Проектирование электрической сети

Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется только на стороне высшего напряжения, так как схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.

7.1 Выбор схем электрических соединений РУ ПС на стороне ВН

Таблица 7.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ. Вариант4

Таблица 7.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ. Вариант5

8 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.

При определении приведенных затрат учитываем, что линия 1-2 существующая, и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.

Во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей, которое следует учитывать при сопоставлении вариантов, показано в таблице 8.6.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%.

Подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:

(8.1)

где - нормативный коэфф-т эффективности. В энергетике

- суммарные капитальные вложения, тыс. руб.;

- суммарные издержки, тыс. руб.;

- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, тыс. руб.

(8.2)

где , - капитальные вложения в линии и подстанции соответственно;

 (8.3)

где С - стоимость 1 км линии по [2, таблица 2.23], руб/км;

l - длина линии, км;

n - число цепей в линии.

(8.4)

где , соответственно число и стоимость трансформаторов;

- число и стоимость ячеек выключателей [2, таблица 2.7]

Суммарные издержки определяем по выражению:

(8.5)

где , - издержки на амортизацию и обслуживание линий и ПС;

- издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;

Ежегодные издержки , определяются суммой отчислений от капитальных вложений:

(8.6)

где , - коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций;

- для ЛЭП 2,8%, т.е.

- для подстанций 9,4% т.е.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:

(8.7)

где - удельная стоимость потерь активной энергии;

- суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок, кВт;

- число часов максимальных потерь в году, ч;

- суммарные потери холостого хода трансформаторов, кВт.

(8.8)

=90 коп/кВт·ч;

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

(8.9)

где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [2, рис. 2.2], тыс. руб./кВт;

- максимальная нагрузка потребителя, кВт;

- коэффициент вынужденного простоя;

- степень ограничения потребителя;

(8.10)

где m - число последовательно, включенных элементов сети;

- среднее время восстановления элемента [2, табл. 2.33];

- параметр потока отказов элемента i [2, табл. 2.32];.

На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.

Все цены взяты из [2 табл. 2.3, 2.23] и умножены на 60 для учёта инфляции.

Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов присоединения узла 8

Подварианты а и б отличаются лишь схемой подстанции и количеством трансформаторов, по этому при сравнении вариантов не будем учитывать капитальные затраты на линию.

Подвариант а вариантов 1,2,4.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ НН незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТРДН-25000/110 составляет 19800 тыс.руб. стоимость РУ 110 кВ составляет 5880 тыс.руб. Количество трансформаторов - 1 шт.

Суммарные потери холостого хода трансформаторов:

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

Потери мощности в режиме максимальных нагрузок:

Удельная стоимость потерь активной энергии

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах:

Издержки на обслуживание подстанции:

Ущерб при аварийном отключении можно оценить по выражению:

Приведенные затраты для подварианта а:

Подвариант б вариантов 1,2,4.

Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 составляет 14400 тыс.руб. стоимость РУ 110 кВ составляет 2178 тыс.руб. (в ценах 2005 г.). Количество трансформаторов - 2 шт.

Приведенные затраты для подварианта б:

Разница в приведенных затратах двух подвариантов составляет:

Подвариант а экономичнее, чем подвариант б на 15,7 % поэтому выбирается именно подвариант а.

Полученные результаты распространяются на варианты 1, 2, 4 развития сетей.

Подвариант а вариантов 3.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ НН незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТРДН-25000/110 составляет 19800 тыс.руб. стоимость ячейки РУ 110 кВ составляет 2100 тыс.руб. Количество трансформаторов - 1 шт., количетво ячеек ? 6 шт.

Суммарные потери холостого хода трансформаторов:

Приведенные затраты для подварианта а:

Подвариант б вариантов 3.

Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 составляет 14400 тыс.руб. стоимость РУ 110 кВ составляет 2178 тыс.руб. стоимость ячейки РУ 110 кВ составляет 2100 тыс.руб. Количество трансформаторов - 2 шт., количетво ячеек ? 7 шт.

Приведенные затраты для подварианта б:

Разница в приведенных затратах двух подвариантов составляет:

Подвариант а экономичнее, чем подвариант б на 24,7 % поэтому выбирается именно подвариант а.

Подвариант а вариантов 5.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ НН незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТРДН-25000/110 составляет 19800 тыс.руб. стоимость РУ 110 кВ составляет 5880 тыс.руб. Количество трансформаторов - 1 шт.

Приведенные затраты для подварианта а:

Подвариант б вариантов 5.

Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 составляет 14400 тыс.руб. стоимость РУ 110 кВ составляет 2178 тыс.руб. стоимость ячейки РУ 110 кВ составляет 4500 тыс.руб. Количество трансформаторов - 2 шт.

Приведенные затраты для подварианта б:

Разница в приведенных затратах двух подвариантов составляет:

Подвариант а экономичнее, чем подвариант б на 21,29 % поэтому выбирается именно подвариант а.

В итоге во всех вариантах экономичнее подвариант а, с одним трансформатором.

Перед анализом экономических характеристик учтем, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы, и, поэтому будем принимать во внимание только разное число выключателей, а результаты сведем в таблицу.

Таблица 8.1 - Число ячеек выключателей по вариантам

9.1.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Для расчета составлена схема замещения сети (рисунок 9.1), параметры схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.2 (по ветвям схемы).

Нагрузки указаны в новых узлах (3, 6, 8, 11).

При составлении схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации:

 (9.1)

Рисунок 9.1 - Схема замещения сети. Вариант 1

Емкостная проводимость ВЛ определяется по:

(9.2)

где - удельная емкостная проводимость [1, таблица 3.8].

Таблица 9.1 - Параметры узлов сети

Зарядные мощности ЛЭП определяется по формуле:

(9.3)

Таблица 9.2 - Параметры ветвей сети

9.1.2 Определение расчётных нагрузок узлов

Рисунок 9.2 - Схема замещения сети с расчетными нагрузками. Вариант 1

9.1.3 Расчёт потоков мощности на участках сети

Потери мощности на участках рассчитываются по формулам:

 (9.4)

Потери в элементах сети определяем методом последовательной итерации. При этом сначала определяем потери при условии, что конечное и начальное значения мощности равны. Затем полученные значения прибавляем к величине начальной мощности и опять определяем потери.

Участок 11-111:

Участок 6-11:

Участок 6-61:

Участок 2-6

Участок 2-21:

Участок 1-2:

Участок 8-81:

Участок 3-8:

Участок 3-31:

Участок 1-3:

Рисунок 9.3 - Схема замещения сети с перетоками мощности. Вар 1

9.1.4 Определение напряжений в узлах схемы

Напряжение в узле на высокой стороне определяется по:

(9.6)

где - потеря напряжения в ветви, кВ

(9.7)

Для узла 3 получим:

Напряжение на высокой стороне в остальных узлах рассчитывается аналогично.

Напряжения на низкой стороне определяются по формуле:

(9.8)

где - напряжение, приведенное к высокой стороне, кВ;

(9.9)

Для узла 31 получим:

Остальные напряжения рассчитываются аналогичным образом, все результаты показаны на рисунке 9.4.

Рисунок 9.4 -карта режима без учета регулирования напряжения. Вариант 1

9.1.5 Выбор средств регулирования напряжения

В соответствии с ГОСТ 13109-87 напряжение на шинах потребителя в нормальном режиме должно находиться в интервале U_ном ±5%. Если напряжения на шинах потребителей находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители электрической энергии могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения подстанций или могут быть удалены от них, поэтому на шинах низкого напряжения подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанции до шин потребителей.

Регулирование осуществляется с помощью устройства РПН силовых трансформаторов.

У всех выбранных трансформаторов регулирование осуществляется в пределах ±9*1,78%, откуда цена отпайки 115*1,78% = 2,047 кВ.

, (9.10)

где - требуемое напряжение на шинах НН ПС, кВ;

Принимаем, что потребитель находится в непосредственной близости от шин низкого напряжения ПС. Следовательно

Требуемая отпайка трансформатора находится как:

, (9.11)

Из формулы 9.9 находим, что

, (9.12)

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 111:

Принимаем отпайку -7

Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на данной отпайке:

Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 9.3.

Таблица 9.3 - Выбор отпаек трансформатора

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.

9.2 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок. Вариант 3

9.2.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Для расчета составлена схема замещения сети (рисунок 9.5), параметры схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.4 (по ветвям схемы). При составлении схемы были учтены расчеты цепей нагрузки в предыдущем варианте.

Рисунок 9.5 - Схема замещения сети. Вариант 3

Таблица 9.4 - Параметры ветвей сети

9.2.2 Определение расчётных эквивалентных нагрузок узлов, входящих в кольцо

Напряжение в узле на высокой стороне определяется по:

(9.6)

где - потеря напряжения в ветви, кВ

(9.7)

Для узла 2 получим:

Напряжение на высокой стороне в остальных узлах рассчитывается аналогично.

Напряжения на низкой стороне определяются по формуле:

(9.8)

где - напряжение, приведенное к высокой стороне, кВ;

(9.9)

Для узла 21 получим:

Все проведённые расчёты нанесем на рисунок 9.8.

Рисунок 9.8 -Карта режима сети до регулирования напряжения. Вариант 3

9.2.5 Выбор средств регулирования напряжения

В соответствии с ГОСТ 13109-87 напряжение на шинах потребителя в нормальном режиме должно находиться в интервале U_ном ±5%. Если напряжения на шинах потребителей находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители электрической энергии могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения подстанций или могут быть удалены от них, поэтому на шинах низкого напряжения подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанции до шин потребителей.

Регулирование осуществляется с помощью устройства РПН силовых трансформаторов.

У всех выбранных трансформаторов регулирование осуществляется в пределах ±9*1,78%, откуда цена отпайки 115*1,78% = 2,047 кВ.

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21:

Принимаем отпайку -1.

Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на данной отпайке:

Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 9.5.

Таблица 9.5 - Выбор отпаек трансформатора

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.

9.3 Расчет установившихся послеаварийных режимов. Вариант 1

При обрыве линии сопротивление данного участка возрастает в два раза, а зарядная емкость уменьшится в два раза. При этом все расчеты для участка 1-8 остаются теми же. Схема замещения сети приведена на рис. 9.9.

Рисунок 9.9 - Схема замещения сети при обрыве на 6-11

9.3.2 Определение расчётных нагрузкок узлов