Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

 

3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети

 

Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач. Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов к. з.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций, с возможно наименьшими изменениями существующей сети.

Для заданного географического расположения новых пунктов нагрузки, второго источника питания и имеющейся схемы старой сети электроснабжения района составим два варианта схемы развития сети и для каждого из вариантов найдём суммарную длину новых линий (с учётом 5% надбавки из-за рельефа местности).

Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети:

 

вариант 1                                   вариант 2

Рис. 3.1 Варианты развития сети.

 

Суммарная длина сети до реконструкции: км.

 

L 4-6 = 23,5 км L ИП2-4 = 33,8 км  км L 3-6 = 30,9 км L ИП2-2 = 63,21 км  км

3.2 Выбор (проверка) напряжения

 

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:

 

,

 

где  - мощность на одну цепь [МВт],  - длина [км].

Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети.

Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети.

Так как в первом варианте нагрузка в пунктах 1, 3 и 5 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-3 и 2-5 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно. Во втором варианте не изменилась нагрузка в пункте 1 и 5, соответственно и перетоки мощности не изменились по этим линиям, поэтому выбор напряжений в этих пунктах производить не будем.

 

Таблица 3.1 - Перетоки мощности по линиям

  Географическое расположение 0-4 4-8 8-12 12-16 16-20 20-24

Вариант 1

РИП1-2 = РИП1 - Р1 - Р3 14,6 36,6 51,2 48,8 53,8 14,6
Р2-4 = РИП2 - Р6 - Р4 0,4 1,2 1,6 1,6 2 0,4
Р4-6 = Р6 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
РИП2-4 = РИП2 8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2

Вариант 2

РИП1-2 = РИП1 - Р3 - Р6 - Р1 10,8 21,4 32,2 29,8 42,4 10,8
РИП1-3 = Р3 + Р6 13,0 29,0 42 37,4 20,6 13,0
Р2-4 = Р4 4 12 16 16 20 4
Р3-6 = Р6 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
РИП2-2 = РИП2 8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2

 

Проведём расчёт напряжений только для новых линий и для существующих линий, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети. Расчёт сведём в таблицу:

 

Таблица 3.2 - Выбор напряжения

 

Географическое расположение

Длина, км

Рмакс, МВт

UЭК, кВ

Uном, кВ

Вариант 1

ИП1-2

26,5

53,8

94,57

110

2-4

45,6

2

19,96

110

4-6

23,5

19

59,29

110

ИП2-4

33,8

36,6

81,27

110

Вариант 2

ИП1-2

26,5

42,4

85,5

110

ИП1-3

36,8

42

86,83

110

2-4

45,6

20

61,9

110

3-6

30,9

19

59,83

110

ИП2-2

63,2

36,6

83,18

110

 

В варианте 1 есть необходимость перехода на напряжение 110 кВ для линии 2-4, т.к два источника питания с высшим напряжением сети 110кВ не могут связываться линией 35 кВ.

Итак, напряжение новых линий (ИП2-4 и 4-6) в первом варианте равно 110 кВ, во втором варианте напряжение линий (ИП2-2 и 3-6) такое же, т.е.110 кВ. Напряжение старых линий, по которым изменились перетоки мощности - 110 кВ.

3.3 Выбор (проверка) сечений проводов

 

Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Сечение провода выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности тока, при этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]

Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети.

Рассмотрим подробно выбор сечения проводов для линии 2-4 варианта №1:

Поскольку старая линия 2-4 35кВ демонтируется в связи с переходом на 110 кВ, то старый провод (АС-95/16) на новой линии использован быть не может независимо от рассчитанного сечения, так как провода не перевешиваются с одной линии на другую из-за значительных повреждений самого провода при монтаже и демонтаже.

 

 МВт

 МВАр

 МВА

 

Расчетная токовая нагрузка:

 

 А

 

Найдём число часов максимума нагрузки, пердаваемой по линии:

 

 МВт×ч

 МВт×ч

МВт×ч

ч/год

 

По таблице 3.12 [1] определяем нормированную плотность тока jН = 0,9 А/мм2 (для алюминиевых проводов при ТМАХ от 3000 до 5000 ч/год)

Расчётное сечение провода:

 

 мм2

 

По таблице 3.15 [1] выбираем стандартное сечение провода F = 70 мм2 и соответствующий ему провод АС-70/11.Т. к. для напряжения 110 кВ минимальное сечение Fmin = 70 мм2.

Выбранное сечение провода необходимо проверить по двум условиям:

1) По нагреву:

 - допустимое значение длительного тока для провода марки АС-150/24 (таблица 3.15 [1])

Так как N = 2, то  А

265 А > 10,56 А Þ условие выполняется

2) По условиям короны:

Для напряжения 110 кВ минимальное сечение по условию короны: АС-70/11, следовательно, выбранное сечение проходит.

По таблице 3.8 [1] определяем параметры линии:

 

 Ом/км Þ  Ом

 Ом/км Þ  Ом

 

Выбор сечений проводов линий сведем в таблицу:

 

Таблица 3.3 - Выбор сечений проводов для варианта №1

Линия ИП1-2 2-4 4-6 ИП2-4
РВЛ MAX, МВт 53,8 2 19 36,6
QВЛ MAX, МВАр 20, 19 0,24 4,48 12,01
SВЛ MAX, МВА 57,46 2,01 19,52 38,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110
IРАСЧ, А 150,8 5,28 51,2 101,1
TMAX, ч/год 4612 4068 4294 4674
jН, А/мм2 0,9 0,9 0,9 0,9
FРАСЧ, мм2 167,6 5,87 56,9 112,3
Марка провода АС-120/19 АС-70/11 АС-70/11 АС-120/19

Проверка по нагреву

IДОП, А 390 265 265 390
IРАБ. MAX, А 301,6 10,56 102,4 202,2

Проверка по короне

Fmin, мм2 70 70 70 70
F, мм2 120 70 70 120

Определение параметров линии

r0, Ом/км 0,244 0,422 0,422 0,244
x0, Ом/км 0,427 0,444 0,444 0,427
LВЛ, км 26,5 45,6 23,5 33,8
RВЛ, Ом 3,24 9,62 4,96 4,12
XВЛ, Ом 5,66 10,12 5,22 7,22

 

Таблица 3.4 - Выбор сечений проводов для варианта №2

Линия ИП1-2 ИП1-3 2-4 3-6 ИП2-2
РВЛ MAX, МВт 42,4 42 20 19 36,6
QВЛ MAX, МВАр 17,45 9,57 2,36 4,48 12,01
SВЛ MAX, МВА 45,87 43,08 20,14 19,52 38,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110 110
IРАСЧ, А 120,4 113 52,9 51,2 101,1
TMAX, ч/год 3928 4170 4068 4296 4674
jН, А/мм2 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
FРАСЧ, мм2 133,6 125,6 58,7 56,9 112,3
Марка провода АС-120/19 АС-120/19 АС-70/11 АС-70/11 АС-120/19

Проверка по нагреву

IДОП, А 390 390 265 265 390
IРАБ. MAX, А 240,8 226 105,8 102,4 202,2

Проверка по короне

Fmin, мм2 70 70 70 70 70
F, мм2 120 120 70 70 120

Определение параметров линии

r0, Ом/км 0,159 0,244 0,422 0,422 0,244
x0, Ом/км 0,413 0,427 0,444 0,444 0,427
LВЛ, км 26,5 36,8 45,6 30,9 63,2
RВЛ, Ом 3,24 4,49 9,62 6,52 7,71
XВЛ, Ом 5,66 7,86 10,12 6,86 13,49

 

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

t, час 0 - 4 4 - 8 8 - 12 12 - 16 16 - 20 20 - 24
Р2, МВт 10,2 30,6 40,8 40,8 51 10,2
Р5, МВт 4,8 7,2 12 9,6 4,8 4,8
РТ2, МВт 15 37,8 52,8 50,4 55,8 15
Q'2, МВАр 1,58 4,74 6,32 6,32 7,91 1,58
Q'5, МВАр 1,11 1,66 2,77 2,22 1,11 1,11
QТ2, МВАр 2,69 6,4 9,09 8,54 9,02 2,69
SТ2, МВА 15,24 38,34 53,58 51,12 56,52 15,24

 

 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

t, час 0 - 4 4 - 8 8 - 12 12 - 16 16 - 20 20 - 24
Р4, МВт 4 12 16 16 20 4
РТ4, МВт 4 12 16 16 20 4
SТ4, МВА 4,03 12,08 16,11 16,11 20,14 4,03

 

 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

t, час 0 - 4 4 - 8 8 - 12 12 - 16 16 - 20 20 - 24
Р6, МВт 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
РТ6, МВт 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
SТ6, МВА 3,93 15,72 19,65 19,65 11,79 3,93

 

 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:

 

Для первого варианта: Для второго варианта:
1) Линия ИП2-4 2) Линия 4-6 3) ОРУ ВН пункта 4 1) Линия ИП2-2 2) Линия 3-6 3) ОРУ ВН пункта 2

 

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

Линия ИП2-4 4-6
Марка провода АС-120/19 АС-70/11
UНОМ, кВ 110 110
Длина, км 33,8 23,5
К0, тыс. руб/км 64 64
КВЛ, тыс. руб 2163 1504

 

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

Линия ИП2-4 4-6 2-4 ИП1-2 1-3
SВЛ MAX, МВА 38,52 19,52 2,01 57,46 23,54
UНОМ, кВ 110 110 110 110 110
RВЛ, Ом 4,12 4,96 9,62 3,24 5,63
ТMAX Л, ч 4674 4294 4068 4612 4068
τ Л, ч 3064 2683 2468 3000 2468
ΔPВЛ, МВт 0,505 0,156 0,0032 0,884 0,258
ΔWВЛ, МВт∙ч 1547,3 419,1 7,89 2652 636,3

 

 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

Линия ИП2-2 3-6
Марка провода АС-120-19 АС-70/11
UНОМ, кВ 110 110
Длина, км 63,2 30,9
К0, тыс. руб/км 64 64
КВЛ, тыс. руб 4045 1978

 

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

Линия ИП2-2 2-4 ИП1-2 ИП1-3 3-6
SВЛ MAX, МВА 38,52 20,14 45,87 43,08 19,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110 110
RВЛ, Ом 7,71 9,62 3,24 4,49 6,52
ТMAX Л, ч 4674 4068 3928 4170 4296
τ Л, ч 3064 2468 2340 2564 2685
ΔPВЛ, МВт 0,945 0,322 0,563 0,689 0, 205
ΔWВЛ, МВт∙ч 2896,7 795,9 1317,4 1765,7 551,2

 

 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.





Дата: 2019-05-29, просмотров: 195.