Коротка характеристика гірничопромислового району 3 страница

, (27)

де ΔР_X_{∑ ,} ΔР_K_∑- сумарні втрати потужності в трансформаторах

підстанцій відповідно XX (у сталі) і КЗ (у міді).

Втрати ΔР_X_∑,ΔР_K_∑- розраховують окремо, оскільки річні

втрати електроенергії в трансформаторах підстанцій споживачів визначають по формулі

, (28)

де Т - час знаходження трансформаторів під напругою, Т=8760 ч. Сумарні річні втрати енергії в трьох обмотувальних трансформаторах

, (29)

де індексами 1, 2, 3 позначені величини, що відносяться відповідно до обмоток ВН, СН і НН.

Результати розрахунку втрат в трансформаторах зводять в таблицю 6.

Таблиця 6. Розрахунок втрат потужності і енергії в трансформаторах.

Підстан ція	Наван таження Smax, MBA	, MBт	, MBт	, МВт

Витрата електроенергії споживачами району

, (30)

де P_max_._i - максимальні потужності споживачів (підстанцій), що входять в район.

3. ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ І ВИБІР ОСТАТОЧНОЇ СХЕМИ

МЕРЕЖІ.

3.1 Техніко –економічні розрахунки

Економічним критерієм, за яким визначають економічно оптимальний варіант, являється мінімум зведених витрат З (тис. грн.), розрахунок яких для кожного із розглянутих варіантів мережі при її спорудженні протягом одного року, проводять за формулою

З= Ен К+И+У , (31)

де Ен –нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, Ен=0,12; К –капітальні одночасні витрати на спорудженні об’єкти мережі, тис. грн.; И –щорічні витрати на експлуатацію мережі, тис. грн.; У – економічні збитки від перерв електропостачання, які викликанні відключенням споживачів внаслідок пошкодження і планових ремонтів елементів мережі, тис. грн./рік.

Як правило, в порівнюємих за економічними показниками варіантах маються ті або інші повторюємі елементи і частини, в зв’язку з цим доцільно намітити таку послідовність їх порівняння, яка забезпечить мінімальні витрати праці на виконання розрахунків. Наприклад, одні і ті ж елементи мережі, які повторюються в всіх варіантах, не повторюються.

Визначення економічних показників окремо для кожного варіанта і їх порівняння проводиться в наступному порядку.

1.Визначаються капіталовкладення за всіма варіантами. Капіталовкладення (вартість електрообладнання і ін.) визначаються заукрупненими показниками вартості елементів мережі (3,5,6 і ін.). Одночасно капітальні вкладення К на мережу в кожному варіанті складаються з витрат на спорудження ліній Кл і підстанцій Кп . Витрати на ЛЕП

Кл = Кло l, (32)

де Кло –вартість 1 км ПЛ, тис. грн.; l –довжина ПЛ, км.

Розрахунок вартості ліній зручно звести в таб.7.

Таблиця 7. Вартість ліній мережі Кл

Ділянка мережі	Марка дроту	Ціна 1 км, тис. грн.	, км	Кл ділянки, тис. грн.

Варіант 1 (схема мал. ......)

Разом по варіанту 1

Варіант 2 (схема мал. ......)

Разом по варіанту 2

В капітальні вкладення на підстанції Кп входять витрат, які враховують вартість трансформаторів Кт , вимикачів Кв, і ОРУ підстанцій КОРУ, постійну частину витрат КПОСТ [3,5,6]:

(33)

Розрахунок капітальних вкладень на підстанції також можна звести у таблицю.

2. Визначити щорічні витрати по варіантам.

Щорічні витримки на експлуатацію мережі И становлять відчислення від капітальних витрат на амортизацію (капремонт і заміну), ремонт та обслуговування ліній Ил і підстанцій Ип та щорічні витрати на компенсацію втрат електроенергії И в елементах мережі׃

, (34)

де аа,ар,ао –відчислення на амортизацію, ремонт та обслуговування лінії і підстанцій, %, нормативні значення можуть бути прийняті׃ для підстанцій - 9,3%, лінії - 3,1%; Сэ-разрахункова вартість 1кВт*ч втраченої електроенергії; ΔW- визначені втрати в мережі електроенергії, МВт.ч; ΔW=ΔWлΣ+ΔWтΣ; ΔWлΣ , ΔWтΣ- втрати електроенергії в лініях та трансформаторах, котрі визначаються у п.2.5 курсового проекту.

3.Визначення економічних збитків від перерв електропостачання по кожному з сопоставленних варіантів.

Тут оцінюємо надійність порівнюваних варіантів електричної мережі. При рівнонадійності мереж ця складова приведених втрат не враховується.

У цьому випадку збитки представляють суму׃

УΣ= Ув+Уп, (35)

де Ув,Уп-математичне очікування втрат від аварійних та планових відключень і простоїв.

У курсовому проекті планові відключення не враховуємо, тоді

У=Ув=УоWнд, (36)

де Уо- розрахункові річні питомі втрати від недовідпуска електроенергії, грн./(кВт-г), прийняті умови завдання на проект; Wha-електроенергія, недодана користувачам завдяки відмові у мережі на протязі року, кВт-г/рік.

Для оцінки надійності мережі можна використовувати комплексний показник –коефіцієнт вимушеного (аварійного) простою (у.о.)

Кв=Ка=Тп/Т, (37)

де Тп- час простою користувача (середня сумарна повторюваність перерв електроспоживання) за рік,г; Т-річне число годин, Т=8760 г. Значення

Тп=ωТв,

де ω-показник потоку відмов мережі, відкл/рік; Тв-середній час відтворення мережі після відмови, г.

Тоді кількість недовідпущеної електроенергії

Wнд= кв Wрік/8760=ωТвWрік/8760, (38)

де Wрік- електрична енергія, добута користувачем за рік (760 г), кВт-г/рік; Wрік=РмахТ мах; Рмах-розрахункове максимальне навантаження користувача; Т мах-річне число годин використовування максимума навантаження, г.

Розрахунок показників надійності мереж електроспоживання в розрахунковій точці електричної мережі виконують по слідуючому алгоритму׃

а) дійсна схема електричних з’єднань представляється схемою заміщення по надійності. Елементи схеми представляють у вигляді відділень та вузлів;

б) визначаються чисельне значення показників надійності елементів схеми, частину з котрих знаходять по довіднику, частина розраховується;

в) схема заміщення поетапно еквівалентується об’єднанням послідовно та паралельно з’єднаних елементів.

Показники надійності ділянок мережі, що представляють сукупність тісно зв'язаного устаткування, залежать від схеми мережі, значень показників надійності елементів, блок-схеми і визначаються розрахунками. Так, показники надійності ділянки мережі, що має лінію і комутаційні апарати на живлячій і приймальній підстанціях розраховуються по формулам послідовного з'єднання елементів. Двохланцюгова лінія приймається як система із змішаним з'єднанням елементів, де паралельно сполучені елементи 1, 2 показники надійності окремих ланцюгів і їх відмови незалежні події, а загальний послідовний елемент 3 характеризує одночасну залежну відмову обох ланцюгів (наприклад, в наслідок поломки двохланцюгової опори ВР). Методика визначення параметрів надійності, значення одиничних показників W і Тв різних елементів мережі приведені [5, 11, 15 і ін.]. Показник надійності ЛЕП, , - питомий параметр потоку відмов/км; - довжина ЛЕП.

4. Визначаються сумарні приведені витрати по кожному з варіантів. Результати розрахунків приведених витрат, що становлять, по даних варіантах електричної мережі зводяться в табл.8. Техніко-економічні показники порівнюваних варіантів електричної мережі (витрати, тис.грн).

Варіант мережі

П о к а з н и к и

Uн

Кл ∑

Кп ∑

К ∑

ЕнК ∑

Ил ∑

Иг ∑

И∆w∑

И ∑

Уо

У∑

З∑

Вага металу дрота

абсолютні

відносні

алюміній

сталь

На підставі порівняння і аналізу даних табл.8 вибирається оптимальний варіант, що характеризується мінімальними приведеними витратами. Варіанти, в яких відмінність приведених витрат складає менше 5 %, вважаються равноекономічнимі. В цьому випадку при рівності номінальної напруги вибір здійснюється з використанням додаткових критеріїв. Остаточно приймається варіант, що має менші капітальні витрати, втрати потужності і енергії, витрату металу, більшу надійність електропостачання і т.п.

У результаті указується, який варіант мережі приймається для детальної подальшої розробки.

3.2. Опис роботи схеми мережі в аварійних режимах.

Тут описується робота прийнятої схеми мережі при КЗ на одній з ліній районної мережі, а також при пошкодженні одного з трансформаторів на підстанції споживача. Приклади опису для деяких схем приведені нижче.

Радіальні схеми з короткозамикачами на підстанції. Під дією релейного захисту від внутрішніх пошкоджень в трансформаторі, до яких нечутливий захист головної ділянки лінії, включається короткозамикач і відбувається штучне КЗ або передається сигнал, що викликає відключення вимикача на головній ділянці лінії. Головний вимикач в даній випадку здійснює захист лінії і трансформатора, а встановлений на ньому пристрій АПВ діє при пошкодженнях в лінії і в трансформаторі.

Магістральні схеми з відокремлювачами і короткозамикачами на підстанції.

Дія схеми з короткозамикачами відбувається в такій послідовності: при дії релейного захисту трансформатора подається сигнал на включення короткозамикача пошкодженого трансформатора, внаслідок чого від свого захисту відключається вимикач з АПВ на головній ділянці живлячої лінії. Після цього відокремлювач відключає пошкоджений трансформатор під час так званої "бестокової паузи", потім АПВ, що має необхідну витримку часу, знов включає лінію, тим самим відновлюється живлення решти підстанцій, підключених до даної лінії.

Схеми з двостороннім живленням

При пошкодженні трансформаторів ПС відключаючий імпульс (сигнал) подається на ввідний і секційний вимикач секції ЦРП, до якої підключений пошкоджений трансформатор. Після відключення відповідного відокремлювача на ПС обидва вимикачі включаються пристроями АПВ, зберігаючи напругу на секції. При пошкодженнях на лініях, що відходять, секція, до якої підключена пошкоджена лінія, знеструмлюється на якийсь час, необхідний для усунення пошкодження або відключення лінійного відокремлювача. Цей недолік схеми компенсується наявністю резервування і пристроїв АВР в системі внутрішнього електропостачання об'єктів.

4. РОЗРАХУНОК БАЛАНСУ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ, ВИБІР І РОЗМІЩЕННЯ КОМПЕНСУЮЧИХПРИСТРОЇВ.

Для виконання умови балансу реактивної потужності в електричній мережі необхідно, щоб у будь-який момент часу сумарна споживана реактивна потужність Qспож, необхідна для електропостачання району, дорівнювала реактивній потужності, що генерується, в мережі Qг: Qг = Qспож.

Оскільки споживачам промислового району режим реактивної потужності в мережі задає енергосистема, балансу реактивної потужності в мережі повинна відповідати розгорнена рівність:

, (39)

де - сумарна реактивна потужність навантажень споживачів в заданих пунктах;

= ; - максимальна сумарна активна потужність навантаження; Ку.м- коефіцієнт участі в максимумі навантаження енергосистеми (у загальному випадку при розрахунку балансу потужності приймається, що періоди споживання активних і реактивних навантажень у споживача не співпадають по часу); для реактивних навантажень орієнтовно Ку.м=0.95;

- сумарні втрати реактивної потужності відповідно в трансформаторах підстанцій і в лініях мережі;

- зарядна потужність, що генерується лініями мережі; - реактивна потужність додаткових джерел (компенсуючих устройств - КУ); К - число приймальних пунктів (підстанцій) мережі.

Розрахункові втрати реактивної потужності в елементах мережі визначаються таким чином. Втрати реактивної потужності в трансформаторах підстанцій

, (40)

де - втрати реактивної потужності в трансформаторах i-ї підстанції; втрати реактивної потужності в трансформаторах розраховують по виразах: для двохобмотувальних трансформаторів

= , (41)

де Sі- повна потужність навантаження i- ї підстанції; - кількість однотипних трансформаторів на підстанції; Sн.ті -номінальна потужність трансформатора;

для трьохобмотувального трансформатора

; (41,а)

у останній формулі значення Uk приведені до номінальних потужностей відповідних обмоток.

Втрати реактивної потужності в лініях мережі

, (42)

де -втрати потужності на і-й лінії (на і-й ділянці мережі);

, (43)

, - - активна і реактивна потужності на i- й ділянці мережі (по результатах

наближеного розрахунку потокорозподілення в п.2.3); - індуктивний опір i-ї ділянки мережі; - число ланцюгів.

Розрахунок втрат реактивної потужності в трансформаторах підстанцій споживачів і в лініях мережі зводять в табл.9 і 10.

Таблиця 9. Втрати реактивної потужності в трансформаторах підстанцій споживачів

Підстанція	Тип трансформатору	Ік, %	Uк, %


...

Таблиця 10. Втрати реактивної потужності в лініях мережі.

Ділянка мережі		Uн, кВ

Зарядні потужності мережі підсумовуються по окремих лініях:

, (44)

де -зарядна потужність і-ї лінії;

, (45)

-реактивна провідність лінії; ,

- питома ємнісна провідність лінії; ; - довжина лінії;

- число ланцюгів.

Розрахунок зарядної потужності доцільно звести в табл.11.

Таблиця 11. Реактивні зарядні потужності ліній

Ділянка мережі	Марка дроту	Uн, кВ

Баланс реактивних потужностей району повинен бути визначений в нормальному і післяаварійному режимах при максимальних навантаженнях споживачів. Він може бути представлений за формою табл.12.

Таблиця 12.

Складові балансу	Реактивна потужність
МВар	%
1.Навантаження підстанцій
ПС 1
ПС 2
ПС 3
ПС 4
ПС 5
2. Сумарні навантаження всіх ПС
3. Втрати потужності на
ПС 1
ПС 2
ПС 3
ПС 4
ПС 5
4. Сумарні втрати на ПС
5. Втрати потужності в проектованих лініях
6. Сумарні втрати в лініях
7. Повні втрати в мережі (п.4+п.б)
8. Потужності, що генеруються, в системі
а) лінії
б) компенсуючі пристрої
9. Сумарна потужність, що генерується (п.8,а + п.8,б)

Складання сумарної споживаної реактивної потужності, що генерується, дозволяє зробити висновок про наявність або відсутність дефіциту реактивної потужності в мережі і про необхідність додаткової установки в районній мережі КУ або відсутності такої необхідності. Потрібна сумарна потужність КУ для покриття дефіциту визначається з умов балансу реактивної потужності

(46)

Розміщення (місця установки) КУ в електричній мережі впливає на економічність режимів роботи мережі і на рішення питань регулювання напруги. Тому розташування КУ проводиться на основі техніко-економічних розрахунків. При цьому використовують рекомендації по розміщенню КУ в мережі. Зокрема, в електричних мережах з декількома номінальними напругами слід в першу чергу здійснювати практично повну компенсацію реактивних навантажень в мережах вторинних напруг.

У мережах гірничопромислових районів з великою щільністю навантаження і короткими лініями 110(150) кВ, допускаючих проходження великих потоків реактивної потужності без великих втрат напруги, може виявитися доцільним відмова від установки КУ в мережах 110(150) кВ і зосередження в споживчих підстанціях.

Тому в курсовому проекті розподіл сумарної потужності намічених до установки КУ Qку, необхідної для повної компенсації споживаної реактивної потужності в мережі, проводиться пропорційно реактивним навантаженням споживачів. Тоді потужність КУ кожної підстанції складе

(47)

Основним типом КУ, встановлюваних в мережах по умові покриття потреби в реактивній потужності, є батареї статичних конденсаторів. Необхідна потужність БСК, встановлюваних на кожній з підстанцій, вибирається паралельним включенням комплектних конденсаторних установок, що серійно випускаються, дані про яких приведені [2,3,5,6,11 і ін.].

Кількість КУ повинна бути парною, щоб розподілити їх порівну на кожну секцію шин вторинної напруги підстанції. Результати розрахунків і вибору КУ зводяться в табл.13.

Таблиця 13.- Компенсуючі установки споживачів

Підстанція споживача	Вимагаєма потужність Qку.і, МВАр	Відомості КУ	Кількість КУ, шт.	Сумарна номінальна потужність установки Qку.н, МВАр
тип	Потужність МВАр	Uн, кВ

Компенсація реактивної потужності може істотно впливати на значення повних навантажень підстанцій, а отже, і на вибрані номінальні потужності трансформаторів, перетин дротів лінії, втрати потужності енергії і напруги в мережі. Тому після вибору потужності КУ і їх розміщення по підстанціях в проекті проводиться уточнення розрахункових реактивних складових навантажень, потужностей трансформаторів і перетинів дротів ПЛ з урахуванням установки КУ. Для цього уточнюються навантаження на вторинній стороні трансформаторів підстанцій

⇐ Назад

Далее ⇒