Проектирование электрических сетей (стр. 3 из 19)

• развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается за один и тот же период времени;

• сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения;

• все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня по источникам равной достоверности;

• тарифы,перспективныенагрузкипотребителей, экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.

1.1.3 Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

Энергосистема осуществляет централизованное энергоснабжение энергорайона одного из южных регионов РФ.

На балансе электрических сетей «В» находятся:

• 2 электростанции общей мощностью 1 250 МВт;

• 4 подстанций 220 кВ;

• 12 подстанции 110 кВ;

• ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км;

• ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км.

Карта-схема существующей сети с новым перспективным узломпотребления представлена в приложении А. Данные о перспективных нагрузках на конец пятого года в существующих узлах представлены в исходных данных для расчёта максимального режима электрической сети в программе RastrWin (см. приложение Б).

1.2 Варианты развития электрической сети

Рассмотрим три варианта присоединения проектируемой подстанции П25 к электрической сети для нахождения варианта с наименьшими затратами. При этом должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся от проектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемого качества.

На основании перспективных нагрузок подстанции произведём выбор трансформаторов по (1.1).

S_П25=13МВ·А; tgφ =0,4.

S_тр= (0,65÷0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5÷9,1МВ·А

Выбираем два трансформатора ТДН – 10000/110. Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника [3], приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Параметры трансформаторов новой подстанции

П/с

Тип

S_НОМ,

МВ·А

Кол-во

U_НОМ, кВ

U_К,

ΔР_КЗ,

кВт

ΔР_ХХ,

кВт

I_ХХ,

П25

ТДН-10000/110

115

10,5

0,7

Произведём расчёт параметров трансформаторов на проектируемой подстанции П25 по следующим формулам:

r = ΔР_КЗ ·U_Вном²·10^-3/(n·S_ном²);(1.14)

x =U_k·U_Вном²/(n·100·S_ном); (1.15)

g_Т = n·ΔP_XX10^-3/U_Вном²;(1.16)

b_Т = n·ΔI_XX·S_ном/(U_Вном²·100); (1.17)

r = 60·115²·10^-3 = 3,97 Ом;

х = 10,5·115²(2·100·10) = 69,43 Ом;

g= 2·14·10^-3/115²=2,12 мкСм;

b = 2·0,7·10/(115²·100) = 10,59 мкСм.

Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для чего выполним технико-экономический расчет каждого варианта.

1.2.1 Технико-экономические показатели первого варианта развития сети

1.2.1.1 Схема электрических соединений

Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.

Выбор осуществляется в соответствии с указаниями справочника [3], в зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети ΙΙΙ.

Опоры выбираем железобетонные.

Первый вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем одну двухцепную линию марки АС-240, протяженность которой составляет 28,8 км. Расчетные данные по линии электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Расчетные данные линии электропередачи

ЛЭП

Длинаl, км

Число цепей

U_НОМ,

кВ

Марка провода

r₀, Ом/км

x₀,

Ом/км

b₀·10^-6,

См/км

П8-П25

28,8

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

Параметры новой линии определяются по формулам

r_л = r₀l / n; (1.18)

x_л = x₀l / n; (1.19)

b_л = b₀l / n; (1.20)

r_л = 0,12·28,8/2= 1,8 Ом;

х_л = 0,405·28,8/2 = 5,6 Ом;

b_л = 2,81·28,8·2 = 161,9 мкСм.

Рис.1.1. Фрагмент карты-схемы первого варианта развития электрической сети

Рис.1.2. Фрагмент схемы первого варианта развития электрической сети

Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.2.

Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

Информация об узлах и ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в приложении Б1.

По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатов расчета приводится в приложении Б1.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новой линии электропередачи равны: для ЛЭП П8-П25 I_р = 79 А;

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.

Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС1-П3, так как в этом случае новая линия будет загружена максимально.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС1-П3.

Распечатка результатов расчета послеаварийного режима приводится

в приложении А.

для ЛЭП П8-П25 I_р = 100 А;

Для провода АС-240 допустимый длительный ток I_доп= 610A.

Как видно, I_доп> I_p, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного первого варианта развития электрической сети.

1.2.1.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Определяем капитальные вложения по первому варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра двухцепной линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110кВ 1575 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.

К_л = 1575 · 28,8 = 45 360 тыс. руб.

Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:

К = 45 360 тыс. руб.

Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):

И' = (2,4 + 0,4) · 45 360/100 = 1270,08 тыс. руб.

Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

ΣΔР_макс= 13,76 + 1,56 = 15,32 МВт.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки T_нб =5200ч.

τ = (0,124 + 5200/10000)² · 8760 = 3633 ч.

Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):

ΔЭ' = 3633 · 15,32 · 10³ = 55 657,56 · 10³кВт·ч.

Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):