Расчет установившегося режима с  учетом  потерь мощности

 

1) Определяем потери мощности на уч.55’. Потери мощности определяем при раздельной работе 2-x трансформаторов Т3 по формулам (15…18)

 

DРт5 = DРхх + b² DРкз = 36 + 0,42² × 172 = 65,9 кВт = 0,07 МВт

 

                                 _________

b= S₅  /n × Sном = Ö30² +14,5 ² / 2 × 40 = 0,42

 

                                                                       Uк × Sном                  10,5× 40000       

DQт5 = DQхх + b² DQобм = DQхх + b² -------------- = 260 + 0,42² ---------------- =                                                                            

                                                                           100                                100                                   

= 989,2 квар = 0,99Мвар

 

D Sт 5 = 0,07 + j 0,99 МВА

 

2) Определяем мощность в начале участка 55’

 

 S н 55 ’= S 5 + D Sт 5 = 30+ j14,5 + 0,07 + j 0,99 = 30,07 + j15,52 МВА

 

3) Потери в шунте 4 определятся

                 *  

D Sш4 = U²₁ Y4 = 110² × (-j 127,5 ×10^-6 ) = -j 1,54 МВА

 

4) Определяем мощность в конце участка 35

 

Sк 35 = Sн 55’ + D Sш4 = 30,07 + j15,52 + (-j 1,54 ) = 30,07 + j 13,98  МВА

 

5) Определяем потери мощности в линии на участке 35

 

          (Sк35 )²                30,07² + 13,98²

D S 35 = ----------- Z 23 = ------------------- (43 +j 44) = 3,9 + j4,0 МВА

          (U1 )²                                110 ²

 

6) Мощность в начале линии 35 с учетом шунта 3 определится

 

Sн 35 = Sк 35 + D S 35 +D Sш 3 =30,07 + j13,98 + 3,9 + j4,0 + (-j1,54) = 34,97 + j16,43 МВА  

 

7) Определяем потери мощности на уч.33’ . Потери мощности определяем   при раздельной работе 2-x трансформаторов Т3 по формулам (15…18) и они составляют

  D S т = 0,09 + j 1,56 МВА (см. п. 3.7)

 

8) Определяем мощность в начале участка 33’

Sн 33’= Sк 3’3’’ + D S т = 40+ j19,4 + 0,09 + j1,56 = 40,1 + j20,9 МВА

 

9) Потери в шунте 2 определятся

                  *  

D Sш2 = U² Y2 = 110² × (-j112,4 ×10^-6 ) = -j1,36 МВА

 

10) Определяем мощность в конце участка 33’ с учетом шунта 2

 

Sк 13 = Sн 33’ + D Sш2  + Sн 35 = 40,1 + j20,9 + (-j1,36) + 33,97 + j16,43 = 74,06 + j 36 МВА

 

10) Определяем потери мощности в линии на участке 13

 

          (Sк13 )²                74,06² + 36²

D S 13 = ----------- Z 13 = ------------------- (9,6 +j 32,4) = 5,4 + j 18,2 МВА

           (U)²                           110 ²

 

12) Мощность в начале участка 13 определится

 

Sн 13 = Sк 13 + D S 13 = 74,06 + j 36 + 5,4 + j 18,2 = 79,4 + j54,16 МВА  

 

 13) Мощность источника S1 определится

 

S 1 = S н 13 + D Sш 1 = 79,4 + j54,16 + (- j1,36) = 79,4 + j52,8 МВА

 

14) Определяем напряжение в узлах 3 и 3’ ( не учитывая поперечную составляющую , т.к. U < 220кВ)

              Рк13 R13 + Qк13 X13                 74,06×9,6 + 36× 32,4   

U3 = U1 - ------------------------------ = 110 - ------------------------------- = 92,9 кВ

                          U1                                                110

13) Продольная составляющая падения  напряжения в трансформаторе (без трансформации)

 

       Рк33’’ Rт + Q к33’’ Xт         40×1,44 + 19,4× 34,8 

DU3’ = ------------------------------ = ------------------------------ = 7,9 кВ

                  U3                                             92,9

 

14) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

 

       Рк 33’’Х т - Q к33’’ Rт         40× 38,4 - 19,4× 1,44

dU3 = ------------------------------ = ------------------------------ = 14,7 кВ

                        U3                                    92,9

 

15) Напряжение потребителя определится

 

U3’  = U3 - DU3 - dU3 = 92,9 – 7,9 – j14,7 = 85 - j14,7 = 86,3е ^–j10º

    ____________      

U = Ö 85² + 14,7² = 86,3 кВ

 

tg d = -14,7 / 85 = -0,17 отсюда d = -10°

 

16) Определяем коэффициент трансформации

 

nт  = U1 / U2 = 110 / 10 = 11

 

17) Определяем напряжение в узле 3’ с учетом трансформации

 

U3 = U3 / nт = 85 / 11 = 7,8 кВ

 

18) Определяем напряжение в узлах 5 и 5’ ( не учитывая поперечную составляющую , т.к. U < 220кВ)

 

                   Рк35 R35 + Qк35 X35                   30,07× 43 + 13,98× 44   

U5 = U 3 - ------------------------------ =  92,6 - ------------------------------- = 72,4 кВ

                               U3                                                     92,6

19) Продольная составляющая падения  напряжения в трансформаторе (без трансформации)

       Рк55’’ Rт + Q к55’’ Xт        30×1,44 + 13,98× 34,8 

DU5’ = ------------------------------ = ------------------------------ = 7,6 кВ

                  U5                                            72,4

 

20) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

 

       Рк 55’’Х т - Q к55’’ Rт         30× 38,4 - 13,98× 1,44

dU5’ = ------------------------------ = ------------------------------ = 14,1 кВ

                        U3                                   72,4

 

21) Напряжение потребителя в узле 5’ определится

 

U5  = U5  - DU5’ - dU5’ = 72,4 – 7,6 – j14,1 = 64,8 - j14,3 = 66,3е ^–j12º

    ____________      

U = Ö 64,8² + 14,1²  = 66,3 кВ

 

tg d = -14,1 / 64,8 = -0,21 отсюда d = -12°

 

22) Определяем коэффициент трансформации

 

nт  = U1 / U2 = 110 / 10 = 11

 

23) Определяем напряжение в узле 5’ с учетом трансформации

 

U3 = U3 / nт = 66,3 / 11 = 6 кВ

 

24) Рассчитаем потоки мощности на участке 51. Мощность в конце линии 51 без учета потерь мощности

Sк 51 = 30,2 + j25,36 МВА

 

Потери мощности на участке 51 определятся

 

          (Sк51 )²                30,2² +25,36 ²

D S 51 = ----------- Z 51 = ------------------- (8,4+j 28,4) = 1,1 + j 3,7 МВА

          (Uн )²                           110 ²

25) Мощность в начале линии 15

 

Sн 15= S к 15 + D S 15= 30,2 + j25,36 +  1,1 + j 3,7  = 31,3 +  j 29 МВА

 

26) Мощность, потребляемая от источника  кольцевой схемой, определится

 

S = S 1 + Sн 15 = 79,4 + j52,8 +  31,3 + j 29 = 110,7 + j81,8 МВА

 

 Общая мощность источника определится как сумма мощностей, потребляемых кольцевой схемой и радиальными ветвями 1-2 и 1-4.

Sн 12= 20,5 + j 6,9 МВА

Sн 14= 10,3 + j 4,7 МВА

 

S = 110,7 + j81,8 +20,5 + j 6,8 +10,3 + j 4,7 = 141,5 + j 93,4 МВА

 

3.9 Технико-экономическое сравнение вариантов

 

 

Cопоставление вариантов схемы сети осуществляют в результате расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Экономическим критерием является минимум приведенных затрат

                                                      З = Е_н ×К + И + У ,                                                      (20)

где Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности

         капитальных вложений; Е_н  = 0,12 1/год;

  К – капитальные вложения, тыс. руб;

        И– ежегодные эксплуатационные расходы , тыс. руб /год;

       У – математическое ожидание ущерба от нарушения эл. снабжения, тыс.руб

                                     K = K_вл  + K_пс                                                                                                                    (21)

Эксплуатационные расходы включают в себя :

- расходы на содержание ВЛ : И_вл ;

- расходы на содержание эл. оборудования ПС: И_пс ;

- издержки на потерю эл. энергии : И_{Δw .}

Издержки на оборудование состоят из отчислений:

- на амортизацию И_а;

- на ремонт И_р;

- на заработную плату И_о.

                                                   И = И_Э + И_Δw                                                                  (22)

                             И_Э = И_а + И_р + И_о = a_э  K_вл,                                                         (23)

где a_э – коэффициент эксплуатационных расходов, a_э = 2,8% [ 3,т.6.1 ].

Издержки на потерю эл. энергии определяются:

                                           И_Δw = β×ΔW,                                                                    (24)

 где ΔW – потери эл. энергии в линиях и трансформаторах, МВт×ч;

   β – стоимость потерь эл. энергии, β= 1,5 ×10^-2 т.руб/МВт×ч

                                         И_ΔW = β (τ · ΔР_maх + 8760×ΔР_хх )                                          (25)

 

τ – время потерь, ч;

ΔР_{хх –} потери холостого хода трансформатора, МВт .

                       τ = (0,124 + Т_maх / 10⁴)² · 8760                                                  (26)

                       ΔР_maх =3 I²_max5 · R_вл ,                                                                 (27)

где I_max5  - максимальный ток на 5год эксплуатации, кА;

R_вл- сопротивление линии, Ом ( из табл.5 и7).

  Результаты расчетов по формулам заносим в таблицы 10 и 11.

Таблица 10 - Экономический расчет схемы А

Ветвь	1-2	1-3	1-4	1-5
Сечение, мм2	95/16	150/24	95/16	150/24
Kвл, т.руб/км	166	178,5	109	178,5
Imax 5, кА	0,079	0,159	0,079	0,120
Rл,Ом	11	8	18,6	7
L,км	70	80	60	70
ΔРmaх,МВт	0,206	0,607	0,348	0,302
ΔРхх, МВт	0,019	0,036	0,014	0,036
Итого З,т.руб:	6779,4 т.руб

 

Таблица 11 - Экономический расчет схемы Б

Ветвь	1-2	1-3	1-4	1-8	3-5
Сечение,мм2	95/16	150/24	95/16	150/24	95/16
Kвл, т.руб/км	166	126	109	126	106
Imax 5,  кА	0,080	0,284	0,080	0,274	0,035
Rл, Ом	11	9,6	18,6	8,4	43
L, км	70	80	60	70	100
ΔРmaх, МВт	0,211	2,323	0,357	1,892	0,158
ΔРхх, МВт	0,019	0,036	0,014	0,036	--
Итого З,т.руб	5887,6 т.руб

 

 

Вариант схемы Б экономичнее варианта схемы А, а потери напряжения у потребителя меньше в варианте схемы А. Окончательно выбираем вариант Б, т.к. он более надежен.

Для повышения напряжения у потребителя применяем установку компенсирующих устройств.