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: 237.
