Расчет электрический сетей железнодорожного узла

 

5. Экономические расчёты вариантов схем сети

 

Выберем наиболее целесообразную схему электроснабжения по общим  технико-экономическим показателям. К числу этих показателей относятся: стоимость капитальных затрат и  стоимость суммарных ежегодных  эксплуатационных расходов.

Годовые потери электроэнергии в линиях и трансформаторах определяем по потерям активной мощности и по времени максимальных годовых потерь.

Рассчитаем схему № 1

Потери энергии в линии рассчитываем по формуле:

 

где S_{к макс} – максимальная мощность, протекающая по к-тому участку

                      линии, кВА;

       R_к – активное сопротивление к-того участка линии, Ом;

       t - время максимальных годовых потерь, час/год.

Время максимальных годовых  потерь считаем по формуле:

         (5.2)

         Тогда:

  

 

Потери в двухобмоточных  трансформаторах определяются по формуле:

                                                (5.3)

где DР_кз - потери активной мощности в обмотках трансформатора,

                  равные потерям

                   короткого замыкания, кВт;

      DР_хх – потери активной мощности в стали трансформатора, равные

                 потерям холостого хода, кВт;

      n – число параллельно включенных трансформаторов;

      S – мощность нагрузки на трансформаторы;

      S_н – номинальная мощность одного трансформатора;

       t – время работы трансформаторов ( t=8760 часов).

Тогда потери в трансформаторах  составят:

на подстанции М

 

на подстанции С

на подстанции Л

на подстанции Д

 

Потери электроэнергии в трансформаторах  составят:

Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости  потерянной энергии в сети за год  и расходов на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Ежегодные эксплуатационные расходы в сети определяем из следующего выражения:

(5.5)

где b₀ – стоимость 1 кВт час потерянной энергии, руб/кВт ч;

       DW_a – годовые потери  электроэнергии в линии, кВт час;

       DW_a.тр – годовые потери  электроэнергии в трансформаторах, кВт

                      час; 

       К_Л – капитальные затраты на сооружение линии, руб;

       К_П – капитальные затраты на сооружение подстанции, руб;

       Р_ЛS - отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание

                линии в относительных единицах (для воздушных линий на

                железобетонных опорах  - 0,04);

      Р_ПS - отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание

               подстанции в относительных единицах ( для оборудования

               подстанций – 0,09).

 

Отчисления на амортизацию  и текущий ремонт:

Р_SК_с=[0,04*40*(3,23*1,5*2+3,27*11,5)+0,09*40*(1,7*7,75+6,71+1,7*7,75+1,7*6,71)]*10³= 235780 руб.

Тогда:

Для оценки более экономичного варианта расчета найдем минимальные приведенные затраты:

          (5.6)

где Р_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

               равный 0,125;

       К_С – капитальные затраты на сооружение сети, руб.

 

Рассчитаем схему №2.

Потери энергии в линии рассчитываем по формуле (5.1)

 

 

Т.к. трансформаторные подстанции те же самые то потери в двухобмоточных  трансформаторах по ранее расчитаным формулам равны:

DW_атр = 12133 кВт*ч.

Ежегодные эксплуатационные расходы  складываются из стоимости потерянной энергии в сети за год и расходов на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Ежегодные эксплуатационные расходы  в сети определяем по формуле (5.6)

Отчисления на амортизацию и  текущий ремонт:

Р_S К_Л= 0,0085*3,39*40+0,09*40*(1,7*5,1+5,1+1,7*5,1+1,7*4,2) =

= 171600 руб.

Тогда:

Для оценки более экономичного варианта расчета найдем минимальные  приведенные затраты по формуле (5.6)

 

 

где Р_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

               равный 0,125;

       К_С – капитальные затраты на сооружение сети, руб.

 

Из приведенных выше расчетов следует, что наиболее выгодным является вариант схемы №1. т. к. приведенные затраты в нем меньше. Дальнейшие расчеты будем вести именно по этому варианту схемы.

 

 

6. Компенсация реактивной мощности

 

Характерной особенностью энергетического хозяйства железнодорожного узла является относительно большое  потребление реактивной мощности из-за низкой загрузки асинхронных двигателей и силовых трансформаторов понизительных  подстанций. Компенсация реактивной мощности с помощью батарей конденсаторов приводит к экономии электрической энергии в системе электроснабжения узла.

Определяем потери активной мощности от протекания реактивных мощностей  в каждой линии, отходящей от источников питания по формуле:

где Q_K – мощность протекающая на к-том участке, квар;

       R_K – сопротивление к-того участка, Ом;

       U_H – номинальное напряжение ( 10 кВ);

       n – число к-тых участков линии от источника питания до последнего потребителя.

Тогда:

 

 

 

 

 

 

Рассчитываем эквивалентные сопротивления каждой линии по формуле:

                                                          (6.2)

где Q_Гj – реактивная мощность на головном j-том участке линии, квар.

Тогда:

 

 

 

 

Определяем эквивалентное  сопротивление всех m линий, отходящий от

источника питания, по выражению:

Найдем суммарную мощность компенсирующих устройств (КУ):

где Q_i – суммарная реактивная мощность, потребляемая в i-том узле.

Мощность КУ, подлежащую установке в каждой j-той сети, определяется по формуле:

                                                                                    (6.5)

Тогда:

 

В соответствии с расчетами  разместим КУ на шинах низкого  напряжения потребителей 0,4кВ следующим  образом (рис. 6.1).

 

 

        А                             В

       Р_А +jQ_А                        Р_СД +jQ_СД                         Р_ДЛ +jQ_ДЛ              Р_ЛВ +jQ_ЛВ

          4 км  2,5 км      2,5 км  2,5 км

  1,5км

М              500+j309,8-j200            300+j170-j100         600+j307,5-200

400+j182,3

Рис. 6.1

 

Проверим можно ли уменьшить мощность трансформаторов  на подстанциях. Для этого найдем полные мощности на подстанциях с учетом КУ:

 

Определим мощности трансформаторов:

Расчетную мощность трансформатора для потребителей первой и второй категории находим по формуле:

                                                                                 (6.7)

S_{расч С} = 512/1,4 = 365,7кВА;

S_{расч Л}= 609,5/1,4 = 435,4кВА;

S_{расч М} =439,6/1,4 = 314кВА.

         Для потребителей третьей категории S_расч = S .

         S_{расч Д} = 308 кВА.

Из приведенных расчетов видно, что поменять трансформатор можно на подстанции С и установить там два трансформатора ТМ-400/10.

 

Пересчитаем нагрузки на каждом элементе схемы:

Так как на участке  АМ компенсирующих устройств не устанавливалось, то нагрузки на участке останутся  прежними.

Участок АВ:

Мощности на головных участках находятся по формулам (4.2- 4.5):

 

Р_А = (500*7.5+300*5+600*2.5) / (11.5) = 586.96 кВт;

Q_А = (7.5*109.8+5*70+2.5*107.5) / (11.5) = 125,4 квар;

Р_В = (9*600+6.5*300+4*500) / (11.5) = 813 кВт;

Q_В = (9*107.5+6.5*70+4*109.8) / (11.5) =161,9 квар.

 

Сделаем проверку правильности расчетов:

 

        P_А + P_В =S P_К ;                                                                                   

586.96+813 = 500+300+600;

      1399.96 = 1400;

       Q_А + Q_В =S Q_К ;

       125,4+161,9 = 109.8+70+107.5;

          287.3 = 287.3.

Расчеты выполнены правильно.

Определим мощности на линии  между потребителями:

P_СД +jQ_СД = P_А +jQ_А – P_С – jQ_С =587+j125,4-500-j109.8 = 87+j15.6;

P_ДЛ +jQ_ДЛ = P_В' +jQ_В – P_Л – jQ_Л =813+j161.9-600-j107.5=213+j53,4.

 

Найдём полные мощности на участках в линии по формуле (4.8):

 

 

 

 

 

 

Найдём эквивалентную  мощность в линии по формуле (4,9):

 

      

 

Экономическое сечение  проводов рассчитываем по формуле:

 

 

 

Округляем сечение провода до стандартного значения  и получаем провод АС-35 с сечением  36.9 мм².

7. Определение отклонений напряжения на шинах подстанции потребителей в режиме максимальных и минимальных нагрузок

 

        А                             В

       Р_А +jQ_А                        Р_СД +jQ_СД                         Р_ДЛ +jQ_ДЛ              Р_ЛВ +jQ_ЛВ

          4 км  2,5 км      2,5 км  2,5 км

  1,5км

М              500+j309,8-j200            300+j170-j100         600+j307,5-200

400+j182,3

Рис. 7.1

 

Определение уровня напряжения на шинах 10 кВ подстанции М производиться по формуле:

где U_A – напряжение на шинах источника А;

       P_A ,Q_A  – активная и реактивная мощности протекающие по

                         участку А-М;

       R_A-M , X_A-M  – активное и реактивное сопротивления проводов на

                      участке А-М.

Напряжение на шинах  подстанции С равно:

 

Напряжение на шинах  подстанции Д равно:

 

Напряжение на шинах  подстанции Л равно:

 

 

Для расчета режима минимальных  нагрузок примем, что они составляют 30% от максимальных. Мощность не регулируемой КУ в режиме минимальных нагрузок не изменяется.

Снова найдем нагрузки протекающие в линии между подстанциями:

 

        А                             В

       Р_А +jQ_А                        Р_СД +jQ_СД                         Р_ДЛ +jQ_ДЛ              Р_ЛВ +jQ_ЛВ

          4 км  2,5 км      2,5 км  2,5 км

  1,5км

М              0,3*(500+j309,8)-j200    0,3*(300+j170)-j100     0,3*(600+j307,5)-j200

0,3*(400+

+j182,3)                                           

Рис. 7.2

 

Р_Амин=0,3З*Р_А=176,1 кВт;

Q_Амин=(-107,1*7,5-49*5-107,5*2,5)/11,5=-114,6 квар;

Р_Вмин=0,3* Р_В =243,9 кВт;

Q_Вмин=(-107,1*4-49*6,5-107,5*9)/11,5=-149,3 квар.

 

Сделаем проверку правильности расчетов :

          P_А + P_В =S P_К ;

  176,1+243,9=150+90+180;

               420=420;

       Q_А + Q_В =S Q_К ;

-114,6-149,3=-107,1- 49-107,8;

        -263,9=-283,9.

Расчеты выполнены правильно.

Определим мощности между потребителями:

P_СД +jQ_СД = P_А +jQ_А – P_С – jQ_С =176,1-j114,6-150+j107,1 =26-j6,9;

P_ДЛ +jQ_ДЛ = P_В' +jQ_В – P_Л – jQ_Л =243,9-j149,3-180+j107,8=63,9-j41,5.

 

Напряжение на шинах  подстанции С равно:

             

 

Напряжение на шинах  подстанции Д равно:

       

 

       

 

Напряжение на шинах подстанции Л равно:

       

 

Напряжение на шинах  подстанции М равно:

        

 

При выборе отпайки учитываем потери напряжения в трансформаторах, которые  определяются из выражения:

где P,Q – активная и реактивная нагрузки на трансформаторы;

       R_тр, X_тр –активное и реактивное сопротивления трансформаторов,

                       приведенные к высшему напряжению.

Сопротивления трансформаторов  найдем из выражения:

                                              (7.3)

                                                 (7.4)

где DP_кз – потери короткого замыкания, кВт;

         S_н – номинальная мощность трансформатора, кВА;

         U_к – напряжение короткого замыкания, % .

Тогда:

 

Отсюда найдем потери в трансформаторах в режиме максимальных нагрузок

на подстанции М:

на подстанции С:

на подстанции Д:

на подстанции Л:

 

Отсюда найдем потери в трансформаторах в режиме минимальных нагрузок

на подстанции М:

на подстанции С:

на подстанции Д:

на подстанции Л:

 

Определим и занесём  в таблицу 7.1 отклонения напряжения по формуле:

                                                     (7.5)

Занесём в таблицу 7.1 полученные величины напряжений: