Развитие районной электрической сети

Ом/км Ю Ом

Выбор сечений проводов линий сведем в таблицу:

Таблица 3.3 - Выбор сечений проводов для варианта №1

Таблица 3.4 - Выбор сечений проводов для варианта №2

Сечение проводов проверяют по допустимой токовой нагрузке по нагреву. По потерям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, т.к повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводов по сравнению с применением трансформаторов с РПН и средств компенсации реактивной мощности экономически нецелесообразно. По короне проверяют провода, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производиться, если сечения проводов равны минимально допустимым по условиям короны или превышает их [1].

3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. По таблице 1.37 [2] находим зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района: . Поскольку нагрузка изменилась только в пунктах 2, 4, 6, то произведём выбор трансформаторов только в этих пунктах, причём для обоих рассматриваемых вариантов развития трансформаторы будут одинаковыми. Выбор трансформатора в пункте 2:

PТ2 = P2 + P5; QТ2 = Q'2 + Q'5;

Таблица 3.5 - Нагрузка трансформатора T2

МВА

Проверим возможность работы при данной нагрузке уже существующих в пункте 2 трансформаторов ТДТН-40000/110:

МВА

По графику нагрузки определяем:

Интервал недогрузки t = 12 ч

Интервал перегрузки h = 12 ч

Эквивалентная нагрузка за период недогрузки:

МВА

Эквивалентная нагрузка за период перегрузки:

МВА

Коэффициент загрузки на интервале

t:

Коэффициент перегрузки на интервале h:

;

По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K трансформатор проходит. Выбор трансформатора в пункте 4:

PТ4 = P4; ;

Таблица 3.6 - Нагрузка трансформатора T4

МВА

Проверим возможность установки трансформаторов ТДН-16000/110:

МВА

МВА

МВА

;

По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K трансформатор проходит. Выбор трансформаторов в пункте 6:

PТ6 = P6; ;

Таблица 3.7 - Нагрузка трансформатора T6

МВА

Проверим возможность установки трансформаторов ТДН-16000/110:

МВА

МВА

МВА

;

По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K2 трансформатор проходит.

3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

Чтобы выбрать один вариант схемы развития сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический расчёт.

Варианты сопоставляются по приведенным затратам на сооружение сети и её эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов схем. Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другой вариант превышают наименьшие более чем на 5%.

При выполнении технико-экономических расчётов используются укрупнённые показатели стоимости элементов электрических сетей.

Приведенные затраты:

EН = 0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений

- суммарные капиталовложения в подстанции и линии,

- суммарные издержки

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаем У = 0, поскольку у нас все линии двухцепные, подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не рассматриваем.

В расчёте будем сравнивать только отличающиеся части схем. Таковыми являются:

Капиталовложения в подстанцию 2, 4, 6, издержки на потери электроэнергии в трансформаторах подстанций 2, 4, 6, постоянная часть затрат на реконструкцию подстанции 2, а также возвратная стоимость демонтируемой подстанции 4 (35 кВ) и двух выключателей 35 кВ из ОРУ СН подстанции 2 в обоих вариантах одинаковы.

Технико-экономический расчёт для варианта №1:

Капиталовложения в линии:

,

где К0 - стоимость сооружения одного километра линии, тыс. руб/км (таблица 7.5 [1]), L - длина линии, км.

Предположим, что все опоры стальные.

Расчёт сведём в таблицу:

Таблица 3.8 - Капитальные вложения в линии варианта №1

К∑ВЛ = КИП2-4 + К4-6 = 2163 + 1504 = 3667 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

В нашем случае это только капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 4.

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В нашем случае это ПС 4. Выберем схему ОРУ ВН 110 - 12 "Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем", количество присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: NЯЧ = 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)

Стоимость ОРУ ВН: тыс. руб., где 75 тыс. руб. - стоимость одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7.16 [1]).

К∑ПС = 750 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

,

где:

, - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты воздушных линий и подстанций соответственно.

- ежегодные издержки на потери электроэнергии в сети.

; ,

где:

, - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий и подстанций соответственно, в процентах от капиталовложений.

% для ВЛ 35 кВ и выше на стальных опорах

(таблица 6.2 [1])

% для электрооборудования и распределительных устройств до 150 кВ (таблица 6.2 [1])

тыс. руб.

тыс. руб.

,

где:

p0 = 1,0 коп/кВт·ч - стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии

ΔW - годовые потери электроэнергии в сети, МВт·ч

В нашем случае ΔW - потери электроэнергии в линиях ИП2-4, 4-6, 4-2, ИП1-2, ИП1-3.

Найдём годовые потери электроэнергии в линии ИП2-4:

МВт

ч

МВт·ч

Расчёт потерь в линиях сведём в таблицу:

Таблица 3.9 - Годовые потери электроэнергии в линиях варианта №1

МВт·ч

Тогда издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Технико-экономический расчёт для варианта №2:

Капиталовложения в линии:

Расчёт представлен в виде таблицы:

Таблица 3.10 - Капитальные вложения в линии варианта схемы №2

К∑ВЛ = КИП2-2 + К3-6 = 4045 + 1978 = 6023 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

В нашем случае это только капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 2.

Схема ОРУ ВН: 110 - 12

Число ячеек: NЯЧ = 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)

Стоимость ОРУ ВН: тыс. руб., где 75 тыс. руб. - стоимость одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7.16 [1]).

К∑ПС = 750 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

Издержки на обслуживание и ремонт:

тыс. руб.

тыс. руб.

Издержки на потери электроэнергии в сети:

Расчёт потерь в линиях представлен в виде таблицы:

Таблица 3.11 - Годовые потери электроэнергии в линиях варианта схемы №2

МВт·ч

Издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

975,56 тыс. руб.

Итак, получили: З1= 653,2 тыс. руб. З2= 975,56 тыс. руб.

Найдём разницу в процентах:

> 5%,

следовательно, выбираем вариант развития сети №1

Вывод: в данной главе были составлены два рациональных варианта схемы развития сети, для которых были выбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения и сечения проводов линий, а также выбраны (проверены) трансформаторы у потребителей. Затем был проведён технико-экономический расчёт, по результатам которого был выявлен наиболее экономичный вариант развития сети.

4. Расчёты параметров основных режимов работы сети

Расчёт режимов будет производиться на ЭВМ методом Ньютона при помощи программы RUR.

4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров

Рис 4.1 Схема замещения сети

Параметры схемы замещения для линий:

; ; ,

где:

RЛ - активное сопротивление линии, Ом

XЛ - реактивное сопротивление линии, Ом

BЛ - реактивная проводимость линии, мкСм

r0 - удельное активное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])

x0 - удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])

b0 - удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км (таблица 3.8 [1])

N = 2 - число цепей линии

L - длина линии, км

Параметры линий сведём в таблицу:

Таблица 4.1 - Параметры линий

Параметры схемы замещения для трансформаторов:

RТ - активное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 - 5.14 [1])

XТ - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 - 5.14 [1])

; ; , где:

GТ - активная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм

BТ - реактивная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм

КТ - коэффициент трансформации трансформатора

ΔPX - потери холостого хода трансформатора, МВт (таблица 5.12 - 5.14 [1])

IX - ток холостого хода трансформатора,% (таблица 5.12 - 5.14 [1])

SНОМ - номинальная мощность трансформатора, МВА

UНОМ НН - номинальное напряжение обмотки НН, кВ (таблица 5.12 - 5.14 [1])

UНОМ ВН - номинальное напряжение обмотки ВН, кВ (таблица 5.12 - 5.14 [1])

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивления в схеме замещения необходимо уменьшить в 2 раза, а проводимости увеличить в 2 раза. Параметры трансформаторов сведём в таблицы:

Таблица 4.2 - Параметры двухобмоточных трансформаторов

Таблица 4.3 - Параметры трёхобмоточного трансформатора Т-2

4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе зимой в нормальном режиме работы сети при включенных компенсирующих устройствах. (таблицы 2.1, 2.3)

Таблица 4.4 - Максимальная нагрузка в системе в зимний период

По условию, в режиме наибольших нагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение: кВ. Активную мощность первого источника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети, то есть PИП1 = 100,98 МВт. Исходные данные и результаты расчета режима наибольших нагрузок приведены в приложении А (таблицы А.1 - А.3). Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.5:

Таблица 4.5 - Напряжения у потребителей в режиме НБ

Согласно ПУЭ, эти напряжения в режиме наибольших нагрузок должны быть не ниже 105% номинального (10,5 кВ), следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов (рассматривается в 5 главе).

4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок берем минимальную нагрузку в системе летом в нормальном режиме работы сети при отключенных компенсирующих устройствах.

Из таблицы 2.3 находим, что минимальная нагрузка летом наблюдается с 20 часов до 4 часов. Учитывая, что она составляет 50% от соответствующей зимней нагрузки, составим таблицу:

Таблица 4.6 - Минимальная нагрузка в системе в летний период

По условию, в режиме наименьших нагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение:

кВ

Активную мощность первого источника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности, выдаваемой им в режиме наименьших нагрузок в старой сети, то есть PИП1 = 14,35 МВт

Исходные данные и результаты расчета режима наименьших нагрузок приведены в приложении А (таблицы А.4 - А.6). Параметры ветвей такие же как и в режиме наибольших нагрузок.

Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.7:

Таблица 4.7 - Напряжения у потребителей в режиме НМ

Согласно ПУЭ, эти напряжения в режиме наименьших нагрузок должны быть не выше 100% номинального (10 кВ), следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов.

4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме наибольших нагрузок.

Основываясь на данных таблицы 3.1, можно сказать, что самой