Задание

Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы. Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на рисунке 1.1, а их характеристики - в таблице 1.1. Электрическая сеть расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, II районе по гололеду. В таблице 1.1 даны значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Р_i = Р_максi, МВт.

1

0

2

4

3

4

Рисунок 1.1

Расстояния между точками: l₀₁=30 км; l₁₂=30 км; l₂₃=22 км; l₃₄=44 км; l₀₄=32 км; l₀₂=40 км;

l₀₃=36 км; l₁₃= 44 км; l₁₄= 76км; l₂₄= 66км; l₀₅=36 км; l₁₅=66 км; l₂₅=70 км; l₃₅=56 км; l₄₅=40 км.

Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии

Параметр

Р_i, МВт

cos_i

Т_мi, ч

U_ннi, кВ

Доля нагрузки

3-й категории d_3i, %

Источник питания 0

-

0,75

-

-

-

Подстанция 1

15

0,73

4700

10

0

Подстанция 2

38

0,75

5300

10

0

Подстанция 3

38

0,78

3500

10

10

Подстанция 4

36

0,7

5800

6

0

Подстанция 5

30

0,71

3700

6

0

Определяем значения полной мощности нагрузок потребителей , МВА, взяв значения активной мощности нагрузки P_i, МВт и коэффициента мощности cos_i потребителей из таблицы 1.1.

Задача 1

Используя данные из задания, составить несколько вариантов радиально-магистральных схем и схем, имеющих замкнутый контур, и выбрать из них наиболее рациональные варианты схемы исполнения электрической сети.

Решение.

Составляем варианты радиально-магистральной схемы электрической сети (рисунок 2.1). На рисунке 2.1 б) приведена радиальная схема, на рисунках 2.1 а), в) и г) - радиально-магистральные или разветвленные схемы.

1

2

0

0

2

5

5

3

3

4

4

а) в)

1

1

2

0

0

2

5

5

3

3

4

4

б)

г)

Рисунок 2.1- Варианты радиально-магистральных схем

Производим предварительный анализ и выбор вариантов радиально-магистральных схем исполнения сети, сводя данные в таблицу 2.1. В данной таблице в столбцах «Кол-во выключателей n, шт» и «n, шт» число без скобок показывает количество выключателей на подстанциях в случае, если промежуточная подстанция является ответвительной, а число в скобках - если промежуточная подстанция является проходной.

В таблицах 2.1, 2.2 длина ЛЭП l_ЛЭП, км рассчитывается следующим образом. Если на участке сети используется двухцепная ЛЭП, то длина ЛЭП определяется по выражению l_ЛЭП = 2 l_уч, где l_уч - длина участка сети, т.е. расстояние между двумя указанными точками, а если используется одноцепная ЛЭП, то по выражению l_ЛЭП = l_уч.

Делаем вывод о выборе варианта радиально-магистральной схемы. Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.1 в), исходя из упрощенных критериев.

Таблица 2.1 - Предварительный выбор варианта радиально-магистральной схемы

Вариант

Участок

l_ЛЭП, км

l_ЛЭП, км

Номер п/ст

Кол-во выключателей

n, шт

n, шт

P_i

нагрузки,

МВт

Момент мощности

P_i l_с, МВткм

 P_i l_с, МВткм

01

60

1

3

15

900

02

80

2

3

38

3040

А)

03

72

348

3

3

22

38

2736

11140

04

64

4

3

(30)

36

2304

05

72

5

3

30

2160

0 (РЭС)

11

01

60

1

3

15

900

12

60

2

3

38

2280

Б)

03

72

352

3

3

20(32)

38

2736

11244

34

88

4

3

36

3168

05

72

5

3

30

2160

0 (РЭС)

7

01

60

1

3

15

900

12

60

2

3

38

2280

В)

03

72

344

3

3

26(30)

38

2736

10908

05

72

4

3

36

2592

54

80

5

3

30

2400

0 (РЭС)

7

01

60

1

3

15

900

02

80

2

3

38

3040

Г)

04

64

364

3

3

25

38

2432

11700

43

88

4

3

36

3168

05

72

5

3

30

2160

0 (РЭС)

9

Составляем варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур (рисунок 2.2). Схема, приведенная на рисунке 2.2 а), является простейшей замкнутой схемой, которая называется кольцевой схемой.

0

0

2

2

5

5

3

3

4

б)

4

а)

1

1

0

0

2

2

5

5

3

3

4

4

в)

г)

Рисунок 2.2 - Варианты схем, имеющих замкнутый контур

Предварительный анализ и выбор вариантов схем исполнения сети, имеющих замкнутый контур, производим, сводя данные в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Предварительный выбор варианта схемы, имеющей замкнутый контур

Вариант

Участок

l_ЛЭП, км

l_ЛЭП, км

Номер п/ст

Кол-во выключателей n, шт

n, шт

01

30

1

3

12

30

2

3

а)

23

22

202

3

3

21

34

44

4

3

45

40

5

3

05

36

0 (РЭС)

3

01

60

1

7

02

40

2

3

б)

23

22

242

3

3

23

34

44

4

3

45

40

5

3

05

36

0 (РЭС)

5

01

60

1

3

02

40

2

3

в)

23

22

270

3

3

25

34

44

4

3

40

32

5

3

05

72

0 (РЭС)

7

01

30

1

3

12

30

2

3

г)

23

22

230

3

3

23

34

44

4

3

30

32

5

3

05

72

0 (РЭС)

5

Делаем вывод о выборе варианта схемы, имеющей замкнутый контур. Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.2 а), исходя из упрощенных критериев.

Задача 2

Используя данные из задачи 1, произвести приближенный расчет потокораспределения мощности в сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.

Составляем схему радиально-магистральной сети в нормальном режиме (рисунок 3.1).

1

S12

0

S01

S05

S1

2

S03

S2

5

S54

S5

3

S3

4

S4

Рисунок 3.1

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.1).

Рассчитываем потоки мощности для участков сети.

Рассчитываем мощности, передающиеся через радиальный участок 012:

Рассчитываем мощность, передающуюся через участок 054:

Рассчитываем мощность, передающуюся через участок 03:

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.1).

Рассчитываем потоки мощности для участков сети.

Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме.

S01

1

Составляем схему сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме (рисунок 3.3).

S12

0

S1

2

S54

S23

S2

5

S54

S5

3

S3

S43

4

S4

Рисунок 3.2

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.2).

Рассчитываем мощности, передающиеся через участки кольцевой сети 0123450.

Рассчитываем потоки мощность для головного участка сети 01 по правилу электрических моментов.

Рассчитываем потоки мощности для остальных промежуточных участков сети 12 и 23, 34, 45 по первому закону Кирхгофа.

Точка 3 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей.

Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме.

Составляем схему сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме (рисунок 3.3). В данном случае участке сети 0123450 наиболее загруженным головным участком в нормальном режиме является участок 01. Рассматривая послеаварийный режим сети, предположим, что данный участок 01 вышел из строя. Тогда в послеаварийном режиме кольцевой участок сети 0123450 преобразуется в радиальный 054321.

0

S12

2

S05

S1

S23

S2

5

3

S54

S3

S5

4

S43

S4

Рисунок 3.3

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.3).

Рассчитываем мощности, передающиеся через радиальный участок 012345:

Для выбора номинального напряжения рассчитаем мощности участков при обрыве участка 05.

Задача 3

Используя данные из задачи 2, выбрать номинальные напряжения электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Выбор номинального напряжения для радиально-магистральной сети.

По формуле Стилла вычисляем номинальное напряжение U_ном, кВ для каждого участка сети:

Полученные нестандартные значения номинального напряжения округляем до ближайших стандартных.

Ближайшими меньшим и большим стандартными значениями являются:

- для участка 01 U_ном01м =35 кВ и U_ном01б =110 кВ;

- для участка 12 U_ном12м =35 кВ и U_ном12б =110 кВ;

- для участка 43 U_ном03м =35 кВ и U_ном03б =110 кВ;

- для участка 04 U_ном04м =35 кВ и U_ном04б =110 кВ.

- для участка 05 U_ном04м =35 кВ и U_ном04б =110 кВ.

Проверяем полученные значения номинальных напряжений по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах.

Принимаем номинальное напряжение сети на всех участках U_ном =35 кВ.

Проверка в нормальном режиме:

Участок 012

Участок 03

Участок 054

Следовательно напряжение 35 кВ не подходит из-за больших потерь

Принимаем номинальное напряжение сети на всех участках U_ном =110 кВ.

Проверка в нормальном режиме:

Участок 012

Участок 03

Участок 054

Проверка U_ном =110 кВ в послеаварийном режиме:

Участок 012

Участок 03

Участок 054

Так как для номинального напряжения U_ном =110 кВ все условия проверки U_нр  15%U_ном в нормальном режиме и U_павр  25%U_ном в послеаварийном режиме выполняются, то номинальное напряжение сети U_ном =110 кВ подходит.

После проверки в нормальном и послеаварийном режимах на всех участках радиально-магистральной сети окончательно принимаем номинальное напряжение сети U_ном =110 кВ.

Выбор номинального напряжения для сети, имеющей замкнутый контур.

По формуле Стилла вычисляем номинальное напряжение сети U_ном, кВ.

Рассчитаем номинальное напряжение на наиболее загруженном головном участке 05:

Полученные нестандартные значения номинального напряжения округляем до ближайших стандартных.

Ближайшими меньшим и большим стандартными значениями являются:

- для участка 05 U_ном05м =110 кВ и U_ном05б =220 кВ;

Проверяем полученные значения номинальных напряжений по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах.

Так как условие U_нр  15%U_ном в нормальном режиме не выполняется, то номинальное напряжение U_ном = 110 кВ не подходит.

Принимаем номинальное напряжение сети U_ном =220 кВ.

Проверка U_ном =220 кВ в нормальном режиме:

Проверка U_ном =220 кВ в послеаварийном режиме, когда из строя выходит наиболее загруженный участок 01 (рисунок 3.3) (условия должны выполняться до наиболее удаленной подстанции):

Так как для номинального напряжения U_ном =220 кВ на кольцевом участке 012345 все условия проверки U_нр  15%U_ном в нормальном режиме и U_павр  20%U_ном в послеаварийном режиме выполняются, то номинальное напряжение U_ном = 220 кВ подходит.

Задача 4

Используя данные из задач 2, 3 рассчитать баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Приближенный баланс активной мощности в сети.

Приближенный баланс реактивной мощности в радиально-магистральной сети.

Так как U_ном =110кВ

следовательно:

тогда

Приближенный баланс реактивной мощности в сети, имеющей замкнутый контур.

тогда

Определим реактивную мощность источника питания

Задача 5

Используя данные из задачи 4, определить необходимость установки компенсирующих устройств в электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Определение необходимости установки компенсирующих устройств в сети.

Определяем мощность компенсирующих устройств, необходимых для сети.

Так как Q_ку=17,04Мвар > 0, то существует необходимость установки компенсирующих устройств в сети.

Распределяем суммарную мощность компенсирующих устройств по подстанциям.

Определяем необходимое количество и мощность батарей конденсаторов по подстанциям для компенсации реактивной мощности.

На подстанции 1 и 2 устанавливаем по одной батареи КС2-1,05-60 при 1,1U_ном Q_бк1=3,8 Мвар, номинальным напряжением U_ном = 10 кВ

На подстанции 4 и 5 устанавливаем по 2-е батареи с конденсаторами при КС2-1,05-60 при 1,1U_ном Q_бк1=7,6 Мвар, номинальным напряжением U_ном = 10 кВ.

Уточняем мощности нагрузок подстанций на основании выбранных батарей конденсаторов.

Исходя из уточненных мощностей нагрузок подстанций, пересчитываем мощности, передаваемые по участкам сети.

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.

В схеме имеющей замкнутый контур нет необходимости установки

компенсирующих устройств т.к.

Задача 6

Используя данные из задачи 5, выбрать трансформаторы на подстанциях в электрической сети для двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

На подстанции 1 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 1 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТДН-16000/110.

На подстанции 2 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 2 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.

На подстанции 3 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 3 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.

На подстанции 4 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 4 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.

На подстанции 5 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 5 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-25000/110.

Каталожные и расчетные данные трансформаторов выписываем из таблицы 6.9 [4] или таблице 7.1.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/110:

S_ном=40 МВА, пределы регулирования 91,78%, U_номВН=115 кВ, U_номНН=10,5/10,5 кВ, U_кз=10,5%, P_кз=172 кВт, P_хх=36 кВт, I_хх=0,65%, R_т=1,4 Ом, X_т=34,7 Ом, Q_х=260 квар.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТДН-16000/110:

S_ном=16 МВА, пределы регулирования 91,78%, U_номВН=115 кВ, U_номНН=11 кВ, U_кз=10,5%, P_кз=85 кВт, P_хх=19 кВт, I_хх=0,7%, R_т=4,38 Ом, X_т=86,7 Ом, Q_х=112 квар.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-25000/110:

S_ном=25 МВА, пределы регулирования 91,78%, U_номВН=115 кВ, U_номНН=10,5/10,5 кВ, U_кз=10,5%, P_кз=120 кВт, P_хх=27 кВт, I_хх=0,7%, R_т=2,54 Ом, X_т=55,9 Ом, Q_х=175 квар.

Выбор трансформаторов для сети имеющей замкнутый контур.

На подстанции 1 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 1 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.

На подстанции 2 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 2 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220.

На подстанции 3 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 3 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.

На подстанции 4 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 4 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220.

На подстанции 5 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которыого

Выбираем на подстанции 5 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.

Каталожные и расчетные данные трансформаторов выписываем из таблицы 6.9 [4] или таблице 7.1.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220:

S_ном=40 МВА, пределы регулирования 81,5%, U_номВН=230 кВ, U_номНН=11/11 кВ, U_кз=12%, P_кз=170 кВт, P_хх=50 кВт, I_хх=0,9%, R_т=5,6 Ом, X_т=158,7 Ом, Q_х=360 квар.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТДН-32000/220:

S_ном=32 МВА, пределы регулирования 81,5%, U_номВН=220 кВ, U_номНН=10,5/10,5 кВ, U_кз=12%, P_кз=167 кВт, P_хх=53 кВт, I_хх=0,9%, R_т=8,66 Ом, X_т=34,7 Ом, Q_х=288 квар.

Задача 7

Используя данные из задачи 6, произвести выбор сечений проводов воздушных ЛЭП электрической сети для двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Для воздушных линий 110 кВ выбираем сталеалюминиевые провода марки АС, а для прокладки линий используем железобетонные опоры. Цепность линии определяем по схемам рассматриваемой электрической сети.

Результаты выбора и проверки сечений проводов воздушных ЛЭП сведем в соответствующие таблицы 8.3-8.6.

Таблица 8.3 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП радиально-магистральной сети

Участок

I_нр, А

марка-F, мм²

I_доп, А

01

26,5+j20

18,2

97

АС-95/16

330

12

19+j14,85

47,6

254

АС-185/29

520

03

19+j15,25

48,72

260

АС-185/29

520

05

15+j11,1

46,2

247

АС-185/29

520

54

18+j14,56

36,4

194

АС-150/24

450

Сечение провода F, мм² определяем по таблице 8.1.

Допустимый длительный ток I_доп, А определяем по таблице 8.2.

Таблица 8.4 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП радиально-магистральной сети

Участок

I_павр, А

Окончательные

марка-F, мм²

I_доп, А

01

53+j40

66

353

АС-240/32

610

12

38+j29,7

48

257

АС-240/32

610

03

38+j30,49

48,7

258

АС-240/32

610

05

36+j29,12

46,3

248

АС-185/29

520

54

30+j22,2

37

198

АС-150/24

520

Ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме I_павр, А сравниваем с допустимым длительным током I_доп, А для выбранного сечения провода соответствующего участка сети, значение которого приведено в таблице 8.3. Если выполняется условие проверки по допустимому нагреву I_доп  I_павр для выбранного сечения провода, то это значение и окончательно оставляем «Окончательные марка-F, мм² », а если указанное условие не выполняется, то переходим на следующее большее стандартное сечение провода до тех пор, пока данное условие не будет выполняться.

Допустимый длительный ток I_доп, А для окончательного сечения провода определяем по таблице 8.2.

Таблица 8.5 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП сети, имеющей замкнутый контур

Участок

I_нр, А

марка-F, мм²

I_доп, А

01

81,54+j73,38

109,7

293

АС-240/32

610

12

66,54+j59,28

89

238

АС-240/32

610

23

28,54+j25,77

38,2

102

АС-240/32

610

34

10,05+j5,3

11,4

30

АС-240/32

610

45

46,05+j42,02

62,3

167

АС-240/32

610

50

76,05+j71,77

104,6

280

АС-240/32

610

Сечение провода F, мм² определяем по таблице 8.1.

Допустимый длительный ток I_доп, А определяем по таблице 8.2.

Таблица 8.6 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП сети, имеющей замкнутый контур

Участок

при выходе из строя участка

при выходе из строя участка

I_павр, А

при выходе из строя участка

I_паврmax, А

Окончательные

марка-F, мм²

I_доп, А

50

01

50

01

50

01

01

157+j144,57

-

213,42

-

571

-

571

АС-300/39

710

12

142+j130,47

15+j14,1

192,84

20,55

516

55

516

AC-300/39

710

23

104+j96,96

53+j47,61

142,18

71,24

380

191

380

AC-240/32

610

34

66+j66,47

91+j78,1

93,67

119,9

251

321

251

AC-240/32

610

45

30+j29,75

127+j114,82

42,25

171,2

113

458

458

AC-240/32

610

50

-

157+j144,57

-

194,36

-

520

520

AC-300/39

710

Наибольший ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме I_паврmax, А сравниваем с допустимым длительным током I_доп, А для выбранного сечения провода соответствующего участка сети, значение которого приведено в таблице 8.5.

Если выполняется условие проверки по допустимому нагреву I_доп  I_паврmax для выбранного сечения провода, то это значение и окончательно оставляем «Окончательные марка-F, мм² », а если указанное условие не выполняется, то переходим на следующее большее стандартное сечение провода до тех пор, пока данное условие не будет выполняться.

Допустимый длительный ток I_доп, А для окончательного сечения провода определяем по таблице 8.2.

Задача 8

Используя данные задач 2 - 7, для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - составить схемы замещения электрической сети и определить их параметры.

Решение.

Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1 а), а сети, имеющей замкнутый контур, - на рисунке 9.2 б).

Результаты расчета параметров схем замещения воздушных ЛЭП и трансформаторов радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в таблице 9.2 и 9.3.

а)

R₀₂

X₀₂

-jQ_c02^’

-jQ_c02^’’

R_тр2

X_тр2

S_ст2

S₂

R₀₄

X₀₄

-jQ_c04^’

-jQ_c04^’’

R₄₅

X₄₅

-jQ_c45^’

-jQ_c45^’’

R₀₁

X₀₁

-jQ_c01^’

-jQ_c01^’’

R_тр1

X_тр1

S_ст1

S₁

R_тр5

X_тр5

S_ст5

S₅

R_тр4

X_тр4

S_ст4

S₄

0

2

4

1

5

R₂₃

X₂₃

-jQ_c23^’

-jQ_c23^’’

3

R_тр3

X_тр3

S₃

S_ст3

R₂₃

X₂₃

-jQ_c23^’

-jQ_c12^’’

R₁₂

X₁₂

S₁

2

X₃₄

-jQ_c34^’

-jQ_c34^’’

R₃₄

3

R_тр1

X_тр1

S_ст1

0

X₀₅

-jQ_c05^’

-jQ_c05^’’

R₀₅

4

R₄₅

X₄₅

-jQ_c45^’

-jQ_c145^’’

R_тр5

X_тр5

S_ст5

S₅

5

R_тр4

X_тр4

S_ст4

S₄

б)

1

R₀₁

X₀₁

-jQ_c01^’

-jQ_c01^’’

-jQ_c12^’

-jQ_c23^’’

X_тр2

R_тр2

S_ст2

X₃

R₃

S_ст3

R₂₃

X₂₃

-jQ_c23^’

-jQ_c12^’’

R₁₂

X₁₂

S₁

2

X₃₄

-jQ_c34^’

-jQ_c34^’’

R₃₄

3

R_тр1

X_тр1

S_ст1

0

X₀₅

-jQ_c05^’

-jQ_c05^’’

R₀₅

4

R₄₅

X₄₅

-jQ_c45^’

-jQ_c145^’’

R_тр5

X_тр5

S_ст5

S₅

5

R_тр4

X_тр4

S_ст4

S₄

б)

1

R₀₁

X₀₁

-jQ_c01^’

-jQ_c01^’’

-jQ_c12^’

-jQ_c23^’’

X_тр2

R_тр2

S_ст2

X₃

R₃

S_ст3

Рисунок 9.1 - Схемы замещения электрической сети:

а) радиально-магистральной сети; б) сети, имеющей замкнутый контур

Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения воздушных ЛЭП электрических сетей

Участок сети

Кол-во цепей ЛЭП

Марка-сечение F, мм²

провода

U_ном, кВ

l_уч, км

r₀, Ом/км

x₀, Ом/км

b₀10^-6, См/км

R_уч, Ом

X_уч, Ом

Q_cуч^’, Q_cуч^’’, Мвар

Радиально-магистральная сеть

01

2

АС-240/32

110

30

0,12

0,405

2,81

1,8

6,075

1,02

12

2

АС-240/32

110

30

0,12

0,405

2,81

1,8

6,075

1,02

03

2

АС-240/32

110

36

0,12

0,405

2,81

2,16

7,29

1,22

05

2

АС-185/29

110

36

0,162

0,413

2,75

2,92

7,434

1,19

54

2

АС-150/24

110

40

0,198

0,420

2,70

3,96

8,4

1,3

Сеть, имеющая замкнутый контур

01

1

АС-300/39

220

30

0,098

0,429

2,64

1,47

6,435

3,83

12

1

AC-300/39

220

30

0,098

0,429

2,64

1,47

6,435

3,83

23

1

AC-240/32

220

22

0,12

0,435

2,6

1,32

4,785

2,77

34

1

AC-240/32

220

44

0,12

0,435

2,6

2,64

9,57

5,54

45

1

AC-240/32

220

40

0,12

0,435

2,6

2,4

8,7

5,03

50

1

AC-300/39

220

36

0,098

0,429

2,64

1,76

7,772

4,6

Таблица 9.3 - Определение параметров схем замещения трансформаторов электрических сетей

Радиально-магистральная сеть

Номер подстанции

Кол-во трансф-

орматоров

Тип

трансформатора

S_номтр, МВА

P_хх, МВт

I_хх, %

S_ст, МВА

z_тр= R_тр+j X_тр, Ом

1

2

ТДН-16000/110

16

0,019

0,7

0,038+j0,224

2.19+j43,4

2

2

ТДРН-40000/110

40

0,036

0,65

0,054+j0,35

1,27+j27,95

3

2

ТРДН-40000/110

40

0,036

0,65

0,054+j0,35

1,27+j27,95

4

2

ТРДН-40000/110

40

0,036

0,65

0,054+j0,35

1,27+j27,95

5

2

ТДРН-25000/110

25

0,027

0,7

0,072+j0.52

0.7+j17.35

Сеть, имеющая замкнутый контур

Номер подстанции

Кол-во трансф-

орматоров

Тип

трансформатора

S_номтр, МВА

P_хх, МВт

I_хх, %

S_ст, МВА

z_тр= R_тр+j X_тр, Ом

1

1

ТДН-32000/220

32

0,053

0,9

0,11+j0,58

4.33+j99,25

2

1

ТДРН-40000/220

40

0,050

0,9

0,1+j0,72

2.8+j79,35

3

1

ТРДН-32000/220

32

0,053

0,9

0,11+j0,58

4.33+j99,25

4

1

ТДРН-40000/220

40

0,050

0,9

0,1+j0,72

2.8+j79,35

5

1

ТРДН-32000/220

32

0,053

0,9

0,11+j0,58

4.33+j99,25

Задача 9

Используя данные задачи 2, для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - разработать схемы электрических соединений сети.

Решение.

Выбранный вариант радиально-магистральной сети приведен на рисунке 2.1 г). Схема (рисунок 10.2) соответствует случаю, когда схема является ответвительной.

РЭС

п/ст2 2

п/ст1 3

а)

п/ст3 2

п/ст4 442

п/ст 5

Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений радиально-магистральной сети в случае, когда схема является ответвительной.

п/ст5 3

РЭС

в)

п/ст3 2

п/ст1 3

п/ст4 3

п/ст2 3

Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети, имеющей замкнутый контур

Технико-экономические расчеты при проектировании электрических сетей

Общие положения

В практике технико-экономических расчетов при проектировании электрических сетей применяют два метода: метод окупаемости затрат и метод приведенных затрат [1, 2].

При методе окупаемости затрат определяют срок окупаемости капиталовложений - время, в течение которого удорожание капитальных затрат по данному варианту окупится экономией эксплуатационных издержек [1, 2]:

(10.1)

где T_о - срок окупаемости, год;

К_сети1, К_сети2 - единовременные капиталовложения по первому и второму вариантам исполнения электрической сети, тыс.руб;

И_сети1, И_сети2 - ежегодные эксплуатационные издержки на первый и второй варианты исполнения электрической сети, тыс.руб.

Полученное значение срока окупаемости T_о сравнивают с нормативным T_онорм. Если T_о < T_онорм, то окончательно выбирают вариант с большими капиталовложениями и меньшими эксплуатационными издержками. Если T_о > T_онорм, то окончательно выбирают вариант с меньшими капиталовложениями и большими эксплуатационными издержками. Если T_о = T_онорм, то можно выбрать любой вариант, исходя из других условий, например, надежности и оперативной гибкости работы электрической сети.

Недостатками метода окупаемости затрат является то, что могут сравниваться только два варианта исполнения электрической сети, данный метод не может использоваться при небольшой разнице между составляющими технико-экономического расчета.

Указанные недостатки отсутствуют у метода приведенных затрат.

При методе приведенных затрат для каждого из рассматриваемых вариантов исполнения электрической сети рассчитываются приведенные затраты по выражению [1, 2, 4]:

(10.2)

где З_прi - приведенные затраты по i-ому варианту исполнения электрической сети, тыс.руб;

p_н =0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К_сетиi - единовременные капиталовложения на сооружение i-ого варианта исполнения электрической сети, тыс.руб;

И_сетиi - ежегодные эксплуатационные издержки на i-ый вариант исполнения электрической сети, тыс.руб.

После сравнения значений приведенных затрат рассматриваемых вариантов окончательно выбирают вариант исполнения электрической сети с минимальными приведенными затратами З_пр.

Сравниваемые варианты должны удовлетворять следующие условия:

- одинаковая стадия проектирования;

- экономическая сопоставимость (по ценам одного уровня);

- варианты исполнения электрической сети должны быть равной надежности, в противном случае необходимо учитывать ущерб от перерывов электроснабжения потребителей У_сети, тыс. руб:.

(10.3)

где У_сетиi - ущерб от перерывов электроснабжения потребителей для i-ого варианта исполнения электрической сети, тыс.руб.

Равноэкономичными считаются варианты исполнения электрической сети, приведенные затраты которых отличаются меньше, чем на 5%. В этом случае окончательный выбор варианта производят, исходя из других критериев и условий [1, 2, 4].

При технико-экономическом сравнении вариантов исполнения электрической сети для решения нижеприведенных задач принимаем следующие допущения [5]. Единовременные капиталовложения на сооружение сети рассчитываются из расчета срока строительства в один год, а последующая ее нормальная эксплуатация происходит с неизменными ежегодными эксплуатационными издержками в течение всего периода эксплуатации. Варианты исполнения электрической сети принимаются равноценными по надежности, если при отключении одной цепи двухцепной линии или одной линии в замкнунтой сети питание потребителей сохраняется по другой цепи или другой линии. Технико-экономические расчеты производим методом приведенных затрат.

Задача 10

Для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - определить капиталовложения еа сооружение электрической сети, используя разработанные схемы электрических соединений из задачи 10.

Решение.

Для радиально-магистральной сети определяем капиталовложения на сооружение электрической сети, используя разработанную схему электрических соединений, приведенную на рисунке 10.2, а для сети, имеющей замкнутый контур, - на рисунке 10.2.

Для удобства расчеты по определению капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети произведем в табличной форме (таблицы 12.1, 12.2).

Таблица 12.1 - Определение капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП электрической сети по вариантам

Участок

l_уч, км

Тип опор

Марка-сечение F, мм² провода

С_0лэп, тыс.руб/км

К_лэп=С_0лэпl_уч, тыс.руб

К_лэп, тыс.руб

Радиально-магистральная сеть (вариант I)

01

30

Железобетонные двухцепные

АС-240/32

16,4

492

12

30

Железобетонные двухцепные

АС-240/32

16,4

492

03

36

Железобетонные двухцепные

АС-240/32

16,4

590,4

2506,8

05

36

Железобетонные двухцепные

АС-185/29

12,9

464,4

54

40

Железобетонные двухцепные

АС-150/24

11,7

468

Сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II)

01

30

Железобетонные одноцепные

АС-300/39

17,8

534

12

30

Железобетонные одноцепные

AC-300/39

17,8

534

23

22

Железобетонные одноцепные

AC-240/32

16,4

360,8

3447,2

34

44

Железобетонные одноцепные

AC-240/32

16,4

721,6

45

40

Железобетонные одноцепные

AC-240/32

16,4

656

50

36

Железобетонные одноцепные

AC-300/39

17,8

640,8

Таблица 12.2 - Определение капиталовложений на сооружение подстанций электрической сети по вариантам

Элемент

Стоимость

К_п/ст,

сети

РЭС

п/ст 1

п/ст 2

п/cт 3

п/ст 4

п/ст 5

тыс. руб

Радиально-магистральная сеть (вариант I)

РУ на РЭС

7  35

-

-

-

-

-

ОРУ на подстанции

- типовая схема

-

120

120

120

120

120

- дополнительные выключатели

-

-

-

-

-

-

2933

- трансформаторы

-

2  63

2  109

2  84

2  84

2  109

- батареи конденсаторов

-

-

40+30

-

-

40+30

- постоянная часть затрат

-

210

210

210

210

210

Итого

245

456

618

498

498

618

Сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II)

РУ на РЭС

3  90

-

-

-

-

-

ОРУ на подстанции

- типовая схема

-

280

280

280

280

280

- дополнительные выключатели

-

-

-

-

-

-

5076

- трансформаторы

-

2  155

2  169

2  155

2  155

2  169

- батареи конденсаторов

-

-

-

-

-

-

- постоянная часть затрат

-

360

360

360

360

360

Итого

270

950

978

950

950

978

Для радиально-магистральной сети (вариант I):

Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):

Задача 11

Для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - определить ежегодные эксплуатационные издержки, используя данные из задачи 10.

Решение.

Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта радиально-магистральной сети (варианта I).

Определяем нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций по таблице 8.2 [4]:

_алэп=2,4%, _ап/ст=6,4%; _орлэп=0,4%, _орп/ст=3%.

Определяем отчисления от капиталовложений на амортизацию:

Определяем отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:

Определяем число часов использования максимума активной нагрузки T_м в году для суммарной нагрузки электрической сети:

Определяем время максимальных потерь  для суммарной нагрузки электрической сети:

По рисунку 8.1 [4] определяем стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии:

• для T ^’=/_max=/k_м²= 3163,6 / 0,95² = 3505 ч  З_э^’ = 1,4 коп/(кВтч) =

=1,410^-2 тыс.руб/(МВтч)

- для T ^’’ = 8760 ч  З_э^’’ = 1,2 коп/(кВтч) =1,210^-2 тыс.руб/(МВтч)

Определяем потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.1.

Таблица 13.1 - Определение потерь электроэнергии в воздушных ЛЭП для радиально-магистральной сети

Участок сети

Кол-во

цепей ЛЭП

S_лэпоцi, МВА

U_ном, кВ

R_лэпi, Ом

, ч

W_лэпi^’, МВтч

W_лэп^’, МВтч

W_лэпi^’’, МВтч

W_лэп^’’, МВтч

01

2

11

110

7,28

3163,6

230,3

0

12

2

44,8

110

3

3163,6

1337,9

0

23

2

17,04

110

2,28

3163,6

173,1

3663,7

0

0

04

2

46

110

4,9

3163,6

1081,8

0

45

2

28,2

110

5,4

3163,6

840,6

0

Определяем потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.2.

Таблица 13.2 - Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для радиально-магистральной сети

Подстанция

Кол-во

тр-ров

n, шт

S_номтрi,

МВА

P_кз,

МВт

, ч

W_трi^’,

МВтч

W_тр^’, МВтч

P_хх,

МВт

T, ч

W_трi^’’, МВтч

W_тр^’’, МВтч

1

2

21,98

16

0,085

3163,6

251,7

0,019

8760

332,8

2

2

56,52

40

0,172

3163,6

384,4

0,036

8760

630,7

3

2

34,1

25

0,12

3163,6

258,9

1440

0,027

8760

473

2540

4

2

36,47

25

0,12

3163,6

276,9

0,027

8760

473

5

2

56,52

40

0,12

3163,6

268,2

0,036

8760

630,7

Определяем потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.3.

Таблица 13.3 - Определение потерь электроэнергии в батареях конденсаторов для радиально-магистральной сети

Подстанция

W_бкi^’, МВтч

W_бк^’, МВтч

Q_бкi, Мвар

T_бк, ч

W_бкi^’’, МВтч

W_бк^’’, МВтч

2

0

11,7

7000

245,7

5

0

0

11,7

7000

245,7

491,4

Определяем потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:

Определяем потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:

Определяем затраты на возмещение потерь электроэнергии в радиально-магистральной сети:

Определяем ежегодные эксплуатационные издержки для радиально-магистральной сети:

Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта сети, имеющей замкнутый контур (варианта II).

Определяем нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций по таблице 8.2 [4]:

_алэп=2,4%, _ап/ст=6,4%; _орлэп=0,4%, _орп/ст=2,0%.

Определяем отчисления от капиталовложений на амортизацию:

Определяем отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:

Определяем число часов использования максимума активной нагрузки T_м в году для суммарной нагрузки электрической сети:

Определяем время максимальных потерь  для суммарной нагрузки электрической сети:

По рисунку 8.1 [4] определяем стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии:

• для T ^’=/_max=/k_м²= 3163,6/0,95² = 30505 ч  З_э^’ = 1,4 коп/(кВтч)=

=1,410^-2 тыс.руб/(МВтч)

- для T ^’’ = 8760 ч  З_э^’’ = 1,2 коп/(кВтч) =1,210^-2 тыс.руб/(МВтч)

Определяем потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.4.

Таблица 13.4 - Определение потерь электроэнергии в воздушных ЛЭП для сети, имеющей замкнутый контур

Участок сети

Кол-во

цепей

ЛЭП

S_лэпi, МВА

U_ном, кВ

R_лэпi, Ом

, ч

W_лэпi^’, МВтч

W_лэп^’, МВтч

W_лэпi^’’, МВтч

W_лэп^’’, МВтч

01

1

94

220

4,08

3163,6

2356,4

0

12

1

72,8

220

3,84

3163,6

1330,2

0

23

1

17,4

220

2,76

3163,6

54,6

7900,4

0

0

34

1

16,7

220

2,88

3163,6

52,5

0

45

1

53

220

3,12

3163,6

572,9

0

50

1

108,9

220

4,56

3163,6

3534,7

0

Определяем потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.5.

Таблица 13.5 - Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для сети, имеющей замкнутый контур

Подстанция

Кол-во

тр-ров

n, шт

S_номтрi,

МВА

P_кз, МВт

, ч

W_трi^’,

МВтч

W_тр^’,

МВтч

P_хх,

МВт

T, ч

W_трi^’’,

МВтч

W_тр^’’,

МВтч

1

2

21,98

35

0,167

3163,6

124,6

0,053

8760

928,6

2

2

56,52

40

0,17

3163,6

536,9

0,05

8760

876

3

2

34,1

35

0,167

3163,6

300

1841,5

0,053

8760

928,6

4538

4

2

36,47

35

0,167

3163,6

143,1

0,053

8760

928,6

5

2

56,52

40

0,17

3163,6

536,9

0,05

8760

876

Определяем потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в сети, имеющей замкнутый контур:

Определяем потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в сети, имеющей замкнутый контур:

Определяем затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети, имеющей замкнутый контур:

Определяем ежегодные эксплуатационные издержки для сети, имеющей замкнутый контур:

Задача 12

Из выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - выбрать окончательный вариант, используя данные из задач 10 и 11.

Решение.

Данные технико-экономического расчета методом приведенных затрат ведем в таблицу 14.1.

Для радиально-магистральной сети (вариант I):

Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):

Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):

Так как относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов З_прI,II = 41% > 5%, то для данного случая выбираем к исполнению радиальномагистральную схему исполнения.

Таблица 14.1 - Основные технико-экономические показатели для предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети

Показатели

Вариант исполнения электрической сети:

радиально-магистральная сеть (вариант I)

сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II)

Капиталовложения

К_сети, тыс.руб

6789,84

9574,6

Потери электроэнергии

W=W’ +W’’, МВтч

8135,1=5103,7+3031,4

14279,9=9741,9+4538

Затраты на возмещение

потерь электроэнергии

З_пот, тыс.руб

107,9

190,9

Ежегодные

эксплуатационные издержки

И_сети, тыс.руб

530

749,7

Приведенные затраты

З_пр, тыс.руб

1344,8

1898,7

Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов З_пр, %

41%

На основе инженерной оценки характеристик предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур, (вариант II), - в качестве окончательного выбираем вариант I, и принимаем его к исполнению.

Литература

1. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов /В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева.- 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Высш. шк., 1998. -511 с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. -М.: Энергоатомиздат, 1989. -592 с.

3. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. -Минск: Вышэйша школа, 1978. -304 с.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. -3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1985. -352 с.

5. Минакова Н.Н., Татьянченко Л.Н. Электрические сети и системы: Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов специальности 10.04.00 «Электроснабжение промышленных предприятий» /Алт. политехн. ин-т им. И.И. Ползунова. -Барнаул: Б.и., 1989. -35 с.

6. ГОСТ 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки.

7. Правила устройства электроустановок. /М-во топлива и энергетики РФ. -6-е изд., перераб. и доп., с изм. -М.: Главгосэнергонадзор России, 1998. -608 с.