Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

 

РЕФЕРАТ

Выполнено учебное проектирование сети для электроснабжения промышленного района.

Целью проектирования являлась разработка рациональной электропитающей сети, обеспечивающей надежность и экономичность электроснабжения потребителей и качество электроэнергии. Эта цель достигалась на основе принципов вариантного проектирования и оптимизации параметров воздушных линий электропередачи и трансформаторных подстанций: конфигурации и схемы сети, номинального напряжения, сечений проводов, числа и мощности трансформаторов.

Выбор наилучшего варианта из трех конкурентоспособных осуществлен согласно действующим методическим рекомендациям. Для признанной наилучшей радиально-магистральной сети 110 кВ выполнены: уточненный расчет основных электрических режимов, проверка достаточности регулировочного диапазона устройств РПН трансформаторов, уточнение баланса мощности и расстановки компенсирующих устройств, укрупненный расчет себестоимости передачи электроэнергии.

Ключевые слова: электропитающая сеть, надежность и экономичность электроснабжения, качество электроэнергии, вариантное проектирование, оптимизация параметров элементов сети, расчет режимных параметров, баланс мощности, компенсирующие устройства, себестоимость передачи электроэнергии.

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на проектирование

Введение

.Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств

.Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта

.1Порядок составления вариантов

.2Электрические схемы подстанций

.3Методика выбора конкурентоспособных вариантов

.4Составление вариантов схемы сети и выбор конкурентоспособных

Предварительный расчет трех отобранных вариантов

.1Вариант радиально-магистральной сети

.2Вариант кольцевой сети

.3Комбинированная сеть

Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

.1Вариант радиально-магистральной сети

.2Вариант кольцевой сети

.3Вариант комбинированной сети

Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего

.1Вариант радиально-магистральной сети

.2Вариант кольцевой сети

.3Вариант комбинированной сети

Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта

.1Определение зарядных мощностей ВЛ

.2Определение расчетных нагрузок подстанций в режиме наибольших нагрузок

.3Расчет режима наибольших нагрузок

.4Уточненный расчет послеаварийного режима

Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов

.1Нормальный режим наибольших нагрузок

.2Послеаварийные режимы

Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электроэнергии

.1Уточнение баланса мощности

.2Определение себестоимости передачи электроэнергии

Заключение

Список литературы

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Спроектировать сеть для электроснабжения 6 потребителей. Взаимное расположение потребителей и источника питания (районная понизительная подстанция) показано на рисунке.

Масштаб 1: 1000000

Сведения о потребителях№Р, МВтCos ?Uн ном, кВ122,20,7310224,50,6310323,10,7210410,80,6210514,80,5610618,40,5810Состав по категориям№I, %II, %III, %1010902253540320206041025655203050602080

Коэффициент мощности энергосистемы Cos ?c = 0,9

Число часов использования максисмума: ТИМ = 6300

Считать, что РПП имеет неограниченную мощность, и что на ней имеются шины с напряжениями 35кВ, 110кВ и 220кВ. причем во всех режимах на них поддерживается напряжение, равное 1,01от номинального.

Выполнить следующие расчеты:

.Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.

.Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.

.Предварительный расчет трех отобранных вариантов.

.Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.

.Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

.Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта.

.Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

.Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи эл. энергии.

В графической части представить:

.Рассматриваемые варианты конфигурации сети.

.Схему замещения сети.

.Однолинейную схему сети.

ВВЕДЕНИЕ

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Основное назначение электрических сетей - это присоединение электроприемников и потребителей к источникам питания.

Распределительными называются сети, к которым непосредственно присоединяются электроприемники. Остальные сети следует относить к питающим.

Объектом проектирования являются питающие сети, служащие для электроснабжения промышленного района.

Проектирование является творческим процессом разработки проекта, реализация которого приведет к созданию нового технического объекта либо к развитию существующего. Проектирование является важнейшим видом инженерной деятельности, так как от качества проекта зависят технико-экономические показатели работы построенного по нему объекта. Курсовое проектирование электрической сети способствует подготовке будущих инженеров-электриков к этому виду деятельности, выработке умений и навыков творчества.

Расчеты рабочих режимов постоянно выполняются и в процессе эксплуатации электрической сети с целью установления соответствия токов в отдельных элементах и напряжений в узлах сети допустимым значениям и поддержания экономичности работы сети путем оптимизации параметров ее элементов и параметров ее рабочих режимов. Следовательно, курсовое проектирование способствует подготовке и к эксплуатационной деятельности.

1.РАСЧЕТ БАЛАНСА МОЩНОСТИ И РАССТАНОВКА КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Определяем полную мощность Si каждого потребителя

i = Рi / сos?i , (1.1)

где Рi - заданная активная мощность i-го потребителя, МВт; сos?i - заданный коэффициент активной мощности:

1 = 22,2 / 0,73 = 30,41 МВ·А.

Результаты расчетов для остальных потребителей помещаем в табл.1.

Прогнозируемые потери активной мощности в линиях электропередачи и трансформаторах потребителей ??i принимаем равными 5% от потребляемой активной мощности [1]

??i = 0,05?i . (1.2)

??1 = 0,05 · 22,2 = 1,11 МВт.

Результаты расчетов для остальных потребителей помещаем в табл.1.

Находим реактивную мощность i-го потребителя

Qi = ?i tg?i = ?i tg (arc cos?i ), (1.3)

где tg?i - коэффициент реактивной мощности:

Q1 = 22,2 · tg(arc cos 0,73) = 22,2 · 0,936 = 20,78 Мвар.

Результаты для остальных потребителей помещены в табл.1.

Зарядную мощность линий, а также потери реактивной мощности в них не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей ?Qтр.i принимаем равными 6% от полной их мощности

?Qтр.i = 0,06Si : (1.4)

?Q тр.1 = 0,06S1 = 0,06·30,41 = 1,82 МВар.

Результаты остальных расчетов помещаем в табл.1.

Общую активную мощность всех потребителей в часы максимума или требуемую ими активную мощность, покрываемую энергосистемой (районной понизительной подстанции - РПП), определяем суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь в сетях:

?? = ?треб = ?(?i + ??i).

По данным табл. 1 получаем ?треб = 119,50 МВт.

Общую требуемую реактивную мощность определяем суммированием соответствующих мощностей потребителей и потерь в трансформаторах

? = Qтреб =?(Qi +?Qтр.i). (1.6)

По данным табл. 1 получаем Qтреб = 145,27 МВар.

Определяем располагаемую реактивную мощность энергосистемы

расп = ?? tg?c = ?? tg(arc cos?c): (1.7)расп = 119,50 ·tg (arс cos 0,9) = 57,88 МВар.

Располагаемая реактивная мощность меньше требуемой, следовательно, имеется дефицит реактивной мощности и необходима установка компенсирующих устройств (КУ) на стороне 10 кВ подстанций потребителей. При этом общая мощность КУ

КУ =Qдеф = Qтреб - Qрасп = 145,27 - 57,88 = 87,39 Мвар.

Мощность КУ, устанавливаемых на i-й подстанции, определяем по выражению

ку.i = Qi + ?Qтр.i - (?i+??i)tg (arc cos?c): (1.8)

Qку.1 = 20,78 + 1.82 - (22,2 + 1,11) tg(arc cos 0,9) = 11,31 Мвар.

Результаты расчета для остальных подстанций помещаем в табл. 1.

Если требуемая мощность Qку.i превышает 10 МВар, то используют синхронные компенсаторы, а если не превышает, то применяют батареи статических конденсаторов.

По единичной мощности Qед компенсирующих устройств находим их количество, устанавливаемое у i-го потребителя:

ку.i = Qку.i / Qед. (1.9)

У потребителей 1, 3 и 5 устанавливаем синхронные компенсаторы типа КС-10 000-10,5, номинальные параметры которых Sном = 10 МВар, Uном = 10,5 кВ, а у потребителей 2 и 6 - синхронные компенсаторы типа КС-16 000-11, имеющие Sном = 16 Мвар и Uном = 11 кВ.

Кроме того, в качестве недостающих КУ у этих потребителей, а также основных КУ у потребителя 4 применяем конденсаторные установки типа ККУ - 10 - 1 единичной мощностью 0,33 Мвар [2].

Количество таких КУ, устанавливаемых у потребителей

ку.i = (Qку.i - Qкс. ном) /Q ед : (1.10)

Таблица 1 - Баланс активной и реактивной мощности

Потребитель123456ИтогоSi,МВ · А30,4138,8932,0817,4226,4331,72?i, МВт22,224,523,110,814,818,4119,50??i, МВт1,111,231,160,540,740,92Qi, МВар20,7830,2022,2713,6721,9025,84145,27?Qтр.i, МВар1,822,331,921,051,591,90Qку, МВар11,3120,0712,449,2315,9618,3887,39nку: Qґi, Мвар9,469,919,634,435,967,5346,92 ку.1 = (11,31 - 10) / 0,33 = 4шт.

Результаты выбора (расстановки компенсирующих устройств) приведены в табл.1.

Общая мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях потребителей равна

ку.? = 3 · 10 + 2 · 16 +78 · 0,33 = 87,74 МВар.

Определяем нескомпенсированную (потребляемую из энергосистемы) реактивную мощность i-го потребителя

iґ= Qi - ?(nку.i Qед.i): (1.11)1ґ = 20,78 - (1· 10 + 4·0,33) = 9,46 Мвар.

Результаты расчетов Qiґ для остальных потребителей помещены в табл.1.

Проверим расчет баланса реактивной мощности. Для этого определяем новое значение требуемой потребителями от энергосистемы реактивной мощности и сравниваем его со значением располагаемой реактивной мощности:

Qґтреб = ?Qiґ+ ?Qтр.i = 46,92 + 10,61 = 57,53 = Qрасп = 57,88 МВар.

Как видим, баланс реактивной мощности практически сошелся. Незначительное расхождение вызвано округлением количества конденсаторных установок до ближайшего целого числа. Следовательно, все расчеты, результаты которых приведены в табл. 1, сделаны правильно.

2. СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ С АНАЛИЗОМ КАЖДОГО ВАРИАНТА

.1 Порядок составления вариантов

Электрическая сеть должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ [3] потребители I и II категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. Независимыми источниками считаются разные секции шин распределительных устройств электростанций или подстанций, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций. Следовательно, районная питающая подстанция (РПП) имеет независимые секции шин с напряжениями 35, 110 и 220 кВ.

Для питания потребителей I категории применяют резервированные схемы сетей с автоматическим включением резерва (АВР). Питание потребителей II категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным, то есть резервный источник включается обслуживающим персоналом. Питание потребителей III категории может осуществляться по нерезервированной схеме. Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе схемы сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

)разомкнутые нерезервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

)разомкнутые резервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;

)замкнутые резервированные сети (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

При составлении вариантов конфигурации сети используем следующий алгоритм.

.Составляется наиболее простой вариант радиально-магистральной сети, где все линии прокладываются в двух- или одноцепном исполнении по кратчайшим трассам.

.Полученный вариант анализируется с точки зрения его возможных недостатков, и составляются следующие варианты, в которых эти недостатки в той или иной мере устраняются. При этом схема сети может оставаться как чисто радиально-магистральной, так и становиться смешанной, т.е. содержать кольцевые участки.

.Составляется вариант кольцевой сети, где все или большинство потребителей объединяется в кольцо.

.Этот вариант также анализируется, и все следующие варианты составляются с целью устранения его недостатков. При этом также не исключено, что могут вновь появиться какие-то радиально-магистральные участки.

.2 Электрические схемы подстанций

Трансформаторные подстанции являются неотъемлемой частью любой электрической сети. Поэтому выбранная схема влияет и на выбор схем подстанций.

Схема электрических соединений подстанций потребителей на стороне высшего напряжения определяется категорией потребителей по надежности электроснабжения, а также местом и ролью подстанции в электрической сети. Выбор схем подстанций осуществляют из существующих унифицированных типовых схем [4], с учетом того, что сейчас рекомендуется выполнять все подстанции с выключателями, а не по упрощенной схеме с отделителями и короткозамыкателями.

Если подстанция тупиковая (т.е. находится в конце радиальной или магистральной сети) и питает только потребителей III категории, то она выполняется по схеме блока «одноцепная линия - трансформатор»; при питании потребителей I и II категории подстанция выполняется по схеме «двойного блока с автоматической перемычкой со стороны трансформаторов» (двухцепная линия и два трансформатора - рис. П.1).

Остальные подстанции, подключенные к радиально-магистральной линии, являются проходными. Для проходных подстанций с двухцепными линиями применяется схема «двойного блока с автоматической перемычкой стороны линий». Кроме того, при повреждении любого участка любой цепи он должен отключаться с двух сторон. Для этого на каждом узле ответвления от линии к трансформатору необходима установка двух секционирующих выключателей (рис. П.2).

В магистральных линиях с двухсторонним питанием, а также в кольцевых линиях при повреждении любого участка он должен отключаться с двух сторон. Такую функцию выполняет проходная подстанция по схеме «мостика с неавтоматической перемычкой». Перемычка из двух разъединителей позволяет при выводе в ремонт выключателя сохранить кольцо в разомкнутом состоянии, а также поочередно ремонтировать разъединители (рис. П.3).

При числе присоединений на стороне высшего напряжения более четырех подстанция становится узловой. При этом возможно использование схемы подстанции, имеющей одну рабочую систему шин, секционированную выключателем, и обходную, с выключателями во всех присоединениях (рис. П.4).

2.3 Методика выбора конкурентоспособных вариантов схемы сети

Все составленные варианты делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые (в основном) схемы и смешанные. Для каждой подстанции в соответствии с п. 2.2 определяется схема электрических соединений. Затем внутри каждой группы по критериям, не требующим больших трудозатрат, выбирается наиболее конкурентоспособный вариант. В качестве таких критериев можно использовать, например, общую длину линий «в одноцепном исчислении» и общее количество выключателей [1]. Термин «в одноцепном исчислении» означает, что при суммировании длин воздушных линий (ВЛ) длина одноцепных ВЛ входит в сумму, как она есть, а длина двухцепных умножается на соответствующий коэффициент k = 1,5, отражающий их большую стоимость. Следовательно, первым частным критерием для сравнения вариантов схемы сети является общая длина линий L? в одноцепном исчислении

? = ?L1 +k?L2, (2.1)

где ?L1,?L2 - соответственно длина всех одноцепных и всех двухцепных линий в данном варианте.

Второй частный критерий N? складывается из выключателей на РПП (по одному выключателю на каждую цепь отходящих линий) и выключателей на подстанциях потребителей (в зависимости от их схем электрических соединений).

Что касается трансформаторов на подстанциях потребителей, то если во всех вариантах одной группы предполагается использовать одинаковые трансформаторы, при сравнении вариантов их также не учитывают. Если же трансформаторы разные, например когда в части вариантов одной группы сеть состоит из участков с разными номинальными напряжениями, и для связи между ними будут использоваться трехобмоточные трансформаторы. То при сравнении вариантов этой группы отличия в стоимости трансформаторов следует учесть.

Далее для выбора наиболее конкурентоспособного варианта необходимо все частные критерии привести к какому-либо одному, например к длине одноцепной ВЛ. Для этого по справочным данным определяют, что стоимость одного выключателя примерно равна стоимости 4 км одноцепной ВЛ. Аналогично к километрах линии можно выразить и дополнительные капитальные вложения в трехобмоточные трансформаторы. В результате каждый вариант схемы сети оценивается единственным критерием Lґ? - приведенной длиной линий в одноцепном исчислении

ґ? =?L1 + 1,5?L2 + 4N? . (2.2)

При необходимости в критерий (2.2) включают приведенную длину линий Lу. тр., стоимость которой равна дополнительным капитальным вложениям в трехобмоточные трансформаторы ?Ктр:

Lу. тр = ??тр / ?1км, (2.3)

где ?1км - стоимость 1 км одноцепной ВЛ.

Затем по критерию приведенной длины линий выбирают лучший вариант из каждой группы, т.е. имеющий наименьшее значение Lґ? (а значит и наиболее дешевый). Таким образом, из всех рассмотренных вариантов для дальнейшего расчета остаются три наиболее конкурентоспособных: один с радиально-магистральной схемой линий, один с кольцевой и один со смешанной.

На рассматриваемом этапе выбора конкурентоспособных вариантов схемы сети ее номинальное напряжение еще не определено, поэтому во всех вариантах, принадлежащих к одной группе, его можно считать одним и тем же и при сравнении вариантов не учитывать.

2.4 Составление вариантов схемы сети и выбор конкурентоспособных

Географическое расположение источника питания и потребителей показано на рис. 2.1, на котором указаны расстояния между пунктами в километрах. В пунктах 2, 3, 4 и 5 имеются потребители I, II и III категории; в пунктах 1 и 6 - II и III категории по надежности электроснабжения.

Для обеспечения надежности электроснабжения (п. 2.1) все потребители должны питаться по резервированным схемам. Следовательно, все подстанции (ПС) должны быть двухтрансформаторными и в радиально-магистральных сетях питаться по двухцепным линиям электропередачи.

Составление вариантов начинаем с наиболее простых радиально-магистральных схем [1].

Вариант 1 (рис. 2.2) представляет собой радиально-магистральную сеть наименьшей суммарной длины. Подстанции 1, 2, 5 и 6 являются тупиковыми, ПС4 - проходной, а ПС3 - узловой.

Общая длина линий в одноцепном исчислении по формуле (2.1)

? = k?L2 = 1,5 (20 + 26 + 31 + 46 + 20 + 14) = 235,5 км.

Общее количество выключателей N? складывается из выключателей на РПП (по одному выключателю на каждую отходящую цепь) и выключателей на стороне высшего напряжения (ВН) подстанций потребителей.

Тупиковые двухтрансформаторные ПС имеют (см. Приложение) на стороне ВН 3 выключателя: по одному в цепи трансформаторов и один - в автоматической перемычке со стороны трансформаторов.

Проходная двухтрансформаторная ПС в сети с двухцепными линиями имеет в распределительном устройстве (РУ) ВН 7 выключателей: 6 на присоединениях (4 цепи линий и 2 трансформатора) и 1 секционирующий выключатель на системе шин.

Узловая двухтрансформаторная ПС имеет в РУ ВН 10 выключателей: 8 на присоединениях (6 цепей линий и 2 трансформатора) и 2 секционирующих выключателя на рабочей и обходной системе шин.

Всего выключателей в этом варианте

? = 6·1+4·3+1·7+1·10 = 35 шт.

Приведенная длина линий в одноцепном исчислении по (2.2)

ґ? = L? + 4N? = 235,5 + 4·35 = 375,5 км.

Найденные оценки этого и последующих вариантов указываем рядом с их схемами.

Основные недостатки варианта 1:

)наличие сложной и дорогой узловой ПСЗ;

)большая загруженность линии с головным участком РПП-3:

суммарный момент электрических нагрузок ее потребителей относительно источника питания

?? = ??iLi = 23,1·31+18,4·45+10,8·77+24,5·97 = 4752,2 МВт·км.

Это может вызвать увеличение сечений проводов или повышение номинального напряжения сети, т.е. существенное ее удорожание.

Вариант 2 нацелен на исключение узловой ПСЗ (замену ее на проходную) и разгрузку участка РПП-3 путем подключения ПС4 к ПС1.

Находим оценки этого варианта:

? = 235,5 - 46·1,5 + 53·1,5 = 246,0 км;? = 6·1 + 3·3 + 3·7 = 36 шт.ґ? = 246,0 + 4·36 = 390 км.

Сравним суммарные моменты электрических нагрузок изменяющейся части сети, т.е. без участка РПП-5, в вариантах 1 и 2:

??1 = 4752,2 + 22,2·26 = 5329,4 МВт·км;

??2 = 23,1·31 + 18,4·45 + 22,2·26+10,8·79+24,5·99 = 5400,0 МВт·км.

Как видим, ??2 возрос всего лишь на 1,3%, т.е. практически не изменился.

Недостатками варианта 2 по сравнению с вариантом 1 являются увеличение и L?, и N?.

Вариант 3 нацелен на уменьшение показателя N? путем подключения ПС4 непосредственно к РПП.

Оценки варианта 3:

? = 235,5 - 46·1,5 + 70·1,5 = 271,5 км;? = 8·1 + 4·3 + 2·7 = 34 шт.;ґ? = 271,5 + 4·34 = 407,5 км.

Вариант 3 имеет наилучший показатель N?, но наихудшие показатели L? и Lґ?.

Составленные варианты 1-3 представляют собой радиально-магистральные резервированные схемы с двухцепными линиями и двухтрансформаторными ПС, и следовательно, имеют примерно одинаковый уровень надежности. Поэтому сравниваем их по результирующему показателю Lґ?. Наименьшее значение Lґ? имеет вариант 1, который и признается конкурентоспособным из группы разомкнутых резервированных схем.

Далее рассматриваем комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть - кольцевую.

Вариант 4 комбинированной сети имеет целью удешевить вариант 1 путем удешевления ПС4 и уменьшения суммарной длины линий путем объединения подстанций 3, 4 и 2 в кольцевую сеть с одноцепными линиями. Остальные линии остаются двухцепными, что помечено двумя черточками. ПС4 становится проходной в кольцевой сети (как и ПС2) и будет иметь в РУ ВН 4 выключателя (см. Приложение).

Находим оценочные показатели варианта:

? = 1,5(26+31+14+20) + 46+20+54 = 256,5 км;? = 6·1 + 3·3 + 2·4 + 1·10 = 33 шт.;ґ? = 256,5 + 4·33 = 388,5 км.

По сравнению с вариантом 1 удалось улучшить лишь показатель N?.

Вариант 5 нацелен на улучшение всех показателей варианта 4 путем объединения в кольцо подстанций 3, 4, 2 и 6. При этом удешевляется ПС3, так как она остается узловой, но с 6-ью присоединениями. Следовательно, у нее будет в РУ ВН 8 выключателей.

Показатели варианта:

? = 1,5(26+31+20) + 46+20+58 + 14 = 253,5 км;? = 6·1 + 2·3 + 3·4 + 1·8 = 32 шт.;ґ? = 253,5 + 4·32 = 381,5 км.

Вариант 5 лучше варианта 4 по всем трем показателям. Они имеют и общий недостаток - строительство довольно протяженных дополнительных линий 2 - 3 и 2 - 6.

Вариант 6 дает надежду на улучшение хотя бы одного показателя L?, т.к. он предлагает строительство более короткой линии 1 - 4 для объединения в кольцо подстанций 1, 4 и 3.

Показатели варианта 6:

L? = 1,5(20+14+20) + 26+53+46+31 = 237,0 км;

N? = 4·1 + 3·3 + 1·4 + 2·8 = 33 шт.;ґ? = 237,0 + 4·33 = 369,0 км.

Вариант 6 оказался лучше вариантов 4 и 5 по показателям L? и Lґ?.

Однако целесообразно исследовать возможность создания и более короткого кольца со строительством более короткой линии.

Вариант 7 дает надежду на улучшение показателя L?, т.к. он предлагает строительство более короткой линии 1 - 3 для объединения в кольцо подстанций 1 и 3.

Находим оценочные показатели варианта 7:

? = 1,5(20+14+46+20) + 26+33+31 = 240,0 км;? = 4·1 + 3·3 + 1·4 + 1·8+1·10 = 35 шт.;ґ? = 240,0 + 4·35 = 380,0 км.

К сожалению, вариант 7 уступает варианту 6 по всем трем показателям.

Рассмотрим еще один вариант с кольцом из трех подстанций.

Вариант 8 имеет целью создание кольцевой части комбинированной сети из подстанций 3, 6 и 5 для удешевления ПС3.

В варианте 8 создается кольцо РПП-3-6-5-РПП. Здесь ПС3 остается узловой, но имеет на стороне ВН 6 присоединений, а следовательно 8, а не 10 выключателей.

Показатели варианта:

? = 1,5(26+46+20) + 31+14+38+20 = 241,0 км;? = 4·1 + 2·3 + 2·4 + 1·7 + 1·8 = 33 шт.;ґ? = 241,0 + 4·33 = 373,0 км.

Вариант 8 уступает варианту 6 по показателям L? и Lґ? на 4 км и имеет одинаковый показатель N?.

Вариант 9 имеет целью улучшить показатели варианта 8 путем создания кольца из четырех подстанций: РПП-1-3-6-5-РПП. В нем ПС3 будет узловой и иметь в РУ ВН 8 выключателей.

Находим оценочные показатели варианта:

? = 1,5(46+20) + 26+33+14+38+20 = 230,0 км;? = 2·1 + 1·3 + 3·4 + 1·7 +1·8 = 32 шт.;ґ? = 230,0 + 4·32 = 358,0 км.

Вариант 9 действительно улучшил все показатели варианта 8.

Недостатком этого варианта являются наличие дорогой узловой ПС3.

Вариант 10 комбинированной сети имеет целью удешевить ПС3 путем включения в кольцо варианта 9 и подстанции 4. Для этого целесообразнее построить не линию 4-6, а более короткую линию 1-4. При этом дополнительно исключается более длинная линия 1-3, а не короткая линия 3-6.

Показатели варианта 10:

? = 1,5·20 + 26+53+46+14+38+20 = 227,0 км;? = 2·1 + 4·4 + 1·3 + 1·8 = 29 шт.;ґ? = 227,0 + 4·29 = 343,0 км.

Таким образом, вариант 10 имеет самые лучшие оценки по трем показателям L?, N?, Lґ? из вариантов 4-10. Следовательно, вариант 10 признается конкурентоспособным из группы комбинированных схем.

Вариант 11 кольцевой сети получаем из варианта 10 путем строительства линии 2-3, исключения линии 4-3 и преобразования линии 4-2 в одноцепную.

Показатели варианта 11:

? = 26+53+20+54 + 14+38+20 = 225,0 км;

N? = 2·1 + 6·4 = 26 шт.;ґ? = 225,0 + 4·26 = 329,0 км.

Среди рассмотренных 11 вариантов схем кольцевая сеть имеет наилучшие оценки по всем трем показателям, по которым она является несомненно конкурентоспособной.

Недостаток варианта 11 - большая протяженность кольца. В связи с этим в послеаварийном режиме, возникающем после отказа одного из головных участков, общая потеря напряжения может оказаться чрезмерно большой. Будем надеяться, что этого не произойдет.

Итак, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем выполнять для конкурентоспособных вариантов сети 1, 10 и 11.

3. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ТРЕХ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ

Целью расчета является получение необходимых данных для технико-экономического сравнения отобранных вариантов сети и выбора из них лучшего.

В расчете делается приближенный (без учета потерь мощности) расчет потокораспределения, выбираются номинальное напряжение и сечения проводов линий; выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются также общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы открытых распределительных устройств (ОРУ) на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.

.1Вариант радиально-магистральной сети

Расчетная схема сети составлена с использованием рисунков 2.2, 2.1 и табл.1 и приведена на рис. 3.1. на ней указаны нагрузки потребителей и длины участков.

Рис. 3.1- Расчетная схема варианта 1

Расчет потокораспределения

Расчет токораспределения радиально-магистральной линии делаем по первому закону Кирхгофа, двигаясь по схеме от наиболее удаленных потребителей к источнику питания.

Поток мощности на участке 4-2 равен мощности потребителя 2:

4-2 = 2 = 24,5 + j 9,91 МВ·А.

Полная мощность участка 4-2

4-2 = = 26,43 МВ ·А.

Поток мощности на участке 3-4 находим суммированием двух потоков, вытекающих из узла 4:

3-4 = 4-2 + 4 = (24,5+j 9,91) +(10,8+j 4,43) = 35,3 + j 14,34 МВ·А.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчетов помещаем в табл. 3.1, а также наносим на расчетную схему.

Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения и выбор напряжения для варианта 1

УчастокL, км?, МВтQ, МварS, МВ·АU',кВUном, кВРПП-12622,29,4624,1363,96110РПП-33176,831,5083,01110,951103-44635,314,3438,1080,971104-22024,59,9126,4366,071103-61418,47,5319,8857,03110РПП-52014,85,9615,9552,50110

Выбор номинальных напряжений линий

Технически приемлемое напряжение U' на участке РПП-1 определяем по формуле Илларионова [1]

' = 1000/, кВ, (3.1)

где L - длина линии, км; Рц - активная мощность, приходящаяся на одну цепь, МВт:

U' = 1000/ = 63,96 кВ.

Принимаем ближайшее стандартное значение Uном = 110 кВ.

По формуле (3.1) выполняем расчеты для остальных участков и их результаты помещаем в табл. 3.1.

Выбор сечения проводов линий

Сечения проводов линий будем выбирать по методу экономических интервалов [2]. Согласно этому методу построим номограммы границ экономических интервалов, считая, что район сооружения сети относится к III району по гололеду и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линий и активные погонные сопротивления для различных сечений приведены в табл. 3.2. Они взяты из [2, табл. 6.99] с учетом коэффициента удорожания kуд = 45 и из [6, табл. I.1].

Таблица 3.2 - Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии Uном = 110 кВСтоимость сооружения ?oi, тыс. руб./км, с проводамиАС70/11АС95/16АС120/19АС150/24АС185/29АС240/32Одноцепная657,0643,5589,5594,0621,0679,5Двухцепная963,0945,0918,0999,01062,01125,0Погонное сопротивление roi, Ом/км0,4290,3060,2490,1980,1620,121

Согласно табл. 3.2 стоимость сооружения линий с проводами АС70/11 и АС95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Следовательно, при указанных ценах сечения 70 мм2 и 95 мм2 экономически невыгодны. Поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

Найдем наибольшее значение параметра

= , (кВт/руб.)1/2, (3.2)

где Е - коэффициент эффективности капитальных вложений, о.е.; - норма отчислений на амортизацию и обслуживание, о.е.; сэ - стоимость потерь электроэнергии, руб./(кВт·ч); - время максимальных потерь, ч.

Примем наибольшие значения величин, стоящих в числителе выражения (3.2), и наименьшие значения величин, стоящих в знаменателе: Енб = 0,5; = 0,028 [2, табл. 6.32]; сэ = 1,2 руб./(кВт·ч); = 1000 ч. При этом по выражению (3.2) находим:

= = 12·10-3 (кВт/руб.)1/2.

Находим граничный ток для первой пары рассматриваемых сечений Fi = 120 мм2 и Fi+1 = 150 мм2 на одноцепной линии 110 кВ по формуле (4.7) [1]

Iгр i/i+1 = : (3.3)

Iгр 120/150 = = ·12·10-3 = 112,7 А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений находим аналогично и заносим их значения в табл. 3.3.

Таблица 3.3 - Граничные токи между сечениями

Пары сечений120/150150/185185/240150/240120/240Одноцепная 110 кВ112,7328,6453,3Двухцепная 110 кВ478,2502,0470,4485,4482,6

Согласно табл. 3.3 для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185/240 мм2 получился меньше, чем для пары сечений 150/185 мм2. Это означает, что сечение 185 мм2 экономического интервала не имеет. Поэтому находим граничный ток для пары 150/240 мм2. Он отличается от тока для пары сечений 120/150 мм2 всего лишь на 485,4 - 478,2 = 7,2 А. Следовательно, сектор между соответствующими граничными прямыми очень мал, т.е. можно считать, что экономический интервал для сечения 150 мм2 практически отсутствует. Поэтому находим граничный ток для пары сечений 120/240 мм2.

Итак, при данной стоимости сооружения линий для одноцепных линий 110 кВ экономически выгодными могут быть сечения 120, 150, 185 и 240 мм2, а для двухцепных линий 110 кВ - сечения 120 и 240 мм2. На рис. 3.2 приведены номограммы экономических интервалов, построенные по граничным точкам (в плоскости с осями координат и Iгр i/i +1) согласно табл. 3.3.

Для выбора сечений проводов по номограммам нужно определить значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

По назначению числа часов использования максимума Ти.м = 6300 ч находим по [2, рис. 6.1] время максимальных потерь Приемлемый срок окупаемости примем равным Ток = 3 года, тогда Е = 1/Ток = 1/3 = 0,33. Примем, как и ранее, сэ = 1,7 руб./(кВт·ч).

Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ

Рис. 3.2 - Номограммы экономических интервалов

По формуле (3.2) определяем

= = 4,0· 10-3 (кВт / руб.)1/2.

Определяем наибольший ток в одной цепи линии РПП-1:

IНБ = SРПП-1/ Uном nц) = 24,13·10-3/(·110·2) = 63,4 А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ (рис. 3.2) находим что при = 4,0·10-3 ток 63,4 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Поэтому выбираем провод марки АС120/19.

Аналогично выбираем сечения проводов для других линий и их участков. Результаты выбора заносим в табл. 3.4.

Таблица 3.4 - Выбранные сечения проводов и некоторые параметры линий

УчастокS, МВ·АI, АF, мм2rо, Ом/кмR, Омхо, Ом/кмX, Ом?P,МВт?U, кВРПП-124,1363,41200,2493,240,4275,550,161,13РПП-383,01218,12400,1211,880,4056,281,073,113-438,10100,11200,2495,730,4279,820,693,124-226,4369,41200,2492,490,4274,270,140,943-619,8852,21200,2491,740,4272,990,060,50РПП-515,9541,91200,2492,490,4274,270,050,57

Проверка выбранного сечения по техническим ограничениям

В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится. При этом наибольшие токи Iп/ав будут составлять: для провода АС120/19 - на участке 3-4 Iп/ав = 100,1·2 = 200,2 А; для провода АС240/32 - Iп/ав = 218,1·2 = 436,2 А. Эти токи меньше длительно допустимых токов - соответственно равных 390 А и 605 А [2, табл. 6.54.А]. Следовательно, ограничение по допустимому нагреву проводов выполняется.

Минимальное сечение провода, допустимое по условию потерь энергии на коронный разряд, для напряжения 110 кВ равно 70 мм2. Выбранные провода удовлетворяют этому условию.

Определение некоторых параметров проектируемой сети

Активные R и реактивные X сопротивления линий определяются по формулам [1]:

R = roL / nц, Ом; X = xoL/ nц , Ом, (3.4)

где ro и xo - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; L и nц - длина участка, км, и количество цепей.

Для участка РПП-1 с проводом АС120/19 длиной L = 26 км:

ro = 0,249 Ом/км берем из табл. 3.2, а xo = 0,427 Ом/км - из [6, табл.I.1].

Вычисляем по (3.4):

RРПП-1 = 0,249·26/2 = 3,24 Ом; XРПП-1 = 0,427·26/2 = 5,55 Ом.

Для остальных участков результаты вычислений заносим в табл. 3.4.

Приближенный расчет некоторых параметров режима

Потери активной мощности определяются сначала по участкам по формуле [1]

?? = (S2/U2ном)R, МВт: (3.5)

для участка РПП-1 вычисляем по формуле (3.5)

??РПП-1= (24,132 /1102) 3,24 = 0,16 МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме определяем также сначала по участкам по формуле [1]

?U = (?R +QX)/Uном, кВ: (3.6)

Для участка РПП-1 по формуле (3.6) находим, используя табл. 3.1,

?UРПП-1 = (22,2·3,24 + 9,46·5,55)/110 = 1,13 кВ.

Результаты аналогичных расчетов для остальных участков занесены в табл. 3.4.

Суммированием по всем участкам находим общие потери мощности

??? = 0,16 + 1,07 + 0,69 + 0,14 +0,06 + 0,05 = 2,17 МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных подстанций:

?UРПП-6 = ?UРПП-3 + ?U3-6 = 3,11 + 0,50 = 3,61 кВ;

?UРПП-2 = 3,11 + 3,12 + 0,94 = 7,17 кВ.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в 2 раза, поэтому также в 2 раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Тогда общая потеря напряжения в послеаварийном режиме будет равна:

в магистрали РПП-6:

?U'РПП-6 = 2·?UРПП-3+ ?U3-6 = 2·3,11+0,50 = 6,72 кВ;

в магистрали РПП-2:

?U'РПП-2 = ?UРПП-3 + 2·?U3-4 + ?U4-2 = 3,11 + 2·3,12 + 0,94 = 10,29 кВ.

Согласно [2, табл. 6.47] пределы регулирования напряжения трансформаторов 110 кВ с устройствами РПН мощностью 6,3 МВ·А и более составляют ± 9·1,78 = ± 16,02%.

Наибольшие потери напряжения до наиболее удаленных подстанций, выраженные в % от Uном = 110 кВ, равна:

в нормальном режиме: ?Uнорм = 7,17·100/110 = 6,52 %;

в послеаварийном режиме ?Uп/ав = 10,29· 100/110 = 9,35 %.

Получили, что положительный регулировочный диапазон превышает наибольшие потери напряжения как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Следовательно, регулировочный диапазон трансформаторов 110 кВ с РПН достаточен для компенсации потерь напряжения в линиях 110 кВ.

3.2Вариант кольцевой сети

Расчетная схема варианта 11 кольцевой сети приведена на рис. 3.3. Эта схема получена условным «разрезанием» источника питания на два (РПП1 и РПП2) и разворачиванием кольца; при этом кольцевая сеть превращена в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рис. 3.3 - Расчетная схема варианта 11

Расчет потокораспределения начинаем с первого головного участка РПП1-1 по формуле [1]

гол = (?ili )/L?, (3.7)

где гол = ?гол + jQгол - поток мощности на головном участке;

i = ?i+jQi - i-я нагрузка; Li - расстояние от места подключения i - й нагрузки до источника, противоположного рассматриваемому головному участку; L? - общая длина кольцевой линии. При расчете потоки активной и реактивной мощности рассчитываем отдельно:

?РПП1-1=(14,8·20+18,4·58+23,1·72+24,5·126+10,8·146+22,2·199)/225=53,81 МВт;РПП1-1=(5,96·20+7,53·58+9,63·72+9,91·126+4,43·146+9,46·199)/225=22,34 Мвар.

1-4 = РПП1-1 - 1 = (53,81+j22,34) - (22,2+j9,46) = 31,61+j12,88 МВ·А.

Потоки мощности на остальных участках находим аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. 3.5.

Для проверки найдем по формуле (3.7) потоки мощности на головном участке РПП2-5:

?РПП2-5=(22,2·26+10,8·79+24,5·99+23,1·153+18,4·167+14,8·205)/225= 59,99 МВт;

QРПП2-5=(9,46·26+4,43·79+9,91·99+9,63·153+7,53·167+5,96·205)/225=24,58 Мвар.

Найденные потоки мощности по выражению (3.7) совпадают с соответствующими значениями, определенными по первому закону Кирхгофа (см. табл.3.5).

Таблица 3.5 - Расчет потокоопределения и выбор напряжения варианта 11

УчастокL, кмР, МВтQ, МварS, МВ·АU', кВUном, кВРПП1-12653,8122,3458,28123,382201-45331,6112,8834,13106,292204-22020,818,4522,4683,012202-3543,691,463,9738,162203-61426,7911,0928,9988,032206-53845,1918,6248,88120,84220РПП2-52059,9924,5864,83122,47220

При расчете потокораспределения для участка 2-3 имели:

2-3 = 4-2 - 2 = (20,81 +j8,45) - (24,5 + j9,91) = - (3,69+j1,46) МВ·А.

Знак « - » показывает, что мощность 2 - 3 имеет противоположное направление и течет от узла 3 к узлу 2, что и показано на рис. 3.3. Как видно из рис. 3.3, потребитель в узле 2 получает питание с двух сторон как активной, так и реактивной мощностью. Поэтому узел 2 является точкой потокораздела как для активных (зачерненный треугольник), так и для реактивных (светлый треугольник) мощностей [2].

Целесообразную величину напряжения находим по формуле (3.1) для участков сети (одноцепных линий) и заносим в табл. 3.5. Принимаем для всей кольцевой сети Uном = 220 кВ. В нормальном режиме она функционирует как две радиальные линии РПП1-2 и РПП2-2, «разделенные» точкой 2 потокораздела. При этом участок 3-2 является малозагруженным. С учетом этого, наиболее протяженной является линия РПП1-2 длиной 99 км и с передаваемой мощностью более 50 МВт на одну цепь. Эти параметры линии электропередачи входят в целесообразную область применения номинального напряжения 220 кВ [7].

Выбор сечений проводов кольцевой сети 220 кВ осуществим по экономическим интервалам для одноцепных линий аналогично п. 3.1.3.

Построим номограмму границ экономических интервалов для одноцепной ВЛ 220 кВ на железобетонных опорах в III районе по гололеду. Стоимости сооружения 1 км ВЛ (с учетом kуд = 45) и погонные сопротивления для применяемых сечений даны в табл. 3.6.

Граничные токи между сечениями проводов для параметра нб = 12·10-3 (кВт/руб.)1/2, определенные по формуле (3.3), даны в табл. 3.7.

Таблица 3.6 Стоимости, тыс.руб./км, и погонные сопротивления, Ом/км

Тип линии Uном = 220 кВСтоимость Коi с проводамиАС240/32АС300/39АС400/51Одноцепная на жел.-бетон. опорах778,5819,0900,0Погонные сопротивленияroi0,1210,0980,075xoi0,4350,4290,420

Таблица 3.7 - Граничные токи между сечениями, А

Пары сечений240/300300/400240/400Одноцепная ВЛ 220 кВ503,6712,1616,7

На рис. 3.4 приведена номограмма экономических интервалов, построенная по граничным точкам (в плоскости с осями координат и Iгрi/i+1), ординаты которых даны в табл. 3.7.

Находим ток на участке РПП1-1:

IРПП1-1= 58,26·103/(·220) = 153,1 А.

По номограмме (рис. 3.4) находим, что при = 4,0·10-3 ток 153,1 А попадает в экономический интервал сечения 240 мм2. На основании этого выбираем провод марки АС240/32.

Одноцепная 220 кВ

Рис. 3.4 - Номограмма экономических интервалов

Аналогично выбираем сечения на других участках. Результаты их выбора, расчета параметров сети и некоторых параметров нормального режима сведены в табл. 3.8.

Таблица 3.8 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

УчастокS, МВ·АI, АF, мм2ro, Ом/кмR, Омхо, Ом/кмХ, Ом??, МВт?U, %РПП1-158,26153,12400,1213,150,43511,310,220,871-434,1389,72400,1216,410,43523,060,151,034-222,4659,02400,1212,420,4358,700,030,262-33,9710,42400,1216,530,43523,490,0020,123-628,9976,22400,1211,690,4356,090,030,236-548,88128,42400,1214,600,43516,530,231,07РПП2-564,83170,33000,0981,960,4298,580,170,68

Суммированием данных двух последних столбцов табл. 3.8 находим:

общие потери мощности ??? = 0,83 МВт;

потеря напряжения от источника питания до точки потокораздела ?U? = 2,16 %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП2-5. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема этого режима дана на рис. 3.4. На ней нанесены потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа.

Рис. 3.4 - Расчетная схема варианта 11. Послеаварийный режим

Расчет потери напряжения в послеаварийном режиме выполнен в табл. 3.7.

Таблица 3.7 - Расчет потери напряжения в послеаварийном режиме

?UРПП1-1?U1-4, %?U4-2, %?U2-3, %?U3-6, %?U6-5, %?U?, %1,843,001,001,880,290,348,35

В соответствии с [2, табл. 6.43] пределы регулирования напряжения трансформаторов 220 кВ с устройствами РПН составляют ±81,5=±12,00%, а положительный регулировочный диапазон, равный 12%, превышает наибольшую потерю напряжения в послеаварийном режиме ?Uп/ав = 8,35%.

Следовательно, вариант 11 кольцевой сети соответствует техническим требованиям, т.к. и максимальный ток послеаварийного режима

Iп/ав нб=IРПП1-1 = /(·220) = 0,3234 кА =323,4 А

меньше длительно допустимого тока, равного 605 А для провода АС240/32, а по условиям потерь на корону на ВЛ 220 кВ минимальное сечение сталеалюминиевого провода равно 240 мм2 [2, табл. 6.87].

3.3Комбинированная сеть

Конфигурация конкурентоспособного варианта 10 комбинированной сети дана на рис.2.11, а расчетная схема - на рис.3.5. Этот вариант представляет кольцевую сеть, к узлу 4 которой подключена двухцепная линия 4-2.

Рис. 3.5- Расчетная схема варианта 10

Расчет потокораспределения этой сети выполнен аналогично п. 3.2 с учетом того, что к узлу 4 ее подключена суммарная нагрузка потребителей 4 и 2:

?4? = (10,8 + j4,43)+(24,5+j9,91)=35,3+j14,34 МВ·А.

?РПП1-1=(14,8·20+18,4·58+23,1·72+35,3·118+22,2·171)/197=55,78 МВт; РПП1-1 = (5,96·20+7,53·58+9,63·72+14,34·118+9,46·171)/197 = 23,14 Мвар.

Поток мощности на участке 1-4 находим по первому закону Кирхгофа:

1-4= (55,78+j23,14) - (22,2+j9,46) = 33,58+j13,68 МВ·А и т.д.

Точкой потокораздела активной и реактивной мощности является узел 4.

Выбор номинального напряжения, сечений проводов, расчет параметров сети и некоторых параметров ее режима выполнены аналогично ранее рассмотренным вариантам. Результаты расчетов приведены в табл. 3.10.

Таблица 3.10 - Сечения проводов и некоторые параметры комбинированной сети

УчастокUном,кВI,АF, мм2ro, Ом/кмR, Омхо, ОмХ, Ом??, МВт?U, %РПП1-1220158,72400,1213,150,43511,310,240,901-422095,32400,1216,410,43523,060,171,104-32204,82400,1215,570,43520,010,00040,053-622070,62400,1211,690,4356,090,030,226-5220122,82400,1214,600,43516,530,211,02РПП2-5220164,82400,1212,420,4358,700,200,724-222069,42400,1211,210,4354,350,020,15

Общие потери мощности равны ??? = 0,87 МВт. Потеря напряжения от РПП до наиболее удаленной точки сети равна

?UРПП-2 = 0,90 + 1,10 + 0,15 = 2,15%.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП2-5. Расчетная схема этого режима дана на рис. 3.6. Потокораспределение рассчитано по первому закону Кирхгофа.

Ток на головном участке РПП1-1 равен

РПП1-1 = ·103/(·220) = 323,4 А;

этот ток меньше длительно допустимого тока для провода АС240/32, равного 605 А.

Рис. 3.6 - Расчетная схема варианта 10. Послеаварийный режим

Потери напряжения в послеаварийном режиме приведены в табл. 3.11.

Таблица 3.11 - Потери напряжения, % в послеаварийном режиме

?UРПП1-1?U1-4?U4-3?U3-6?U6-5?U42?U?РПП1-5?U?РПП1-21,843,001,600,290,340,1510,734,99

Положительный регулировочный диапазон трансформаторов 220 кВ с РПН, равный 12 %, превышает наибольшую потерю напряжения в послеаварийном режиме, равную 10,73%. Следовательно, вариант комбинированной сети удовлетворяет техническим ограничениям.

электроснабжение мощность трансформатор

4ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

В сравниваемых вариантах сети используются разные номинальные напряжения, поэтому для корректного технико-экономического сравнения вариантов трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН подстанций потребителей нужно выбрать раньше и для каждого варианта.

Число трансформаторов на подстанциях с ВН 35 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности электроснабжения.

Если все потребители относятся к III категории, то на ПС достаточно установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора Sном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей Sнб [1]:

ном ? Sнб /0,9 , (4.1)

где 0,9 - коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Если ПС имеет потребителей I или II категории, то согласно ПУЭ [3] требуется установка двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям:

)в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей:

ном ? Sнб /(0,9·2); (4.2)

)в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей I и II категории SнбI,II с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе. Согласно [3], если нагрузка трансформатора в нормальном режиме не превышает 0,93Sном, то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки:

ном ? SнбI,II /1,4. (4.3)

Согласно заданию все потребители имеют электроприемники II категории, поэтому мощности трансформаторов выбираем по условиям (4.2) и (4.3).

4.1Вариант радиально-магистральной сети

По данным табл. 1 (?j;Qj') и составу электроприемников по категориям (таблица исходных данных) находим мощности Sнб и SнбI,II:

Sнбi = ; (4.4)

Sнб I,IIi = (, (4.5)

где , - доля электроприемников I и II категории i-го потребителя, о.е.

Для потребителя 1:

нб1 =

SнбI,II.1 = (0+0,10)24,13 = 2,41 МВ·А.

Результаты расчетов для всех потребителей приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет мощностей Sнб и SнбI,II потребителей

Потребитель123456?i, МВт22,224,523,110,814,818,4Qi', Мвар9,469,919,634,435,967,53Sнбi, МВ·А24,1326,4325,0311,6715,9519,88, о.е.00,250,200,100,200, о.е.0,100,350,200,250,300,20SнбI,II.i,МВ·А2,4115,8610,014,097,983,98

Выбираем мощности трансформаторов для подстанции 1:

по условию (4.2): Sном ? 24,13/(0,9·2) = 13,41 МВ·А;

по условию (4.3): Sном ? 2,41 /1,4 = 1,72 МВ·А.

Согласно заданию Uн.ном = 10 кВ. По обоим условиям выбираем два трансформатора типа ТДН - 16000/110: Sном = 16 МВ·А; Uв.ном = 115 кВ; Uн.ном = 11 кВ; РПН = ± 9·1,78 = ±16,02%.

Результаты выбора трансформаторов (Sном) для других потребителей сведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Потребитель123456Sном, МВ·А,по (4.2)?13.4114,6813,916,488,8611,04Sном, МВ·А,по (4.3)?1,7211,337,152,925,702,84Sном, МВ·А, принят.161616101016

При выборе схем ОРУ на стороне ВН подстанции используем рис. 2.2 и приложение 1. Согласно этому подстанции 1, 2, 5 и 6 являются тупиковыми двухтрансформаторными, питающимися по двухцепным линиям электропередачи 110 кВ. Они имеют на стороне ВН три выключателя: два выключателя в цепях трансформаторов и один выключатель в автоматической перемычке со стороны трансформаторов (схема двойного блока - рис. П.1).

Подстанция 4 является проходной и выполняется по схеме двойного блока с автоматической перемычкой со стороны линий и с двумя секционирующими выключателями в каждом узле ответвления от линии к трансформатору. Она имеет в ОРУ ВН семь выключателей (рис. П.2).

ПС3 является узловой и выполняется по схеме «одна рабочая система шин, секционированная выключателем, и обходная, с выключателями во всех присоединениях». Она имеет в ОРУ ВН десять выключателей (рис. П.4).

На подстанциях 4 и 5 устанавливаются по два трансформатора типа ТДН-10000/110, а на подстанциях 1, 2, 3 и 6 - типа ТДН - 16000/110.

4.2Вариант кольцевой сети

В этом варианте все подстанции являются двухтрансформаторными, питающимися по одноцепным линиям 220 кВ, и проходными (см. конфигурацию варианта 11 на рис. 2.12). Поэтому ОРУ на стороне ВН этих ПС выполняется по схеме с выключателями на всех четырех присоединениях (два - линий и два - трансформаторов) и неавтоматической (ремонтной) перемычкой со стороны линий, т.е. имеют всего четыре выключателя (рис. П.3).

В сети с номинальным напряжением 220 кВ все трансформаторы будут иметь номинальную мощность 40 МВ·А (минимальную для этого класса напряжения). Тип трансформатора ТРДН-40000/220: Sном = 40 МВ·А = 40000 кВ·А; Uв.ном = 230 кВ; Uн.ном = 11/11 кВ (обмотка НН расщеплена на две обмотки мощностью 50% каждая); РПН = ± 8·1,5 = ±12,0%.

4.3Вариант комбинированной сети

Конфигурация варианта 10 (рис. 2.11) представляет сокращенную кольцевую сеть с одноцепными линиями 220 кВ, к узлу 4 которой подключена двухцепная линия 4-2.

Подстанции 1, 3, 5 и 6 кольцевой части сети являются проходными и имеют ту же схему ОРУ ВН, что и в п. 4.2.

ПС4 является узловой с шестью присоединениями на стороне ВН; поэтому она имеет 6+2 = 8 выключателей (схема ОРУ по рис. П.4, но без двух присоединений линий 220 кВ).

ПС2 является тупиковой в радиальной сети с двухцепными линиями и выполняется по схеме двойного блока с автоматической перемычкой со стороны трансформаторов. В ОРУ 220 кВ она имеет три ячейки с выключателями.

Аналогично варианту по п.4.2 на всех подстанциях устанавливаются по два трансформатора типа ТРДН-40000/220.

5ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ И ВЫБОР ИЗ НИХ ЛУЧШЕГО

Для выбора наиболее эффективного варианта из трех конкурентоспособных оценим экономическую эффективность каждого по методическим рекомендациям [8], принимая следующие допущения [1].

. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных и заемных средств.

Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:

первый год - примерно 50% от общих вложений (собственные средства;

второй год - примерно 30% от общих вложений (заемные средства);

третий год - оставшиеся капиталовложения (заемные средства).

Плата за кредит - 20% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год).

. Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчетного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - все расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.

. Горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год.

.Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах 35…220 кВ РПП) для шага 0 принимаем 1,8 руб./(кВт·ч), а в последующие годы он растет на 1% в год. Тариф на отпускаемую электроэнергию потребителям с шин 10 кВ принимаем на 10% выше.

. Норму дисконта принимаем равной 0,15.

. Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6% на все оборудование.

. Для оценки требуемых капитальных вложений будем использовать укрупненные показатели стоимости на 1990 год [2]. Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным kуд = 45.

. Инфляцию не учитываем.

5.1Вариант радиально-магистральной сети

Стоимость сооружения линии РПП-1 составит

РПП-1 = KО.РПП-1LРПП-1kуд,

где KО.РПП-1 - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС120/19 в III районе по гололеду [2, табл. 6.99]; LРПП-1 - длина линии, км; kуд - коэффициент удорожания:

РПП-1 = 20,4·26·45 = 23868 тыс. руб.

Стоимости сооружения остальных линий определяем аналогично. Результаты расчетов сводим в табл. 5.1.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

ЛинияUном, кВКолич. целейМарка проводаKо, тыс. руб./кмL, кмKвл, тыс. рубРПП-11102АС120/1920,42623868РПП-31102АС240/3225,031348753-41102АС120/1920,446422284-21102АС120/1920,420183603-61102АС120/1920,41412852РПП-51102АС120/1920,42018360Итого, воздушные линии150543

Определяем капитальные вложения в подстанции.

ПС1 является тупиковой с числом и мощностью трансформаторов 216 МВ·А. Стоимость ее определяем с использованием [2, табл. 6.134]. За основу берем типовую схему блочных подстанций 110/10 кВ «Мостик с выключателями в перемычке и в линиях», содержащую три ячейки 110 кВ с выключателями. Расчетная стоимость такой типовой ПС с трансформаторами 2 16 МВ·А равна 410 тыс. руб.

Капитальные вложения в ПС1 составят

KПС1 = Kтипkуд = 410·45 = 18450 тыс. руб.

Подстанции 2 и 6 аналогичны ПС1, поэтому

KПС2 = KПС6 = KПС1= 18450 тыс. руб.

Подстанция 5 с трансформаторами 210 МВ·А имеет расчетную стоимость 380 тыс. руб. Тогда KПС5 = 380·45 = 17100 тыс. руб.

Подстанция 4 является проходной с трансформаторами 210 МВ·А и в ОРУ 110 кВ имеет семь ячеек с масляным выключателем. Стоимость такой ячейки при отключаемом токе до 30 кА составляет [2, табл. 6.112] Kяч = 35 тыс. руб. По сравнению с ПС5 она имеет 7 - 3 = 4 ячейки 110 кВ. С учетом этого капиталовложения в ПС4 будут равны

KПС4 = KПС5 + nяч. доп Kяч·kуд = 17100+4·35·45 = 23400 тыс. руб.

Подстанция 3 является узловой и в ОРУ 110 кВ имеет 10 ячеек с выключателями и трансформаторами 216 МВ·А. Следовательно, по сравнению с ПС1 она имеет 10 - 3 = 7 дополнительных ячеек. Тогда капвложения в ПС3 составят

KПС3 = (410+7·35) 45=29475 тыс. руб.

Кроме того, на РПП требуется установка 6 линейных ячеек с выключателями для вывода с РПП трех двухцепных линий. Капитальные вложения в эти ячейки

Kяч. РПП = 6·35·45 = 9450 тыс. руб.

Итого, капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети будут равны:

KПС = 18450·3+17100+23400+29475+9450=134775 тыс. руб.

Общие капитальные вложения в сооружение радиально-магистральной сети:

K?= KВЛ+KПС = 150543+134775 = 285318 тыс. руб.

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства:

в первый год (шаг 0) - 150000тыс. руб./год, во второй - 85000 тыс. руб./год, в третий - 50318 тыс. руб.

Вносим эти данные в первую строку табл. 5.2.

Во вторую строку таблицы помещаем платежи в счет погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-й шаг по 20% от суммы займа, т.е. по (85000+50318) 20/100 = 27064 тыс. руб./год.

В третью строку таблицы вписываем процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, т.к. были использованы только собственные средства. На шаге 1 плата за кредит составляет 25% от капвложений, сделанных на шаге, поскольку это уже заемные средства. Это составляет 21250 тыс. руб./год. Соответственно плата за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капвложений на шагах 1 и 2, т.е. по 33830 тыс. руб./год. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно в результате постепенного погашения кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов или на 6766 тыс. руб./год.

Далее для каждого шага определяем отчисления на эксплуатационное обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы, и заполняем четвертую строку таблицы.

В пятую строку вносим тариф на покупаемую электроэнергию.

Затраты на покупку электроэнергии (шестая строка таблицы) определяем по формуле

Зw = (??iТи.м.+???)спокуп.эk,

где спокуп.э - тариф на покупаемую электроэнергию, руб./(кВт·ч); k - коэффициент , учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями, на шагах 1 и 2 он равен соответственно 0,5 и 0.8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0. На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составят

Зw1 = (113,8·6300+2,17·4400)1,818·0,5 = 660378 тыс. руб./год.

В седьмую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвертой и шестой строк. В восьмую строку помещаем результаты, получаемые от реализации проекта. Результат работы электрической сети есть выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле

Rw = ??i·Ти.м.·1,10·спокуп.эk.

На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии потребителям составит

Rw = 113,8·6300·1,10·1,818·0,5 = 716868 тыс. руб./год.

Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем, вычитая из результата общие затраты (без капитальных вложений), и заполняем девятую строку таблицы.

Приведенный эффект на шаге 1

R1 - З1 = 716868 - 690628 = 26240 тыс. руб./год.

В десятую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования для n-го шага

= (1+Е)-n,

где норма дисконта Е = 0,15.

Например, для шага 6 имеем:

= (1+0,15)-6 = 1,15-6 =1/(1,15)6 = 0,432.

В последней строке таблицы определяем каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и численно равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учетом дисконтирования):

ЧДД1 = ЧДД0 +(R1- З1+)= -150000+26240·0,870 = -127171 тыс. руб.

На шаге 2:

ЧДД2= ЧДД1+(R2 - З2+) = -127171+43350·0,756 = - 94399 тыс. руб.

Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываем, т.к. они сделаны за счет заемных средств.

Расчеты на остальных шагах производим аналогично.

Согласно табл. 5.2 чистый дисконтированный доход для варианта радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 202022 тыс. руб. Срок окупаемости, совпадающий с номером шага, по завершению которого ЧДД становится положительным, равен 6 годам.

5.2 Вариант кольцевой сети

Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, используя стоимости 1 км для одноцепных линий 220 кВ на железобетонных опорах в III районе по гололеду [2, табл. 6.98]. Результаты расчетов помещаем в табл. 5.3.

Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети

ЛинияUном, кВКолич. цепейМарка проводаKо, тыс. руб./кмL, кмKвл, тыс. руб.РПП-12201АС240/3217,326202411-42201АС240/3217,353412614-22201АС240/3217,320155702-32201АС240/3217,354420393-62201АС240/3217,314108996-52201АС240/3217,33829583РПП-52201АС240/3217,32015570Итого, воздушные линии175163

Таблица 5.2 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-магистральной сети

Расчет стоимости сооружения подстанций проводим с использованием укрупненных (расчетных) показателей стоимости, беря за основу комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) напряжением 220/10-10 кВ с числом и мощностью трансформаторов 240 МВ·А по схеме «Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов». Ее расчетная стоимость составляет 860 тыс. руб. [2, табл. 6.134].

Согласно п. 4.2 все подстанции в этом варианте проходные и имеют четыре выключателя на стороне ВН (см. рис. П.3). Для приведения в соответствие с такой схемой ОРУ 220 кВ необходимо из стоимости ПС по типовой схеме исключить стоимость типового ОРУ 220 кВ, равную 180,0 тыс. руб. [2, табл. 6.113], и включить стоимость четырех ячеек с масляным выключателем при отключаемом токе более 30 кА. Расчетная стоимость такой ячейки составляет 105 тыс. руб. [2, табл. 6. 112]. Тогда стоимость каждой из шести проходных ПС с учетом kуд будет равна

KПС.прох = (Kтип - Kору + nяч.доп Kяч) kуд = (860-180+4·105) 45 = 1100·45 = 49500 тыс. руб.

В стоимость сооружения подстанций включаем также две ячейки с выключателями на РПП для вывода двух линий.

Итого, капитальные вложения в подстанции кольцевой сети будут равны

KПС = 6·49500+2·105·45 = 306450 тыс. руб.

Общие капитальные вложения в сооружение кольцевой сети

K? = KВЛ + KПС = 175163+306450 = 481613 тыс. руб.

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства: первый год - 240000 тыс. руб./ год, второй - 140000 тыс. руб./год и в третий - 101613 тыс. руб./год. Заносим эти показатели в первую строку табл. 5.4.

Остальные расчеты экономической эффективности этого варианта выполняем в табл. 5.4 аналогично варианту радиально-магистральной сети.

ЧДД варианта кольцевой сети за 15 лет отрицателен (-23563 тыс. руб.), а срок окупаемости капитальных вложений составляет ориентировочно 16 лет.

5.3 Вариант комбинированной сети

Расчет капитальных вложений в ВЛ 220 кВ выполняем аналогично предыдущим вариантам и сводим его в табл. 5.5.

Подстанции 1, 3, 5 и 6 кольцевой части сети являются проходными. С учетом показателя KПС.прох = 49500 тыс. руб. их общая стоимость

KПС.прох.? =4·49500 = 198000 тыс. руб.

ПС4 является узловой с восемью выключателями в ОРУ 220 кВ, тогдаПС.узл = (860 - 180 + 8·105) 45 = 68400 тыс. руб.

ПС2 является тупиковой в радиальной сети с двухцепными линиями и имеет в ОРУ 220 кВ три ячейки с выключателями. Ее стоимость

KПС.туп = (860 - 180 + 3·105)45 = 44775 тыс. руб.

Итого, капитальные вложения в подстанции комбинированной сети составят

KПС = 198000+68400+44775+2·105·45 = 320625 тыс. руб.

Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

ЛинияUном, кВКолич. цепейМарка проводаKо, тыс. руб./кмL, кмKВЛ, тыс. руб.РПП1-12201АС240/3217,326202411-42201АС240/3217,353412614-32201АС240/3217,346358113-62201АС240/3217,314108996-52201АС240/3217,33829583РПП2-52201АС240/3217,320155704-22202АС240/3230,62027540Итого, воздушные линии180905

Общие капитальные вложения в сооружение комбинированной сети

? = 180905+320625 = 501530 тыс. руб.

Сравним полученные показатели вариантов комбинированной и кольцевой сети:

комбинированная сеть требует капитальных вложений больше на 4.1 %;

она имеет потери мощности и энергии больше на 4,8%.

Следовательно, она будет иметь больше общие затраты. А при той же выручке от реализации электроэнергии показатели приведенного эффекта будут хуже. Поэтому ЧДД за 15 лет будет отрицательным, а срок окупаемости капитальных вложений превысит 16 лет.

Таким образом, из рассмотренных трех конкурентоспособных вариантов является лучшим вариант радиально-магистральной сети.

Таблица 5.4 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении кольцевой сети

6. УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА

Расчет выполняется для уточнения потоков мощности в начале и конце каждого участка и напряжений на шинах высшего напряжения каждой подстанции. По сравнению с предварительным расчетом дополнительно учитываются зарядная мощность воздушных линий электропередачи, потери мощности и напряжения в трансформаторах.

Выполняем уточненный расчет электрических режимов варианта 1 радиально-магистральной сети. Исходные данные расчета берем из пунктов 3.1 и 4.1.

6.1Определение зарядных мощностей ВЛ

Зарядная мощность ВЛ обусловлена емкостью между проводами и между проводами и землей, т.е. погонной емкостной проводимостью линий b0, См/км. Значение b0 зависит от среднегеометрического расстояния между проводами и радиуса провода. Значения половины зарядной мощности Qзар/2, прикладываемой в начале и конце ВЛ, учитываются в значениях нагрузок подстанций, присоединенных в соответствующих узлах сети.

Половину зарядной мощности ВЛ определяем по формуле [1]

зар/2 = Lb0nц. (6.1)

При Uном в кВ значение Qзар/2 получается в Мвар.

Для линии РПП-1 по формуле (6.1) определяем:

Qзар/2 = 1102·26·2,66·10-6·2 = 0,837 Мвар.

Значение b0 = 2,66·10-6 См/км взято для ВЛ 110 кВ с проводами АС120/19 [6, табл.I.1]. Расчет зарядных мощностей для остальных линий приведен в табл. 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет половины зарядных мощностей ВЛ

УчастокUном, кВL, кмnцПроводb0·106 См/кмзар, МварРПП-1110262АС120/192,660,837РПП-3110312АС240/322,811,0543-4110462АС120/192,661,4814-2110202АС120/192,660,6443-6110142АС120/192,660,451РПП-5110202АС120/192,660,644

6.2Определение расчетных нагрузок подстанций в режиме наибольших нагрузок

Для расчета используем значения мощностей потребителей (табл. 4.1) в режиме наибольших нагрузок, выбранные в табл. 4.2 типы и номинальные мощности трансформаторов, а также каталожные и расчетные данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ [6, табл. II.2].

На ПС1 установлены n = 2 трансформатора типа ТДН-16000/110. Каталожные данные трансформатора: активные потери холостого хода ??х = 19 кВт, реактивные ?Qх = 112 квар; активные потери короткого замыкания ??к = 85 кВт, напряжение короткого замыкания uк = 10,5%. Наибольшая мощность потребителя 1:

нб = 22,2+j9,46 МВ·А; Sнб = 24,13 МВ·А.

Находим нагрузочные потери в ПС1 (двух трансформаторах) [1]

?ПС1 = ??ПС1+J?QПС1 = ??к +j : (6.2)

?ПС1 = ·0,085·+j·· = 0,097 +j1,911 МВ·А.

Расчетная нагрузка ПС1 равна:

расч.1 = нб1 + 2??х + j2?Qх + ??ПС1 + j?QПС1 - jQзар.РПП-1/2 = 22,2 + j9,46 + + 2·0,019 + j2·0,112 + 0,097 + j1,911 - j0,837 = 22,335+j10,758 МВ·А.

Расчетные нагрузки других подстанций определяем аналогично. Полученные результаты помещены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Расчетные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

ПС?нб, МВтQнб, Мвар??ПС, МВт?QПС, Мвар??х, МВт?Qх, Мвар?Qзар/2, Мвар?расч, МВтQрасч, Мвар122,29,460,0971,9110,0190,1120,83722,33510,758224,59,910,1162,2920,0190,1120,64424,65411,782323,19,630,1042,0560,0190,1122,98623,2428,924410,84,430,0410,7150,0140,0702,12510,8692,355514,85,960,0761,3360,0140,0700,64414,9046,792618,47,530,0661,2970,0191,1120,45118,5048,600

6.3Расчет режима наибольших нагрузок

Составляем расчетную схему (рис. 6.1) и показываем на ней расчетные нагрузки подстанций, а также Qзар/2 головных участков линий.

Выполняем уточненный расчет потокораспределения.

Поток мощности в конце концевого участка магистрали 4-2:

к4-2 = 2 = 24,654+j11,782 МВ·А.

Потери мощности на участке 4-2

?4-2 = (Sк4-2)2(R4-2+jХ4-2)/Uном2: (6.3)

?4-2 = (24,6542+11,7822)(2,49+j4,27)/1102=0,154+j0,263 МВ·А.

Поток мощности в начале участка 4-2:

н4-2 = к4-2+?4-2 = 24,654+j11,782+0,154+j0,263 = 24,808+j12,045 МВ·А.

Поток мощности в конце участка 3-4:

к3-4 = н4-2+4 = 24,808+j12,045+10,869+j2,355 = 35,677+j14,400 МВ·А.

Далее по формуле (6.3) находим потери мощности на участке 3-4, а затем поток мощности в начале участка 3-4.

Аналогичные расчеты выполняем для остальных участков сети. Результаты заносим в табл. 6.3 и на расчетную схему.

Таблица 6.3 - Расчет режима наибольших нагрузок

Участок?к, МВтQк, МварR, ОмХ, Ом??, МВт?Q, Мвар?н, МВтQн, Мвар?U, кВUВ,ПС, кВРПП-122,33510,7583,245,550,1650,28222,50011,0401,21109,89РПП-378,18433,2281,886,281,1213,74679,30536,9743,43107,673-435,67714,4005,739,820,7011,20136,37815,6013,36104,314-224,65411,7822,494,270,1540,26324,80812,0451,09103,223-618,5048,6001,742,990,0600,10318,5648,7030,54107,13РПП-514,9046,7922,494,270,0550,09514,9596,8870,60110,50

Выполняем расчет потери напряжения ?U на участках ВЛ 110 кВ и напряжения на шинах 110 кВ подстанций UВ.ПС.

Согласно задания на шинах 110 кВ РПП во всех режимах поддерживается напряжение, равное 1,01 от номинального, т.е.

UРПП = 1,01·110 = 111,1 кВ.

Потеря напряжения на участке РПП-3

?UРПП-3 = (?нРПП-3RРПП-3+QнРПП-3ХРПП-3)/UРПП: (6.4)

?UРПП-3 = (79,305·1,88+36,974·6,28)/111,1 = 3,43 кВ.

Напряжение на шинах 110 кВ ПС3:

В.3 = UРПП - ?UРПП-3 = 111,1 - 3,43 = 107,67 кВ.

Потеря напряжения на участке 3-4:

?U3-4 = (36,378·5,73+15,601·9,82)/107,67 = 3,36 кВ.

Дальнейшие расчеты выполнены аналогично, и их результаты сведены в табл. 6.3.

Общие потери активной мощности по данным табл. 6.3:

??? = 2,256 МВт.

Уточненный расчет режима наименьших нагрузок не выполняем, т.к. нет сведений о нагрузках потребителей в этом режиме.

6.4Уточненный расчет послеаварийного режима

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт:

для подстанций 1 и 5 - соответственно одной цепи линий РПП-1 и РПП-5. В этих случаях изменяются: зарядные мощности линий уменьшаются в 2 раза, а их сопротивления увеличиваются в 2 раза; из-за изменения зарядных мощностей изменятся и расчетные нагрузки подстанций:

ПС1: расч1.п/ав= расч.1.норм + jQзар.РПП-1/4 = 22,335 + j10,758+j0,837/2 = = 22,335+j11,177 Мвар;

ПС5:расч5.п/ав = расч5.норм+jQзар.РПП-5 = 14,904+j6,792+j0,644/2 = 14,904+j7,114 Мвар;

для подстанций 3 и 6 - одной цепи линии РПП-3. В этом случае изменяется расчетная нагрузка ПС3:

расч3.п/ав = 23,242+j8,924+j1,054/2 = 23,242+j9,451 Мвар;

Для подстанций 4 и 2 - одной цепи линии 3 - 4. В этом случае изменяются расчетные нагрузки подстанций:

ПС3: Sрасч3.п/ав = 23,242+j8,924+j1,481/2 = 23,242+j9,665 Мвар;

ПС4: Sрасч4.п/ав = 10,869+j2,355+j1,481/2 = 10,869+j3,096 Мвар.

Расчетная схема сети в этих послеаварийных режимах дана на рис. 6.2, а результаты расчета в табл. 6.4.

Таблица 6.4 - Расчет послеаварийных режимов

Участок?к, МВтQк, МВтR, ОмХ, Ом??, МВт?Q, Мвар?н, МВтQн, Мвар?U, кВUВ.ПС, кВРПП-122,33511,1776,4811,100,3340,57222,66911,7492,50108,50РПП-514,9047,1144,988,540,1120,19215,0167,3061,23109,87РПП-3 работ.1ц78,18433,7553,7612,562,2547,52880,43841,2837,39103,713-618,5048,6001,742,990,0600,10318,5648,7030,56103,15РПП-378,90635,9471,886,281,1683,90280,07439,8493,61107,493-4 работ.1ц35,67715,14111,4619,641,4232,43837,10017,5797,17100,324-224,65411,7822,494,270,1540,26324,80812,0451,1399,19

Рис. 6.2 - Расчетная схема для послеаварийных режимов

7ПРОВЕРКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1Нормальный режим наибольших нагрузок

Используем схему замещения подстанций, приведенную на рис. 6.3.

Рис. 6.3 - Схема замещения подстанции: все подстанции двухтрансформаторные 110/10 кВ

Номинальные напряжения обмоток трансформаторов:

.вн.ном = 115 кВ; Uнн.ном = 11 кВ [6, табл. II.2]. Пределы регулирования (РПН) ± 9 1,78%.

Порядок проверки любой подстанции для всех режимов следующий [1]. Для ПС1 выбираем из [6. табл. II.2] сопротивления трансформатора типа ТДН-16000/110: Rтр = 4,38 Ом; Хтр = 86,70 Ом. Сопротивления ПС при раллельной работе двух трансформаторов: RПС = Rтр/2 = 4,38/2 = 2,19 Ом; ХПС = Хтр/2 = 86,70/2 = = 43,35 Ом. Из табл. 4.1 выбираем нагрузки ПС: Рнг = 22,2 МВт; Qнг = 9,46 Мвар. Согласно табл. 6.3 в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах ВН равно UВ.ПС1= 109,89 кВ.

Находим низшее напряжение, приведенное к высшему

U'Н.ПС1 = : (6.5)

U'Н.ПС1 = = 105,54 кВ.

Принимаем желаемое напряжение на шинах низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 7% выше номинального напряжения, т.е.

Uн.жел = 1,07·10 = 10,7 кВ.

Находим желаемый коэффициент трансформации

kтр. жел = U'Н.ПС1/Uн.жел = 105,54/10,7 = 9,86.

Определяем номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации

nотв = ( -1)/?U*отв : (6.6)отв =( -1)/0,0178 = - 3,19,

где ?U*отв = 1,78/100 = 0.0178 - относительно изменение напряжения, приходящееся на одну ступень.

Принимаем ближайшее меньшее целое число n = -3, входящее в диапазон ±9, и определяем действительное напряжение на шинах НН ПС1 в режиме наибольших нагрузок

Uнн.действ = : (6.7)

Uнн.действ = 10,66 кВ.

Для остальных подстанций расчеты проведены аналогично в табл. 6.5.

Таблица 6.5 - Проверка достаточности диапазона РПН

ПСSном, кВ·АРнг, МВтQнг, МварRпс, ОмХпс, ОмUв.пс, кВU'н, кВkтр.желnUнн.действ11600022,29,462,1943,35109,89105,549,86-310,6621600024,59,912,1943,35103,2298,309,19-710,7431600023,19,632,1943,35107,67103,139,64-410,6241000010,84,433,9869,50104,31100,839,42-510,5951000014,85,963,9869,50110,50106,049,91-310,7261600018,47,532,1943,35107,13103,589,68-410,67

Из полученных в табл. 6.5 результатов следует, что регулировочный диапазон устройств РПН у трансформаторов всех подстанций в нормальном режиме наибольших нагрузок достаточен. В запасе еще имеется возможность использования при необходимости ответвлений - 8 и -9.

7.2Послеаварийные режимы

Послеаварийные режимы кратковременны, поэтому ГОСТ 13109-97 допускает в этих режимах дополнительные понижения напряжения на 5%. В связи с этим можно для этих режимов принять значение желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанций Uн.жел = 10,2 кВ. Определение значений n и Uнн.действ приведено в табл. 6.6.

Таблицы 6.6 - Проверка достаточности диапазона РПН в послеаварийных режимах

ПСSном, кВ·АРнг, МВтQнг, МварRпс, ОмХпс, ОмUв.пс, кВU'н, кВkтр.желnUнн.действ11600022,29,462,1943,35108,50104,0910,21-210,3221600024,59,912,1943,3599,1994,059,22-710,2831600023,19,632,1943,35103,7198,989,70-410,1941000010,84,433,9869,50100,3296,699,48-610,3551000014,85,963,9869,50109,87105,3810,33-110,2661600018,47,532,1943,35103,1599,469,75-410,24

Согласно результатам, полученным в табл. 6.6, регулировочный диапазон РПН в послеаварийных режимах достаточен.

8УТОЧНЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

.1Уточнение баланса мощности

Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках линий для нормального режима наибольших нагрузок:

? = Рнрпп-1 + Рнрпп-3 + Рнрпп-5 = 22,500 + 79,305 + 14,959 = 116,764 МВт;? = Qнрпп-1 + Qнрпп-3 + Qнрпп-5 - ?Qзар.гол/2 = 11,040 + 36,974 + 6,887 - - (0,837+1,054+0,644) = 52,366 Мвар.

Определяем реактивную мощность энергосистемы:

Qс = Рсtg(arc cosс) =116,764·tg(arc cos 0,9) = 116,764·0,484 = 56,514 Мвар.

Так как Qс > Q?, то принимаем решение уменьшить общую мощность компенсирующих устройств на значение, ближайшее к

?Qку = Qс - Q? = 56,514 - 52,366 = 4,148 Мвар.

Всего можно исключитьККУ.иск = 4,148/0,33 ? 12 ККУ.

По подстанциям это можно распределить следующим образом: ПС1-1ККУ, ПС2-3 установки, ПС3-2,ПС4-1, ПС5-2, ПС6-3 установки, а всего 12 установок.

8.2Определение себестоимости передачи электроэнергии

Годовые отчисления на эксплуатационное обслуживание сети берем из табл. 5.3: И0 = 17119 тыс. руб./год.

Годовые отчисления на амортизацию определяем по нормам [2, табл.6.32]: для ВЛ 35 кВ и выше на металлических и железобетонных опорах - ра.вл = 0,024 о.е., для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств (подстанций) - ра.пс = 0,064 о.е. :

Иа.вл = ра.вл·Квл = 0,024·150543 = 3613,032 тыс. руб./год;

Иа.пс = 0,064·134775 = 8625,600 тыс. руб./год.

Общие отчисления на амортизацию:

Иа.? = 3613,032+8625,600 = 12238,632 тыс. руб./год.

Издержки на оплату потерь электроэнергии

И?w = ?Pсэ = 2,256·103·4400·1,911 = 18969350 руб./год = 18969,350 тыс. руб./год,

где ?P? взято из п.6.3, сэ - для шестого шага из табл. 5.2.

Общие годовые издержки при работе электрической сети

И?год = И0 + Иа.? + И?w = 17119+12238,632+18969,350 ? 48327 тыс. руб./год.

Годовой отпуск электроэнергии потребителям

Wгод = ?Pi·Ти.м = 113,8·103·6300 = 7,1694·108 кВт·ч/год.

Себестоимость передачи электроэнергии

сп.э = И?год/Wгод = 48327·103/(7,1694·108) = 0,0674 руб./(кВт·ч).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По исходным данным о нагрузках потребителей выполнен в таблице 1 расчет баланса мощности, определена общая реактивная мощность, подлежащая компенсации, выполнена расстановка компенсирующих устройств на подстанциях потребителей.

Используя географическое расположение источника питания и потребителей, а также состав нагрузок по категориям надежности электроснабжения, по методике [1] составлены 11 вариантов конфигурации с анализом каждого варианта: три варианта в группе радиально-магистральных резервированных схем с двухцепными линиями и двухтрансформаторными подстанциями, семь вариантов в группе комбинированных схем и один вариант кольцевой сети. В первой группе конкурентоспособным вариантом признан вариант 1, а во второй - вариант 10.

Выполнены предварительные электрические расчеты вариантов 1, 10 и 11 (кольцевой сети), включая расчет потокораспределения и выбор номинального напряжения, выбор оптимальных сечений проводов линий электропередачи по методу экономических интервалов, номограммы которых построены на рис. 3.2 и 3.4. Выбранные провода проверены по техническим ограничениям: длительно допустимому току и по условию потерь энергии на коронный разряд. Определены параметры схем замещения линий - их активные и индуктивные сопротивления, а также параметры нормального режима линий - потери активной мощности и потери напряжения до узловых точек и конечных потребителей. Определены наибольшие потери напряжения в послеаварийных режимах и проверена достаточность общего регулировочного диапазона сети. В варианте 1 номинальное напряжение сети Uном = 110 кВ.

В варианте 11 кольцевая сеть имеет Uном = 220 кВ и выполняется одноцепными линиями с проводами АС240/32. Общие потери активной мощности в этом варианте составляют ?P? = 0,83 МВт, что в 2,6 раза меньше по сравнению с вариантом 1. Снижение потерь мощности достигается за счет повышения номинального напряжения и сечений проводов.

Комбинированная сеть по варианту 10 представляет собой сокращенное кольцо, к узлу 4 которого присоединена двухцепная линия 4-2. Она имеет Uном = 220 кВ, провода марки АС240/32, ?P? = 0,87 МВт и обладает достаточным регулировочным диапазоном.

В разделе 4 выбраны трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН подстанций. Так как все подстанции имеют потребителей ? или ?? категории по требуемой степени надежности электроснабжения, то они выполняются двухтрансформаторными и с выключателями в цепях трансформаторов, а не с отделителями и короткозамыкателями. Номинальные мощности трансформаторов выбраны по условиям работы в нормальном и послеаварийном режимах с учетом их допустимой перегрузки на 40% сверх номинальной мощности. Схемы ОРУ на стороне высшего напряжения подстанций приняты в зависимости от типов схемы электроснабжения и подстанций и приведены в приложении 1.

Технико-экономическое сравнение трех конкурентоспособных вариантов и выбор из них лучшего выполнены в соответствии с действующими методическими рекомендациями [8]. В качестве критериев выбора использовались капитальные вложения, срок их окупаемости, чистый дисконтированный доход. Лучшим признан вариант радиально-магистральной сети, имеющий меньшие капитальные вложения (K? = 285318 тыс. руб.) и срок их окупаемости (6 лет) и больший чистый дисконтированный доход за 14 лет эксплуатации (202022 тыс. руб.).

В разделе 6 выполнен уточненный расчет электрических режимов радиально-магистральной сети с дополнительным (по сравнению с предварительным расчетом) учетом зарядной мощности ВЛ 110 кВ, потерь мощности и напряжения в трансформаторах 110/10 кВ. Общие потери активной мощности ?P? = 2,256 МВт. Определены также напряжения на шинах 110 кВ подстанций в нормальном и послеаварийном режимах.

В разделе 7 проверена достаточность регулировочного диапазона трансформаторов в нормальном режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах.

В результате уточнений баланса мощности суммарная мощность компенсирующих устройств на подстанциях потребителей уменьшена на 3,960 Мвар.

Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети

сп.э. = И?год/Wгод = 0,0674 руб./(кВт·ч).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Хусаинов И.М. Проектирование сети для электроснабжения промышленного района: учеб. пособие / И.М. Хусаинов. Саратов: СГТУ, 2005. 84 с.

2. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / Под ред. В.М. Блок. М.: Высш. шк., 1990. 383 с.

.Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Спб.: Изд-во ДЕАН, 2002. 928 с.

.Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств / Л.И. Двоскин. М.: Энергоатомиздат, 1985. 220 с.

.Боровиков В.А. Электрические сети энергетических систем / В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Л.: Энергия, 1977. 391с.

.Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети. Проектирование / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. Мн.: Высш. шк., 1988. 308 с.

.Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы: учеб. пособие для вузов / Л.А. Солдаткина. М.: Энергия, 1978. 216 с.

.Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (2-я редакция). М.: Экономика, 2000. 421 с.

РЕФЕРАТ Выполнено учебное проектирование сети для электроснабжения промышленного района. Целью проектирования являлась разработка рациональной электро

Больше работ по теме: