-1000/110	7.95			139			70	14

 

Согласно задания выполним электрический расчет режима наибольших нагрузок вручную 

 

Расчёт режимов

1. Приведем нагрузки на стороне  НН трансформаторов к стороне  ВН.

Расчет  проводим по формулам:

;                                                          (9.1)

;                   (9.2)

Расчета  нагрузок:

 

 

 

2. Производим расчет потокораспределения  без учета потерь по методу  контурных уравнений согласно формуле 6.3 [4, cт. 174]:

                                                                                          (9.3)

 

В результате решения системы уравнений  получили следующие потоки:

3. По результатам расчета потокораспределения  определяем точку потока раздела  – ей будет узел 2. Разрежем схему по точке потокораздела, а также в узле 3, чтобы сеть превратилась в разомкнутую. В узле 2' подключим нагрузку S₂₄, которая получена в ветви 24, в узле 2" — нагрузку ветви 2-7- S₂₇, в узле 3' — нагрузку ветви 4-3 S₃₄, в узле 3'' –нагрузку ветви 5-3, в узле 3''' –нагрузку ветви 1-3.

 

4. Для полученной разомкнутой сети найдем потоки мощности в начале и конце каждой ветви с учетом потерь мощности, вычисляя их по номинальному напряжению по формулам:

 

Затем обратным ходом, начиная с узла 1, вычислим напряжения во всех узлах по формуле:

                                      (9.6)

 

 

 

Режим наименьших нагрузок и послеаварийный режим рассчитаем с помощью программы Regus.

 

 

 

Таблица 9.3

Режим наименьших нагрузок

Узел	U,	Рнаг,	Qнаг,	Pген,	Pmax,	Uфикс,	Qген,	Qmin,	Qmax,
	кВ	МВт	Мвар	МВт	МВт	кВ	Мвар	Мвар	Мвар
Узел					Поток P,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ		I,
					МВт	Мвар	D P, МВт	D Q, Мвар	кА
1	115.50			6.12		115.5	18.32
3					-1.009	-6.777	0.015	0.086	0.034
4					-5.106	-11.543	0.012	0.069	0.063
2	115.62	12.5	8.73
21					-20.032	-14.764	0.032	0.804	0.124
4					-11.452	-1.03	0.055	0.139	0.057
7					43.984	24.519	0.322	1.798	0.251
3	114.18
30					-22.541	-17.219	0.025	1.095	0.143
4					1.426	4.782	0.016	0.023	0.025
5					20.121	4.09	0.38	0.395	0.104
1					0.993	8.347	0.015	0.086	0.043
4	114.88
41					-11.018	-8.075	0.018	0.395	0.069
3					-1.442	-3.585	0.016	0.023	0.019
6					-4.031	-2.413	0.015	0.016	0.024
2					11.397	2.121	0.055	0.139	0.058
1					5.094	11.953	0.012	0.069	0.065
5	116.68
51					-15.018	-10.909	0.018	0.439	0.092
7					35.519	14.451	0.175	0.981	0.19
3					-20.502	-3.542	0.38	0.395	0.103
6	114.38
61					-4.015	-3.061	0.015	0.271	0.025
4					4.015	3.061	0.015	0.016	0.025
7	118.30			80			40
2					-44.306	-25.38	0.322	1.798	0.249
5					-35.694	-14.62	0.175	0.981	0.188
21	10.30	20	13.96
2					20	13.96	0.032	0.804	1.367
30	111.48
32					-5.001	-3.49	0.001	0	0.032
31					-17.515	-12.633	0.015	0.418	0.112
3					22.516	16.123	0.025	1.095	0.143
32	35.46	5	3.49
30					5	3.49	0.001	0	0.099
31	10.01	17.5	12.22
30					17.5	12.215	0.015	0.418	1.23
41	10.26	11	7.68
4					11	7.68	0.018	0.395	0.755
51	10.45	15	10.47
5					15	10.47	0.018	0.439	1.01
61	10.04	4	2.79
6					4	2.79	0.015	0.271	0.28