9. Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети
Для рассмотренной сети, которая характеризуется временем использования наибольшей нагрузки ТНБ=4500 ч. проведем анализ режима наибольших нагрузок по результатам приведенных расчетов.
Узлом сети 110 кВ с наименьшим напряжением в рассмотренном режиме является узел 6 (напряжение узла 114,54 кВ), т.к. узел 6 является точкой раздела мощностей в замкнутом контуре, а так же является электрически наиболее удаленной точкой сети 110 кВ.
Потери мощности в ветвях схемы замещения сетевого района определяются как разность между мощностью в начале ветви и мощностью ее конца. Согласно рис. 10 потери мощности в ветви 14-3 составляют, МВ·А:
Аналогичные расчеты выполнены для остальных ветвей схемы замещения, а результаты сведены в табл. 22.
Таблица 22
Результаты расчета потерь мощности в ветвях схемы замещения
Ветвь по рис. 10 |
Мощность начала ветви |
Мощность конца ветви |
Потери мощности в ветви |
|||
активная (МВт) |
реактивная (Мвар) |
активная (МВт) |
реактивная (Мвар) |
активная (МВт) |
реактивная (Мвар) |
|
14-7 |
36,65 |
16,2 |
36,38 |
15,83 |
0,28 |
0,37 |
7-1 |
25,28 |
12,01 |
25,13 |
11,86 |
0,15 |
0,15 |
1-8 |
25,07 |
11,51 |
25 |
9,95 |
0,07 |
1,56 |
7-2 |
11,09 |
5,37 |
11,07 |
5,34 |
0,03 |
0,02 |
2-9 |
11,04 |
5,2 |
11 |
4,45 |
0,04 |
0,75 |
14-3 |
48,3 |
22,15 |
47,74 |
21,03 |
0,56 |
1,12 |
3-5 |
20,49 |
10,52 |
20,27 |
10,17 |
0,22 |
0,35 |
5-11 |
17,06 |
8,06 |
17 |
6,89 |
0,06 |
1,17 |
3-10 |
10,04 |
4,52 |
10 |
3,9 |
0,04 |
0,62 |
3-4 |
17,18 |
7,24 |
17,03 |
7,04 |
0,15 |
0,2 |
5-6 |
3,18 |
2,42 |
3,17 |
2,42 |
0,01 |
0,01 |
4-6 |
8,96 |
3,51 |
8,91 |
3,47 |
0,05 |
0,05 |
4-12 |
8,04 |
3,97 |
8 |
3,3 |
0,04 |
0,67 |
6-13 |
12,05 |
5,74 |
12 |
4,8 |
0,05 |
0,94 |
|
|
Итого: |
1,75 |
7,97 |
||
Кроме нагрузочных потерь в рассматриваемой сети существуют потери холостого хода. Указанные потери моделируют процессы, происходящие в сердечниках силовых трансформаторов сетевого района. Сводная информация о потерях холостого хода приведена в табл. 23.
Таблица 23
Результаты расчета потерь мощности в стали трансформаторов
Номер подстан-ции |
Количество трансфор-маторов |
Потери в стали одного трансформатора |
Суммарные потери в стали трансформаторов подстанции |
||
активная (МВт) |
реактивная (Мвар) |
активная (МВт) |
реактивная (Мвар) |
||
1 |
2 |
0,027 |
0,175 |
0,054 |
0,350 |
2 |
2 |
0,014 |
0,07 |
0,028 |
0,140 |
3 |
2 |
0,014 |
0,07 |
0,028 |
0,140 |
4 |
2 |
0,0115 |
0,0504 |
0,023 |
0,1008 |
5 |
2 |
0,019 |
0,112 |
0,038 |
0,224 |
6 |
2 |
0,014 |
0,07 |
0,028 |
0,140 |
Итого: |
0,199 |
1,095 |
|||
Суммарные потери активной мощности в рассматриваемой сети составляют, МВт:
Согласно информации, приведенной в табл. 22, наибольшие потери активной мощности в рассмотренном режиме наблюдаются в ветви, соединяющей узлы 14 и 3. Это ветвь линии, соединяющей подстанцию «А» с шинами 110 кВ подстанции 3. Потери в ней составляют 0,56 МВт или 28,73 % от суммарных потерь активной мощности в сети. Данное обстоятельство можно объяснить тем, что по данной двухцепной линии передается вся потребляемая в замкнутой части сети мощность.
Потери реактивной мощности в сети определяются аналогично потерям активной мощности и в рассматриваемом случае составляют, Мвар:
Суммарные
реактивные мощности, генерируемые
линиями 110 кВ сетевого района согласно
информации, приведенной на рис. 10 и в
табл. 24 составляют
Мвар.
В результате сравнения величины потерь реактивной мощности в сети с величиной реактивной мощности, генерируемой линиями сетевого района можно сделать вывод, что величина потерь реактивной мощности значительно превышает величину реактивной мощности, генерируемой линиями сетевого района. Таким образом, зарядная мощность линий покрывает 69,45% потерь реактивной мощности района.
Таблица 24
Реактивная мощность, генерируемая линиями сетевого района
Линия |
14-3 |
14-7 |
7-2 |
7-1 |
3-5 |
3-4 |
5-6 |
4-6 |
Итого: |
Зарядная мощность, Мвар |
1,76 |
0,948 |
0,616 |
0,74 |
0,676 |
0,568 |
0,494 |
0,494 |
6,296 |
Степень загрузки силовых трансформаторов является показателем для оценки эффективности использования установленной мощности в сетевом районе. Коэффициент загрузки определяется по формуле:
(57)
где
- мощность, протекающая через наиболее
загруженную обмотку трансформатора;
- количество
параллельно работающих трансформаторов;
- номинальная
мощность трансформатора.
Для подстанции 1 мощность нагрузки составит, МВ·А:
Тогда коэффициент загрузки будет равен:
Выявляются узлы с наименьшим напряжением в нормальном и аварийном режиме. Это узлы потокораздела в кольцевой сети (узел 12) и концевые узлы в радиальной схеме (10).
Находятся ветви, в которых наблюдаются наибольшие потери активной мощности, это ветвь 1. Потери мощности в ней – 104,5-102,382=2,118 МВт. По этой ветви протекает суммарная мощность 4 узлов нагрузки. Доля потерь в ветви примерно 57 %.
Оцениваются коэффициенты загрузки силовых трансформаторов и автотрансформаторов сетевого района. Коэффициенты загрузки приведены в таблице 10.
Таблица 10
Коэффициенты загрузки трансформаторов
№ ТП |
Количество тр-ров |
, МВA |
МВA |
Тип трансформатора |
|
1 |
2 |
43,0 |
40 |
2×ТРДН–40000/110 |
0,538 |
2 |
1 |
3,2 |
6,3 |
1×ТМН–6300/110 |
0,508 |
3 |
2 |
15,0 |
16 |
2×ТДТН–16000/110 |
0,469 |
4 |
2 |
26,8 |
25 |
2×ТРДН–25000/110 |
0,536 |
5 |
2 |
23,7 |
25 |
2×ТРДН–25000/110 |
0,474 |
6 |
1 |
8,6 |
10 |
1×ТДН–10000/110 |
0,860 |
,
,
Стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, тыс.руб.;
, (43)
Ежегодные издержки на обслуживание и ремонт
,
(44)
где
– нормы отчислений на ремонт и обслуживание
воздушных линий и оборудования подстанций.
Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии
. (45)
Суммарные потери
электроэнергии в электрической сети,
ΔWΣ,
состоят из
нагрузочных потерь
и потерь холостого хода
:
,
(46)
где ΔPхi – паспортные данные трансформатора, установленного на данной подстанции,4
(47)
где Sij – мощность, передаваемая по линии в режиме максимальных нагрузок,
, (48)
ч.
Капитальные затраты на сооружение линий электропередач
. (49)
Расчет капитальных затрат ЛЭП сведен в таблице 11.
Таблица 11 – Капитальные затраты на ЛЭП
Лин |
F |
L, км |
Кол-во цепей |
С, тыс. руб. |
К, тыс. руб. |
А-1 |
240 |
35 |
1+1 |
950 |
66500 |
1-5 |
70 |
38 |
1+1 |
850 |
64600 |
1-3 |
95 |
18 |
1 |
850 |
15300 |
3-4 |
70 |
31 |
1 |
850 |
26350 |
1-4 |
95 |
27 |
1 |
850 |
22950 |
А-2 |
70 |
25 |
2 |
1150 |
28750 |
2-6 |
70 |
34 |
1 |
850 |
28900 |
Сумма |
|
|
|
|
253350 |
Капитальные затраты на сооружение подстанций
, (50)
Капитальные затраты на трансформаторы
Кт=nК0 . (51)
Капитальные затраты на РУ состоят из затрат на РУ на стороне высшего, среднего (если есть) и низшего напряжения.
Стоимость компенсирующих устройств
. (52)
Постоянная часть затрат
. (53)
Расчет капитальных затрат ПС сведен в таблице 12.
Таблица 12 – Расчёт капитальных затрат на ПС
П/ст |
Оборудование |
Кол-во, шт. |
Цена, р. |
Стоимость, т.р. |
1 |
РУ-110 |
9 |
7300 |
65700 |
Кт |
2 |
7300 |
14600 |
|
Кку |
9 |
300 |
2700 |
|
РУ-10 |
14 |
100 |
1400 |
|
КПОС |
|
13000 |
13000 |
|
2 |
РУ-110 |
5 |
7300 |
36500 |
Кт |
1 |
3400 |
3400 |
|
Кку |
0,9 |
300 |
270 |
|
РУ-10 |
1 |
100 |
100 |
|
КПОС |
|
13000 |
13000 |
|
3 |
РУ-110 |
|
30000 |
30000 |
Кт |
2 |
4300 |
8600 |
|
Кку |
4,5 |
300 |
1350 |
|
РУ-10 |
5 |
100 |
500 |
|
КПОС |
|
9000 |
9000 |
|
4 |
РУ-110 |
|
30000 |
30000 |
Кт |
2 |
5500 |
11000 |
|
Кку |
7,2 |
300 |
2160 |
|
РУ-10 |
9 |
100 |
900 |
|
КПОС |
|
9000 |
9000 |
|
5 |
РУ-110 |
|
15200 |
15200 |
Кт |
2 |
5500 |
11000 |
|
Кку |
5,4 |
300 |
1620 |
|
РУ-10 |
8 |
100 |
800 |
|
КПОС |
|
9000 |
9000 |
|
6 |
РУ-110 |
1 |
7300 |
7300 |
Кт |
1 |
3700 |
3700 |
|
Кку |
2,7 |
300 |
810 |
|
РУ-10 |
3 |
100 |
300 |
|
КПОС |
|
9000 |
9000 |
|
КРУВН |
|
|
|
237000 |
КРУНН |
|
|
|
12910 |
КПОС |
|
|
|
62000 |
КПС |
|
|
|
311910 |
Ежегодные издержки на обслуживание и ремонт
Суммарные потери активной мощности:
, (54)
=0,2435
МВт - потери холостого хода трансформаторов
(по таблице 8)
- нагрузочные
потери,
, (55)
МВт.
Процентное отношение потерь мощности к нагрузке
, (56)
где
=112
МВт - суммарная нагрузка подстанций
Годовые потери энергии в сети:
, (57)
Энергия, потребленная потребителями
, (58)
МВтч.
Отношение потерь электроэнергии к потреблению
КПД сети:
(59)
Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии
тыс.руб.
Себестоимость передачи электроэнергии
,
(60)
