Отчет по лабораторной работе №1 по электроснабжению

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого»
Институт энергетики
Высшая школа электроэнергетических систем
Отчет по лабораторной работе №1
Вариант-1
Выполнили студенты гр. 3241302/22401:
Белолюбская Л.В.
Рябий А.Е.
Проверил преподаватель:
Кузнецов А. А.
Санкт-Петербург
2023
Реферат
Общий объем отчета – страниц, рисунков, таблиц.
Ключевые слова: система электроснабжения, режим работы, устройство
компенсации
реактивной
мощности,
оптимизация,
экономическая
целесообразность.
Объектом исследования является часть системы электроснабжения с
двумя узлами нагрузки.
Целью работы является исследование системы электроснабжения и
выявление методов улучшения и оптимизации режима.
Данная работа посвящена исследованию установившихся режимов
работы в заданной системе электроснабжения с заданными основными
параметрами.
В ходе данной работы надо было решить несколько задач:
 Выбор основного оборудования.
 Теоретический расчет потерь в системе электроснабжения.
 Расчет установившегося режима с помощью программного
комплекса Rastr.
 Внедрение устройств компенсации реактивной мощности и
проведение
экономической
оценки
надобности
данного
мероприятия.
 Представление узлов нагрузки в виде статических характеристик
нагрузки с целью иллюстрации более реальных процессов в
системе.
 Оптимизация режима системы электроснабжения
Исходя из них было выбрано основное оборудование, такое как: сетевые
трансформаторы, воздушные линии, кабельные линии и трансформаторы
нагрузки. Далее, был проведен аналитический расчет установившегося
режима работы системы с определением потерь напряжения и мощности на
каждом из участков системы. Далее, была построена модель системы в
2
программном комплексе RastrWin3 и проведена корректировка отпаек РПН для
обеспечения поддержания требуемого уровня напряжений в узлах нагрузки.
Для оптимизации полученного режима было принято решение использовать
устройства компенсации реактивной мощности в узлах нагрузки, посчитана
экономическая целесообразность использования данного решения. Далее, для
более «реальной» картины процессов электроэнергетической системы
нагрузки были представлены в виде СХН. В полученном режиме так же было
принято решение установить устройства для компенсации реактивной
мощности в узлах нагрузки, и оценена выгодность этого решения. Далее, был
получен экономически выгодный и наиболее оптимальный режим работы
заданной системы электроснабжения.
3
Содержание
Реферат ..................................................................................................................... 2
Содержание .............................................................................................................. 4
Введение ................................................................................................................... 5
1. Расчет потерь ................................................................................................... 11
2. Режим 1. Расчет нормального режима в программе «RastrWin3» ............. 16
3. Режим 2. Установка компенсирующего устройства .................................... 17
4. Режим 3. СХН .................................................................................................. 22
5. Режим 4. Установка компенсирующих устройств в «Режим 3»................. 24
6. Режим 5. Оптимальный режим ...................................................................... 27
Выводы ................................................................................................................... 29
4
Введение
Электроснабжение в общем понимании – это процесс производства,
преобразования
и
распределения
электрической
энергии
среди
электроприемников электрифицированной жизнедеятельности человека. В
настоящее время, когда электрическая энергия проникла во все сферы жизни
человека,
в
большинстве
централизованно
обеспечивает
случаев
электроэнергетической
потенциальную
производство
системой,
возможность
осуществляется
которая,
получения
по
сути,
потребителем
электроэнергии.
При проектировании систем электроснабжения решаются такие задачи,
как:
обоснование
схем
электрических
сетей
и
подстанций;
расчет
электрических нагрузок; выбор мощности трансформаторов, электрических
аппаратов и сечения линий электропередачи; проверка оборудования на
термическое
и
динамическое
действие
токов
коротких
замыканий;
конструктивное исполнение.
На стадии функционирования системы электроснабжения комплексным
критерием управления ею является надежное снабжение потребителя
качественной электрической энергией с минимальными затратами. При этом
большое значение приобретают задачи компенсации реактивной мощности и
регулирования режимов работы.
В ходе выполнения данного исследования надо выполнить следующие
задачи:
 Выбор основного оборудования.
 Теоретический расчет потерь в системе электроснабжения.
 Расчет установившегося режима с помощью программного
комплекса Rastr.
 Внедрение устройств компенсации реактивной мощности и
проведение
экономической
мероприятия.
5
оценки
надобности
данного
 Представление узлов нагрузки в виде статических характеристик
нагрузки с целью иллюстрации более реальных процессов в
системе.
 Оптимизация режима системы электроснабжения
6
На Рисунок 1 представлена заданная система электроснабжения.
Рисунок 1. Схема системы электроснабжения
Исходные данные представлены в Таблица 1.
Таблица 1 – Исходные данные
№
1
𝑆нг ,
𝑈вн ,
𝐿вл , 𝑈сн , НГсн, tgFiсн 𝑈нн , 𝐿кл , НГнн, tgFiнн
МВА
кВ
км
кВ
о.е.
100
110
10
6
0,3
0,75
кВ
км
о.е.
0,4
8
0,7
0,4
Рассчитаем мощности нагрузок на среднем и низком напряжении по
формулам (1) и (2):
𝑃 = 𝑆 ∙ cos(atan(𝑡𝑔𝜑)),
𝑄 = 𝑆 ∙ sin(atan(𝑡𝑔𝜑)),
(1)
(2)
где 𝑃 – активная мощность, 𝑄 – реактивная мощность, 𝑆 – полная мощность.
Для нагрузки на напряжении 6 кВ:
𝑆нг_сн = НГсн ∙ 𝑆нг = 0,3 ∙ 100 = 30 МВА;
𝑃нг_сн = 𝑆нг_сн ∙ cos(atan(tgFiсн)) = 30 ∙ cos(atan(0,75)) = 24 МВт;
𝑄нг_сн = 𝑆нг_сн ∙ sin(atan(tgFiсн)) = 30 ∙ sin(atan(0,75)) = 18 МВАр.
Для нагрузки на напряжении 0,4 кВ:
𝑆нг_нн = НГнн ∙ 𝑆нг = 0,7 ∙ 100 = 70 МВА;
𝑃нг_нн = 𝑆нг_нн ∙ cos(atan(tgFiнн)) = 70 ∙ cos(atan(0,4)) = 65 МВт;
𝑄нг_нн = 𝑆нг_нн ∙ sin(atan(tgFiнн)) = 70 ∙ sin(atan(0,4)) = 26 МВАр.
7
Выберем воздушную линию (ВЛ) и рассчитаем ее параметры. Сечение
ВЛ определим по формуле (3):
𝐹эк =
𝑆нг
√3 ∙ 𝑈вн ∙ 𝑛
(3)
,
где 𝐹эк – экономически целесообразное сечение, 𝑆нг – мощность нагрузки, 𝑈вн
– напряжение электрической сети, n – количество цепей.
Принимая линию одноцепной сечение кабеля получается большим,
поэтому примем решение по проектированию двухцепной линии.
𝐹эк =
𝑆нг
√3 ∙ 𝑈вн ∙ 𝑛
=
100 ∙ 103
√3 ∙ 110 ∙ 2
= 262 мм2 .
Выберем АС-240. Погонные параметры воздушной линии приведены в
Таблица 2.
Таблица 2 – Погонные параметры ВЛ
𝑅0 , Ом/км
𝑋0 , Ом/км
𝐵0 , мкСм/км
АС-240
0,12
0,405
2,547
Рассчитаем параметры с учетом длины и количества ВЛ по формулам (4), (5),
(6):
𝑅0 ∙ 𝑙
,
𝑛
𝑋0 ∙ 𝑙
𝑋=
,
𝑛
(4)
𝐵 = 𝐵0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛,
(6)
𝑅=
(5)
где 𝑅0 , 𝑋0 , 𝐵0 – погонные параметры линии.
Тогда:
Выберем два сетевых трансформатора (ТС) на номинальную
мощность – 2xТРДЦН-80000/110.
8
Справочные данные трансформатора приведены в Таблица 3.
Таблица 3 – Справочные данные трансформатора ТРДЦН-80000/110
𝑈вн , 𝑈нн , 𝑢𝑘 , 𝐼хх , ∆𝑃𝑘 , ∆𝑃хх , Q,
кВ кВ % % кВт кВт кВар
115 6,3 10,5 0,6 310
70
480
где 𝑈вн , 𝑈нн – номинальные напряжения на высокой и низкой сторонах, 𝑢𝑘 –
напряжение короткого замыкания, 𝐼хх – ток холостого хода, ∆𝑃𝑘 – потери
мощности в трех фазах, ∆𝑃хх – общие потери холостого хода.
Определим их параметры по формулам (7), (8), (9), (10):
𝛥𝑃к
𝑈2 1
𝑟т =
= 𝛥𝑃к ∙ 2 ∙ ,
3 ∙ 𝐼2
𝑆 𝑛
(7)
𝑢к
𝑈2 1
𝑥т =
∙
∙ ,
100% 𝑆 𝑛
∆𝑃хх
𝑔т = 2 ∙ 𝑛,
𝑈
𝑄
𝑏т = 2 ∙ 𝑛,
𝑈
(8)
(9)
(10)
(10)
где 𝑟т – активное сопротивление трансформатора, 𝑥т – реактивное
сопротивление трансформатора, 𝑔т – активная проводимость трансформатора,
𝑏т
–
реактивная
проводимость
трансформатора,
𝑛
–
количество
трансформаторов.
Тогда:
Выберем кабельную линию (КЛ) и рассчитаем ее параметры. Сечение
КЛ определим на основании допустимого тока по формуле (11):
𝐼кл =
𝑆нг − 𝑆сн 1
∙ ,
√3 ∙ 𝑈сн 𝑛
9
(11)
где 𝐼кл – ток кабельной линии, 𝑆нг – мощность нагрузки, 𝑆сн – мощность
нагрузки на среднем напряжении, 𝑈сн – среднее напряжение, 𝑛 – количество
КЛ.
𝐼кл =
𝑆нг − 𝑆нг_сн 1 100 − 30 1
∙ =
∙
= 168,4 А.
√3 ∙ 𝑈сн 𝑛
√3 ∙ 6 40
Выберем 40 кабелей сечением 240 мм2. Погонные параметры кабельной линии
приведены в Таблица 4.
Таблица 4 – Погонные параметры КЛ
𝑅0 , Ом/км 𝑋0 , Ом/км 𝐵0 , мкСм/км
0,129
0,071
0,028
Рассчитаем параметры с учетом длины и количества КЛ по формулам (4), (5),
(6):
Выберем 120 трансформаторов нагрузки (ТНГ) – по 3 трансформатора
ТМГ-630/6/0,4 кВ на кабельную линию.
Справочные данные трансформатора приведены в Таблица 5.
Таблица 5 – Справочные данные трансформатора
𝑈вн , 𝑈нн , 𝑢𝑘 , 𝐼хх , ∆𝑃𝑘 , ∆𝑃хх ,
кВ кВ % % кВт кВт
6 0,4 5,5 1,4 7,45 1,06
Определим их параметры по формулам (7), (8), (9), (10):
10
1. Расчет потерь
Для расчета будем пользоваться формулами (12), (13), (14) для определения
потерь мощности:
2
𝑆̅
𝛥𝑆̇ = ( ) ∙ 𝑧̇ ;
𝑈̇
(12)
𝛥𝑆̇ = 𝛥𝑃 + 𝑗 ∙ 𝛥𝑄;
(13)
𝛥𝑆 = 𝛥𝑆хх + 𝛥𝑆нг ,
(14)
где 𝛥𝑆 – потери мощности, 𝑆 – мощность, 𝛥𝑃 – потери активной мощности,
𝛥𝑄 – потери реактивной мощности, 𝛥𝑆хх – потери мощности на холостой ход,
𝛥𝑆нг – потери мощности на нагрузке, 𝑈 – напряжение, 𝑧 – полное
сопротивление.
А также формулами (15), (16), (17) для определения падения
напряжения:
𝛥𝑈̇ =
𝑆̅
∙ 𝑧̇ ;
𝑈̇
𝑃−𝑗∙𝑄
∙ (𝑟 + 𝑗 ∙ 𝑥);
𝑈
𝑃∙𝑟+𝑄∙𝑥
𝑃∙𝑥−𝑄∙𝑟
𝛥𝑈̇ =
+𝑗∙
,
𝑈
𝑟
𝛥𝑈̇ =
(15)
(16)
(17)
где 𝛥𝑈̇ – потери напряжения, 𝑟 – активное сопротивление, 𝑥 – реактивное
сопротивление.
11
Рассчитаем потери напряжения и мощности в трансформаторах НГ:
12
Рассчитаем потери напряжения и мощности в КЛ:
13
Рассчитаем потери напряжения и мощности в ТС:
Рассчитаем потери напряжения и мощности в ВЛ:
14
Тогда суммарные потери напряжения:
Также суммарные потери мощности:
Суммарные потери мощности от реактивной мощности:
15
Мощность сети:
2. Режим 1. Расчет нормального режима в программе
«RastrWin3»
На основании выполненных расчетов параметров электрической сети
создана расчетная схема в программном комплексе «RastrWin3». В результате
проведенного расчета нормального режима с номинальными коэффициентами
трансформации не обеспечивалось отклонение напряжений в узлах сети в
пределах ±5%, поэтому были скорректированы коэффициенты трансформации
путем изменения рабочих отпаек регуляторов, что видно на Рисунок 4. В
результате обеспечены требуемые отклонения напряжения во всех узлах, что
можно увидеть на Рисунок 3.
Рисунок 2. Режим 1 – Графика
Рисунок 3. Режим 1 – Узлы1
Рисунок 4 Режим 1 – Ветви2
Р_н, Q_н – активная и реактивная мощности нагрузки; Р_г, Q_г – активная и реактивная
мощности генерации; V – напряжения в узлах; dV – отклонения напряжения.
1
R, X, B – активное сопротивление, реактивные сопротивление и проводимость
соответственно; Кт/г – коэффициент трансформации; Р_нач, Q_нач – активная и реактивная
мощности в начале ветви, dP, dQ – потери активной и реактивной мощности в ветви.
16
2
При выполнении расчётов аналитическим методом и с помощью
программы RastrWin3 значения сошлись с малой погрешностью, что связано с
проведением одной итерации в MathCad. В Таблица 6 приведено сравнение
активных и реактивных мощностей в точке раздела балансовой
принадлежности для двух расчётов.
Таблица 6 – Сравнение «Режим 1» и расчета MathCad. Мощности
№ ветви
1-2
RastrWin
P, МВт Q,МВАр
94,2
51,7
MathCad
P, МВт Q,МВАр
93,67
50,7
3. Режим 2. Установка компенсирующего устройства
На основании выполненного расчета нормального режима рассчитаем
параметры компенсирующих устройств, которые необходимо установить в
узлы нагрузки с целью обеспечения коэффициента реактивной мощности на
шинах НН трансформатора ТС на уровне 0,2 по формуле (18):
𝑄крм = 𝑃 ∙ (𝑡𝑔𝜑 − 𝑡𝑔𝜑треб ),
(18)
где 𝑄крм – реактивная мощность компенсирующего устройства, 𝑃 – активная
мощность нагрузки.
Тогда для 3-го и 5-го узлов нагрузки:
𝑄крм3 = 𝑃 ∙ (𝑡𝑔𝜑 − 𝑡𝑔𝜑треб ) = 24 ∙ (
𝑄крм5 = 𝑃 ∙ (𝑡𝑔𝜑 − 𝑡𝑔𝜑треб ) = 65 ∙ (
В
качестве
компенсирующего
51,7
− 0,2) = 8,37 МВАр;
94,2
51,7
− 0,2) = 22,67 МВАр.
94,2
устройства
используем
батареи
статических конденсаторов (БСК):
– узле нагрузки на 6 кВ – БСК-6-8-УХЛ1 (8 МВАр);
– узле нагрузки на 0,4 кВ – 22хУКМ-58-0,4-1000-50 (22х1000 кВар).
Также откорректируем отпайки РПН для обеспечения требуемых
отклонений напряжения. В режиме 2 достаточно поставить отпайки РПН в
нейтральное положение.
В результате получен режим, представленный на Рисунок 5, Рисунок 6,
Рисунок 7.
17
Рисунок 5. Режим 2 – Графика
Рисунок 6. Режим 2 – Узлы3
Рисунок 7. Режим 2 – Ветви4
Сравнение режима 2 с режимом 1:
В Таблица 7 и Таблица 8 представлены значения напряжений и потерь
напряжений в узлах, активных и реактивных мощностей и их потерь в «Режим
1» и «Режим 2».
Таблица 7 – Сравнение «Режим 1» и «Режим 2». Напряжения
№ узла
1
2
3
4
5
V(кВ)
Режим 1 Режим 2
110,00
110,000
108,52
109,146
6,24
6,293
5,88
5,990
0,39
0,404
dV(кВ)
Режим 1 Режим 2
-1,35
4,01
-2,03
-2,75
-0,78
4,88
-0,16
0,96
Таблица 8 – Сравнение «Режим 1» и «Режим 2». Мощности
ветви
1-2
2-3
3-4
4-5
P(МВт); Q(МВАр)
Режим 1
Режим 2
94,81; 52,58 93,75; 18,97
94,18; 51,73 93,29; 19,01
69,79; 32,07
68,90; 8,39
65,84; 29,93
65,66; 6,73
dP(МВт); dQ(МВАр)
Режим 1
Режим 2
0,58; 1,97
0,45; 1,53
0,31; 0,84
0,24; 0,66
3,94; 2,12
3,16; 1,7
0,85; 3,94
0,68; 3,16
Р_н, Q_н – активная и реактивная мощности нагрузки; Р_г, Q_г – активная и реактивная
мощности генерации; V – напряжения в узлах; dV – отклонения напряжения.
4
R, X, B – активное сопротивление, реактивные сопротивление и проводимость
соответственно; Кт/г – коэффициент трансформации; Р_нач, Q_нач – активная и реактивная
мощности в начале ветви, dP, dQ – потери активной и реактивной мощности в ветви.
18
3
Анализируя результаты, представленные в Таблица 8, можно сделать
вывод, что введение устройств компенсации реактивной мощности в узлах
нагрузки №3 и №5 приводит к снижению передачи реактивной мощности по
всем ветвям системы электроснабжения и уменьшению потерь как активной,
так и реактивной мощностей. Потери напряжения уменьшились во всех узлах,
кроме узла №2, что видно в Таблица 7.
Экономическая оценка
Для сравнительной экономической оценки вариантов технических
решений в качестве одного из показателей используются суммарные
дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений
и издержек за срок службы объекта, что представлено в формуле (19):
Трасч
Трасч
З = ∑ З𝑡 (1 + Ен.п. )1−𝑡 = ∑ (К𝑡 + И𝑡 )(1 + Ен.п. )1−𝑡 ,
𝑡=1
(19)
𝑡=1
где З – сумма дисконтированных затрат; К𝑡 – капитальные затраты в год t; И𝑡
– эксплуатационные издержки в год t; Ен.п. – норма дисконта; 𝑡 – текущие годы
строительства и эксплуатации объекта; Трасч – срок службы объекта;
дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (𝑡 = 1).
Стоимость реконструкции может определяться с учетом затрат,
связанных с её реализацией, по формуле (20):
Крек = Кнов + Кдем − Кост ,
(20)
где Кнов – стоимость вновь устанавливаемого оборудования; Кдем – стоимость
демонтажа; Кост – остаточная стоимость демонтируемого оборудования,
которое не отработало нормативный срок службы и пригодно для
использования на других объектах.
Кост определяется по формуле (21):
Кост = К0 (1 −
где
К0
–
первоначальная
стоимость
ар 𝑡
),
100
демонтируемого
(21)
оборудования,
принимается по действующим ценам; ар – норма амортизационных
19
отчислений на реновацию; 𝑡 – продолжительность эксплуатации оборудования
до его демонтажа, лет.
Эксплуатационные издержки (И𝑡 ) определяются по выражению (22):
(22)
И𝑡 = И𝑡 + Иф + ∆И𝑡 ,
где И𝑡 – общие годовые эксплуатационные расходы по объекту без учета
амортизации; Иф – финансовые издержки, равные выплатам процентов по
кредитам и др. по годам расчетного периода; ∆И𝑡 – затраты на возмещение
потерь электроэнергии.
Затраты на оплату активных потерь электрической энергии ∆И𝑡
рассчитываются по формуле (23):
∆И𝑡 = ∆Э𝑡 Ц,
(23)
где ∆Э𝑡 – расчетные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом объекта;
Ц – тариф на электроэнергию.
В общем случае величина достигаемого экономического эффекта (Э𝑡 )
находится по выражению (24):
Э𝑡 = ∆С𝑤𝜏 − ∆Си𝜏 + ∆Сдр𝜏 ,
(24)
где Э𝑡 – экономический эффект, обусловленный вводом рассматриваемого
объекта в год 𝑡; ∆С𝑤𝜏 – изменение издержек на покупку электроэнергии; ∆Си𝜏
– изменение ожидаемых затрат на возмещение ущерба у потребителей от
перерывов или ограничений электроснабжения; ∆Сдр𝜏 – другие возможные
виды эффекта.
Чистый доход (ЧД) может быть определен по формуле (25):
ЧД = ∑{Э𝑡 − (К𝑡 + И′𝑡 + Иф )},
(25)
м
где Фм – результирующие затраты; м – шаг расчетного периода.
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) может быть определен по
формуле (26):
𝑇
ЧДД = Э − З = ∑{Э𝑡 − (К𝑡 + И′𝑡 + Иф )} ∙ (1 + Ен.п. )𝑇0−𝜏 ,
𝑡=1
20
(26)
где 𝑇 – срок службы проекта; 𝜏 – текущий год строительства и эксплуатации;
Э – дисконтированный системный эффект; З – дисконтированные затраты.
Для признания проекта эффективным с точки зрения потребителя
необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным; при сравнении
альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим
значением ЧДД (при выполнении условия ЧДД > 0).
Срок окупаемости может быть определен по формуле (27):
Ток =
−1
К
Ен.п.
ln (1 − ∙
).
ln(1 + Ен.п. )
Э 1 + Ен.п. Ен.п.
(27)
Примем стоимость КБ – 2000 руб/кВар; стоимость электроэнергии –
5 руб/кВт∙ч.
Общая мощность компенсирующих устройств в данном режиме – 30
МВАр. Проведем расчет капитальных затрат с учетом стоимости и установки
(для приближенного учета затрат на проектирование, монтажные работы,
приобретение контакторов и проводов примем увеличение вышеприведенные
затраты на отдельные конденсаторные банки КБ в 2 раза.):
𝐾 = 𝑄КБ ∙ 𝐾уд ∙ 2 = 30 МВАр ∙ 2000
руб
∙ 2 = 120 млн. руб.
кВар
Расчет экономии во втором режиме относительно первого:
руб
∙ ч ∙ (94,2 − 93,3) ∙ 8760 ч = 39,42 млн. руб.
кВт
Посчитаем чистый доход по формуле (25) за срок эксплуатации
Э𝑡 = С ∙ ∆𝑤𝜏 ∙ 𝑡 = 5
конденсаторных батарей (15 лет):
ЧД = Э𝑡 ∙ 𝑡 − 𝐾 = 39,42 млн. руб.∙ 15 лет − 120 млн. руб. = 471,3 млн. руб.
Посчитаем чистый дисконтированный доход по формуле (26) за срок
эксплуатации конденсаторных батарей (15 лет):
15
ЧДД = ∑{Э𝑡 − 𝐾} ∙ (1 + Ен.п. )𝑇0−𝜏 =
𝑡=1
15
= ∑{39,42 млн. руб. −120 млн. руб. } ∙ (1 + 0,14)𝑡−1 = −3533 млн. руб.
𝑡=1
21
Срок окупаемости может быть определен по формуле (27):
Ток =
=
−1
К
Ен.п.
ln (1 − ∙
)=
ln(1 + Ен.п. )
Э 1 + Ен.п. Ен.п.
−1
120
0,14
ln (1 −
∙
) = 3,362 г.
ln(1 + 0,14)
39,42 1 + 0,14 ∙ 0,14
Чистый
дисконтированный
доход
получился
отрицательным
(ЧДД=−3533 млн. руб.) – проект с точки зрения потребителя неэффективный.
4. Режим 3. СХН
На базе выполненного расчета «Режим 1» зафиксируем значения
напряжений в узлах нагрузки и представим нагрузки в виде статических
характеристик нагрузки (СХН), которые имеют вид, представленный в
формулах (28), (29):
2



 f

U
U
  a 3 
PH  PH 0  a 0  a1
 a 2 
 1 

U ном
 U ном 
 f ном
 

2

 U 
 f

U

  b3 
Q H  Q H 0 b0  b1
 b2 
 1 

U ном
 U ном 
 f ном
 

,
(28)
(29)
где 𝑎0 , 𝑎1 , 𝑎2 , 𝑎3 – коэффициенты полинома, описывающий характеристику
активной мощности 𝑃н ; 𝑏0 , 𝑏1 , 𝑏2 , 𝑏3 – коэффициенты полинома, описывающий
характеристику реактивной мощности 𝑄н .
При этом используем типовые характеристики активной мощности и
реактивной мощности, которые представлены на Рисунок 8.
Рисунок 8. Виды СХН
22
В результате получен режим, представленный на Рисунок 9, Рисунок 10
и Ошибка! Источник ссылки не найден..
Рисунок 9. Режим 3 – Графика
Рисунок 10. Режим 3 – Узлы5
Рисунок 11. Режим 3 – Ветви6
Сравнение режима 3 с режимом 1:
В Таблица 9 и Таблица 10 представлены значения напряжений и потерь
напряжений в узлах, активных и реактивных мощностей и их потерь в «Режим
1» и «Режим 3».
Таблица 9 – Сравнение «Режим 1» и «Режим 3». Напряжения
№ узла
1
2
3
4
5
V(кВ)
Режим 1 Режим 3
110,00
110,00
108,52
108,515
6,24
6,241
5,88
5,878
0,39
0,389
dV(кВ)
Режим 1 Режим 3
-1,35
4,01
-2,03
-2,75
-1,35
-2,03
Таблица 10 – Сравнение «Режим 1» и «Режим 3». Мощности
ветви
1-2
2-3
3-4
P(МВт); Q(МВАр)
Режим 1
Режим 3
94,81; 52,58 94,57; 52,89
94,18; 51,73 94,03; 51,70
69,79; 32,07 69,71; 32,02
dP(МВт); dQ(МВАр)
Режим 1
Режим 3
0,58; 1,97
0,58; 1,97
0,31; 0,84
0,31; 0,84
3,94; 2,12
3,93; 2,12
Р_н, Q_н – активная и реактивная мощности нагрузки; Р_г, Q_г – активная и реактивная
мощности генерации; V – напряжения в узлах; dV – отклонения напряжения.
6
R, X, B – активное сопротивление, реактивные сопротивление и проводимость
соответственно; Кт/г – коэффициент трансформации; Р_нач, Q_нач – активная и реактивная
мощности в начале ветви, dP, dQ – потери активной и реактивной мощности в ветви.
23
5
4-5
65,84; 29,93
65,83; 29,93
0,85; 3,94
0,85; 3,93
Анализируя результаты, представленные в Таблица 9 и Таблица 10, видно,
что «Режим 1» и «Режим 3» получились абсолютно идентичными. Что было
достигнуто за счет заданных в узлах нагрузки №3 и №5 напряжений,
полученных в «Режим1».
5. Режим 4. Установка компенсирующих устройств в «Режим 3»
В полученный путем представления нагрузок в виде СХН «Режим 3»
установим
обеспечения
устройства
компенсации
коэффициента
реактивной
реактивной
мощности
мощности
на
с
целью
шинах
НН
трансформатора ТС на уровне 0,2. Так как «Режим 3» и «Режим 1» одинаковые
в качестве компенсирующих устройств используем батареи статических
конденсаторов (БСК), использованные в «Режим 2»:
– узле нагрузки на 6 кВ – БСК-6-8-УХЛ1 (8 МВАр);
– узле нагрузки на 0,4 кВ – 22хУКМ-58-0,4-1000-50 (22х1000 кВар).
Для обеспечения требуемых уровней напряжения в узлах были
отрегулированы отпайки РПН, что видно на Рисунок 14.
Рисунок 12. Режим 4 – Графика
Рисунок 13. Режим 4 – Узлы7
Р_н, Q_н – активная и реактивная мощности нагрузки; Р_г, Q_г – активная и реактивная
мощности генерации; V – напряжения в узлах; dV – отклонения напряжения.
24
7
Рисунок 14. Режим 4 – Ветви8
Сравнение режима 4 с режимом 3 и режимом 2:
В Таблица 11 и Таблица 12 представлены значения напряжений и потерь
напряжений в узлах, активных и реактивных мощностей и их потерь в «Режим
4», «Режим 2» и «Режим 3».
Таблица 11 – Сравнение «Режим 4», «Режим 2» и «Режим 3». Напряжения
№ узла
1
2
3
4
5
Режим 4
110,000
109,118
6,062
5,751
0,377
V(кВ)
Режим 2
110,000
109,146
6,293
5,990
0,404
Режим 3
110,00
108,515
6,241
5,878
0,389
Режим 4
dV(кВ)
Режим 2
-0,80
-2,86
-4,15
-3,06
-0,78
4,88
-0,16
0,96
Режим 3
-1,35
-2,03
Таблица 12 – Сравнение «Режим 4», «Режим 2» и «Режим 3». Мощности
ветви
1-2
2-3
3-4
4-5
P(МВт); Q(МВАр)
Режим 4
Режим 2
Режим 3
91,24; 21,18 93,75; 18,97 94,57; 52,89
91,04; 20,77 93,29; 19,01 94,03; 51,70
67,51; 10,11 68,90; 8,39 69,71; 32,02
64,37; 8,56
65,66; 6,73 65,83; 29,93
dP(МВт); dQ(МВАр)
Режим 4
Режим 2
Режим 3
0,44; 1,47
0,45; 1,53
0,58; 1,97
0,23; 0,63
0,24; 0,66
0,31; 0,84
3,30; 1,77
3,16; 1,7
3,93; 2,12
0,71; 3,32
0,68; 3,16
0,85; 3,93
Сравнение «Режим 4» и «Режим 3»: Анализируя результаты,
представленные в Таблица 12, можно сделать вывод, что введение устройств
компенсации реактивной мощности в узлах нагрузки №3 и №5 приводит к
снижению передачи реактивной мощности по всем ветвям системы
электроснабжения и уменьшению потерь как активной, так и реактивной
мощностей. Потери напряжения уменьшились на границе раздела балансовой
принадлежности (в узле №2), что видно в Таблица 11.
Сравнение «Режим 4» и «Режим 2»: За счет более точного описания
физических процессов нагрузки (представления нагрузок в виде СХН)
потребление активной мощности во всех ветвях снизилось, что представлено
R, X, B – активное сопротивление, реактивные сопротивление и проводимость
соответственно; Кт/г – коэффициент трансформации; Р_нач, Q_нач – активная и реактивная
мощности в начале ветви, dP, dQ – потери активной и реактивной мощности в ветви.
25
8
в Таблица 12. Сравнивать напряжения и потери напряжения в этих двух
режимах
некорректно,
поскольку
были
приняты
разные
значения
номинальных напряжений.
Экономическая оценка
Примем
стоимость
КБ
(𝐾уд )–
2000
руб/кВар;
стоимость
электроэнергии (С) – 5 руб/кВт∙ч.
Общая мощность компенсирующих устройств в данном режиме – 30 МВАр.
Проведем расчет капитальных затрат с учетом стоимости и установки (для
приближенного учета затрат на проектирование, монтажные работы, приобретение
контакторов и проводов примем увеличение вышеприведенные затраты на
отдельные конденсаторные банки КБ в 2 раза.):
𝐾 = 𝑄КБ ∙ 𝐾уд ∙ 2 = 30 МВАр ∙ 2000
руб
∙ 2 = 120 млн. руб.
кВар
Расчет экономии в четвертом режиме относительно третьего:
руб
∙ (94,5 − 90,8) ∙ 8760 ч = 140,2 млн. руб.
кВт ∙ ч
Посчитаем чистый доход по формуле (25) за срок эксплуатации
Э𝑡 = С ∙ ∆𝑤𝜏 ∙ 𝑡 = 5
конденсаторных батарей (15 лет):
ЧД = Э𝑡 ∙ 𝑡 − 𝐾 = 140,2 млн. руб.∙ 15 лет − 120 млн. руб. = 1982 млн. руб.
Посчитаем чистый дисконтированный доход по формуле (26) за срок
эксплуатации конденсаторных батарей (15 лет):
15
ЧДД = ∑{Э𝑡 − 𝐾} ∙ (1 + Ен.п. )𝑇0−𝜏 =
𝑡=1
15
= ∑{140,2 млн. руб. −120 млн. руб. } ∙ (1 + 0,14)𝑡−1 = 883,9 млн. руб.
𝑡=1
Срок окупаемости может быть определен по формуле (27):
Ток =
=
−1
К
Ен.п.
ln (1 − ∙
)=
ln(1 + Ен.п. )
Э 1 + Ен.п. Ен.п.
−1
120
0,14
ln (1 −
∙
) = 0,806 г.
ln(1 + 0,14)
140,2 1 + 0,14 ∙ 0,14
26
Данное решение является эффективным с точки зрения потребителя, так
как значение ЧДД положительное (ЧДД = 883,9 млн. руб. ). Также срок
окупаемости составил 0,806 г.
6. Режим 5. Оптимальный режим
Для определения оптимальной мощности КУ воспользуемся формулой:
𝐾 ∙ 𝑈2
𝑄к0 = 𝑄н −
,
2 ∙ 𝑅 ∙ 𝑐Э
где 𝑐Э – стоимость потерь мощности в максимуме нагрузки равная
произведению стоимости электроэнергии на число часов максимальных
потерь.
𝐾 ∙ 𝑈2
𝑄к0 узел 3 = 𝑄н узел 3 −
= 18 МВАр −
2 ∙ 𝑅 ∙ 𝑐Э
32 млн. руб ∙ 6 кВ2
=
руб
2 ∙ 0,92 Ом ∙ 5
∙ 8760 ч
кВт ∙ ч
= 3,706 МВАр;
𝐾 ∙ 𝑈2
𝑄к0 узел 5 = 𝑄н узел 5 −
= 26 МВАр −
2 ∙ 𝑅 ∙ 𝑐Э
88 млн. руб ∙ 0,4 кВ2
=
руб
2 ∙ 0,96 Ом ∙ 5
∙ 8760 ч
кВт ∙ ч
= 25,833 МВАр.
:
– узле нагрузки на 6 кВ – 6хУКРМ-6,3 (10,5)-600-300 (3,6 МВАр);
– узле нагрузки на 0,4 кВ – 26хУКМ-58-0,4-1000-50 (26х1000 кВар).
Рисунок 15. Режим 5 – Графика
27
Рисунок 16. Режим 5 – Узлы9
Рисунок 17. Режим 5 – Ветви10
Экономическая оценка
Примем
стоимость
КБ
(𝐾уд )–
2000
руб/кВар;
стоимость
электроэнергии (С) – 5 руб/кВт∙ч.
Общая мощность компенсирующих устройств в данном режиме – 29,7 МВАр.
Проведем расчет капитальных затрат с учетом стоимости и установки (для
приближенного учета затрат на проектирование, монтажные работы, приобретение
контакторов и проводов примем увеличение вышеприведенные затраты на
отдельные конденсаторные банки КБ в 2 раза.):
𝐾 = 𝑄КБ ∙ 𝐾уд ∙ 2 = 29,7 МВАр ∙ 2000
руб
∙ 2 = 118,8 млн. руб.
кВар
Расчет экономии в четвертом режиме относительно третьего:
руб
∙ (94 − 90,2) ∙ 8760 ч = 166,4 млн. руб.
кВт ∙ ч
Посчитаем чистый доход по формуле (25) за срок эксплуатации
Э𝑡 = С ∙ ∆𝑤𝜏 ∙ 𝑡 = 5
конденсаторных батарей (15 лет):
ЧД = Э𝑡 ∙ 𝑡 − 𝐾 = 166,4 млн. руб.∙ 15 лет − 118,8 млн. руб. = 2378 млн. руб.
Посчитаем чистый дисконтированный доход по формуле (26) за срок
эксплуатации конденсаторных батарей (15 лет):
Р_н, Q_н – активная и реактивная мощности нагрузки; Р_г, Q_г – активная и реактивная
мощности генерации; V – напряжения в узлах; dV – отклонения напряжения.
10
R, X, B – активное сопротивление, реактивные сопротивление и проводимость
соответственно; Кт/г – коэффициент трансформации; Р_нач, Q_нач – активная и реактивная
мощности в начале ветви, dP, dQ – потери активной и реактивной мощности в ветви.
28
9
15
ЧДД = ∑{Э𝑡 − 𝐾} ∙ (1 + Ен.п. )𝑇0−𝜏 =
𝑡=1
15
= ∑{166,4 млн. руб. −118,8 млн. руб. } ∙ (1 + 0,14)𝑡−1 = 2089 млн. руб.
𝑡=1
Срок окупаемости может быть определен по формуле (27):
Ток =
=
−1
К
Ен.п.
ln (1 − ∙
)=
ln(1 + Ен.п. )
Э 1 + Ен.п. Ен.п.
−1
118,8
0,14
ln (1 −
∙
) = 0,666 г.
ln(1 + 0,14)
166,4 1 + 0,14 ∙ 0,14
Данное решение является эффективным с точки зрения потребителя, так
как значение ЧДД положительное (ЧДД = 883,9 млн. руб. ). Также срок
окупаемости составил 0,806 г.
Выводы
29