Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

1) в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей:

S_ном ? S_нб /(0,9·2); (4.2)

2) в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей I и II категории S_нбI,II с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе. Согласно [3], если нагрузка трансформатора в нормальном режиме не превышает 0,93S_ном, то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки:

S_ном ? S_нбI,II /1,4. (4.3)

Согласно заданию все потребители имеют электроприемники II категории, поэтому мощности трансформаторов выбираем по условиям (4.2) и (4.3).

4.1 Вариант радиально-магистральной сети

По данным табл. 1 (С_j;Q_j') и составу электроприемников по категориям (таблица исходных данных) находим мощности S_нб и S_нбI,II:

S_нбi = ; (4.4)

S_{нб I,IIi} = (, (4.5)

где , - доля электроприемников I и II категории i-го потребителя, о.е.

Для потребителя 1:

S_нб1 =

S_нбI,II.1 = (0+0,10)24,13 = 2,41 МВ·А.

Результаты расчетов для всех потребителей приведены в табл. 4.1.



Таблица 4.1 - Расчет мощностей S_нб и S_нбI,II потребителей

Потребитель	1	2	3	4	5	6
Сi, МВт	22,2	24,5	23,1	10,8	14,8	18,4
Qi', Мвар	9,46	9,91	9,63	4,43	5,96	7,53
Sнбi, МВ·А	24,13	26,43	25,03	11,67	15,95	19,88
, о.е.	0	0,25	0,20	0,10	0,20	0
, о.е.	0,10	0,35	0,20	0,25	0,30	0,20
SнбI,II.i,МВ·А	2,41	15,86	10,01	4,09	7,98	3,98

Выбираем мощности трансформаторов для подстанции 1:

по условию (4.2): S_ном ? 24,13/(0,9·2) = 13,41 МВ·А;

по условию (4.3): S_ном ? 2,41 /1,4 = 1,72 МВ·А.

Согласно заданию U_н.ном = 10 кВ. По обоим условиям выбираем два трансформатора типа ТДН - 16000/110: S_ном = 16 МВ·А; U_в.ном = 115 кВ; U_н.ном = 11 кВ; РПН = ± 9·1,78 = ±16,02%.

Результаты выбора трансформаторов (S_ном) для других потребителей сведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Потребитель	1	2	3	4	5	6
Sном, МВ·А,по (4.2)?	13.41	14,68	13,91	6,48	8,86	11,04
Sном, МВ·А,по (4.3)?	1,72	11,33	7,15	2,92	5,70	2,84
Sном, МВ·А, принят.	16	16	16	10	10	16

При выборе схем ОРУ на стороне ВН подстанции используем рис. 2.2 и приложение 1. Согласно этому подстанции 1, 2, 5 и 6 являются тупиковыми двухтрансформаторными, питающимися по двухцепным линиям электропередачи 110 кВ. Они имеют на стороне ВН три выключателя: два выключателя в цепях трансформаторов и один выключатель в автоматической перемычке со стороны трансформаторов (схема двойного блока - рис. П.1).

Подстанция 4 является проходной и выполняется по схеме двойного блока с автоматической перемычкой со стороны линий и с двумя секционирующими выключателями в каждом узле ответвления от линии к трансформатору. Она имеет в ОРУ ВН семь выключателей (рис. П.2).

ПС3 является узловой и выполняется по схеме «одна рабочая система шин, секционированная выключателем, и обходная, с выключателями во всех присоединениях». Она имеет в ОРУ ВН десять выключателей (рис. П.4).

На подстанциях 4 и 5 устанавливаются по два трансформатора типа ТДН-10000/110, а на подстанциях 1, 2, 3 и 6 - типа ТДН - 16000/110.

4.2 Вариант кольцевой сети

В этом варианте все подстанции являются двухтрансформаторными, питающимися по одноцепным линиям 220 кВ, и проходными (см. конфигурацию варианта 11 на рис. 2.12). Поэтому ОРУ на стороне ВН этих ПС выполняется по схеме с выключателями на всех четырех присоединениях (два - линий и два - трансформаторов) и неавтоматической (ремонтной) перемычкой со стороны линий, т.е. имеют всего четыре выключателя (рис. П.3).

В сети с номинальным напряжением 220 кВ все трансформаторы будут иметь номинальную мощность 40 МВ·А (минимальную для этого класса напряжения). Тип трансформатора ТРДН-40000/220: S_ном = 40 МВ·А = 40000 кВ·А; U_в.ном = 230 кВ; U_н.ном = 11/11 кВ (обмотка НН расщеплена на две обмотки мощностью 50% каждая); РПН = ± 8·1,5 = ±12,0%.

4.3 Вариант комбинированной сети

Конфигурация варианта 10 (рис. 2.11) представляет сокращенную кольцевую сеть с одноцепными линиями 220 кВ, к узлу 4 которой подключена двухцепная линия 4-2.

Подстанции 1, 3, 5 и 6 кольцевой части сети являются проходными и имеют ту же схему ОРУ ВН, что и в п. 4.2.

ПС4 является узловой с шестью присоединениями на стороне ВН; поэтому она имеет 6+2 = 8 выключателей (схема ОРУ по рис. П.4, но без двух присоединений линий 220 кВ).

ПС2 является тупиковой в радиальной сети с двухцепными линиями и выполняется по схеме двойного блока с автоматической перемычкой со стороны трансформаторов. В ОРУ 220 кВ она имеет три ячейки с выключателями.

Аналогично варианту по п.4.2 на всех подстанциях устанавливаются по два трансформатора типа ТРДН-40000/220.



5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ И ВЫБОР ИЗ НИХ ЛУЧШЕГО

Для выбора наиболее эффективного варианта из трех конкурентоспособных оценим экономическую эффективность каждого по методическим рекомендациям [8], принимая следующие допущения [1].

1. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных и заемных средств.

Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:

первый год - примерно 50% от общих вложений (собственные средства;

второй год - примерно 30% от общих вложений (заемные средства);

третий год - оставшиеся капиталовложения (заемные средства).

Плата за кредит - 20% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год).

2. Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчетного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - все расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.

3. Горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год.

4.Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах 35…220 кВ РПП) для шага 0 принимаем 1,8 руб./(кВт·ч), а в последующие годы он растет на 1% в год. Тариф на отпускаемую электроэнергию потребителям с шин 10 кВ принимаем на 10% выше.

5. Норму дисконта принимаем равной 0,15.

6. Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6% на все оборудование.

7. Для оценки требуемых капитальных вложений будем использовать укрупненные показатели стоимости на 1990 год [2]. Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным k_уд = 45.

8. Инфляцию не учитываем.

5.1 Вариант радиально-магистральной сети

Стоимость сооружения линии РПП-1 составит

K_РПП-1 = K_О.РПП-1L_РПП-1k_уд,

где K_О.РПП-1 - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС120/19 в III районе по гололеду [2, табл. 6.99]; L_РПП-1 - длина линии, км; k_уд - коэффициент удорожания:

K_РПП-1 = 20,4·26·45 = 23868 тыс. руб.

Стоимости сооружения остальных линий определяем аналогично. Результаты расчетов сводим в табл. 5.1.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Линия	Uном, кВ	Колич. целей	Марка провода	Kо, тыс. руб./км	L, км	Kвл, тыс. руб
РПП-1	110	2	АС120/19	20,4	26	23868
РПП-3	110	2	АС240/32	25,0	31	34875
3-4	110	2	АС120/19	20,4	46	42228
4-2	110	2	АС120/19	20,4	20	18360
3-6	110	2	АС120/19	20,4	14	12852
РПП-5	110	2	АС120/19	20,4	20	18360
Итого, воздушные линии	150543

Определяем капитальные вложения в подстанции.

ПС1 является тупиковой с числом и мощностью трансформаторов 216 МВ·А. Стоимость ее определяем с использованием [2, табл. 6.134]. За основу берем типовую схему блочных подстанций 110/10 кВ «Мостик с выключателями в перемычке и в линиях», содержащую три ячейки 110 кВ с выключателями. Расчетная стоимость такой типовой ПС с трансформаторами 2 16 МВ·А равна 410 тыс. руб.

Капитальные вложения в ПС1 составят

K_ПС1 = K_типk_уд = 410·45 = 18450 тыс. руб.

Подстанции 2 и 6 аналогичны ПС1, поэтому

K_ПС2 = K_ПС6 = K_ПС1= 18450 тыс. руб.

Подстанция 5 с трансформаторами 210 МВ·А имеет расчетную стоимость 380 тыс. руб. Тогда K_ПС5 = 380·45 = 17100 тыс. руб.

Подстанция 4 является проходной с трансформаторами 210 МВ·А и в ОРУ 110 кВ имеет семь ячеек с масляным выключателем. Стоимость такой ячейки при отключаемом токе до 30 кА составляет [2, табл. 6.112] K_яч = 35 тыс. руб. По сравнению с ПС5 она имеет 7 - 3 = 4 ячейки 110 кВ. С учетом этого капиталовложения в ПС4 будут равны

K_ПС4 = K_ПС5 + n_{яч. доп} K_яч·k_уд = 17100+4·35·45 = 23400 тыс. руб.

Подстанция 3 является узловой и в ОРУ 110 кВ имеет 10 ячеек с выключателями и трансформаторами 216 МВ·А. Следовательно, по сравнению с ПС1 она имеет 10 - 3 = 7 дополнительных ячеек. Тогда капвложения в ПС3 составят

K_ПС3 = (410+7·35) 45=29475 тыс. руб.

Кроме того, на РПП требуется установка 6 линейных ячеек с выключателями для вывода с РПП трех двухцепных линий. Капитальные вложения в эти ячейки

K_{яч. РПП} = 6·35·45 = 9450 тыс. руб.

Итого, капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети будут равны:

K_ПС = 18450·3+17100+23400+29475+9450=134775 тыс. руб.

Общие капитальные вложения в сооружение радиально-магистральной сети:

K_У= K_ВЛ+K_ПС = 150543+134775 = 285318 тыс. руб.

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства:

в первый год (шаг 0) - 150000тыс. руб./год, во второй - 85000 тыс. руб./год, в третий - 50318 тыс. руб.

Вносим эти данные в первую строку табл. 5.2.

Во вторую строку таблицы помещаем платежи в счет погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-й шаг по 20% от суммы займа, т.е. по (85000+50318) 20/100 = 27064 тыс. руб./год.

В третью строку таблицы вписываем процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, т.к. были использованы только собственные средства. На шаге 1 плата за кредит составляет 25% от капвложений, сделанных на шаге, поскольку это уже заемные средства. Это составляет 21250 тыс. руб./год. Соответственно плата за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капвложений на шагах 1 и 2, т.е. по 33830 тыс. руб./год. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно в результате постепенного погашения кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов или на 6766 тыс. руб./год.

Далее для каждого шага определяем отчисления на эксплуатационное обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы, и заполняем четвертую строку таблицы.

В пятую строку вносим тариф на покупаемую электроэнергию.

Затраты на покупку электроэнергии (шестая строка таблицы) определяем по формуле

З_w = (УС_iТ_и.м.+ДС_У)с_{покуп.э}k,

где с_{покуп.э} - тариф на покупаемую электроэнергию, руб./(кВт·ч); k - коэффициент , учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями, на шагах 1 и 2 он равен соответственно 0,5 и 0.8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0. На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составят

З_w1 = (113,8·6300+2,17·4400)1,818·0,5 = 660378 тыс. руб./год.

В седьмую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвертой и шестой строк. В восьмую строку помещаем результаты, получаемые от реализации проекта. Результат работы электрической сети есть выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле



R_w = УС_i·Т_и.м.·1,10·с_{покуп.э}k.

На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии потребителям составит

R_w = 113,8·6300·1,10·1,818·0,5 = 716868 тыс. руб./год.

Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем, вычитая из результата общие затраты (без капитальных вложений), и заполняем девятую строку таблицы.

Приведенный эффект на шаге 1

R₁ - З₁ = 716868 - 690628 = 26240 тыс. руб./год.

В десятую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования для n-го шага

= (1+Е)^-n,

где норма дисконта Е = 0,15.

Например, для шага 6 имеем:

= (1+0,15)^-6 = 1,15^-6 =1/(1,15)⁶ = 0,432.

В последней строке таблицы определяем каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и численно равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учетом дисконтирования):

ЧДД₁ = ЧДД₀ +(R₁- З₁⁺)= -150000+26240·0,870 = -127171 тыс. руб.



На шаге 2:

ЧДД₂= ЧДД₁+(R₂ - З₂⁺) = -127171+43350·0,756 = - 94399 тыс. руб.

Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываем, т.к. они сделаны за счет заемных средств.

Расчеты на остальных шагах производим аналогично.

Согласно табл. 5.2 чистый дисконтированный доход для варианта радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 202022 тыс. руб. Срок окупаемости, совпадающий с номером шага, по завершению которого ЧДД становится положительным, равен 6 годам.

5.2 Вариант кольцевой сети

Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, используя стоимости 1 км для одноцепных линий 220 кВ на железобетонных опорах в III районе по гололеду [2, табл. 6.98]. Результаты расчетов помещаем в табл. 5.3.

Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети

Линия	Uном, кВ	Колич. цепей	Марка провода	Kо, тыс. руб./км	L, км	Kвл, тыс. руб.
РПП-1	220	1	АС240/32	17,3	26	20241
1-4	220	1	АС240/32	17,3	53	41261
4-2	220	1	АС240/32	17,3	20	15570
2-3	220	1	АС240/32	17,3	54	42039
3-6	220	1	АС240/32	17,3	14	10899
6-5	220	1	АС240/32	17,3	38	29583
РПП-5	220	1	АС240/32	17,3	20	15570
Итого, воздушные линии	175163

Таблица 5.2 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-магистральной сети

Расчет стоимости сооружения подстанций проводим с использованием укрупненных (расчетных) показателей стоимости, беря за основу комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) напряжением 220/10-10 кВ с числом и мощностью трансформаторов 240 МВ·А по схеме «Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов». Ее расчетная стоимость составляет 860 тыс. руб. [2, табл. 6.134].

Согласно п. 4.2 все подстанции в этом варианте проходные и имеют четыре выключателя на стороне ВН (см. рис. П.3). Для приведения в соответствие с такой схемой ОРУ 220 кВ необходимо из стоимости ПС по типовой схеме исключить стоимость типового ОРУ 220 кВ, равную 180,0 тыс. руб. [2, табл. 6.113], и включить стоимость четырех ячеек с масляным выключателем при отключаемом токе более 30 кА. Расчетная стоимость такой ячейки составляет 105 тыс. руб. [2, табл. 6. 112]. Тогда стоимость каждой из шести проходных ПС с учетом k_уд будет равна

K_{ПС.прох} = (K_тип - K_ору + n_яч.доп K_яч) k_уд = (860-180+4·105) 45 = 1100·45 = 49500 тыс. руб.

В стоимость сооружения подстанций включаем также две ячейки с выключателями на РПП для вывода двух линий.

Итого, капитальные вложения в подстанции кольцевой сети будут равны

K_ПС = 6·49500+2·105·45 = 306450 тыс. руб.

Общие капитальные вложения в сооружение кольцевой сети



K_У = K_ВЛ + K_ПС = 175163+306450 = 481613 тыс. руб.

Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства: первый год - 240000 тыс. руб./ год, второй - 140000 тыс. руб./год и в третий - 101613 тыс. руб./год. Заносим эти показатели в первую строку табл. 5.4.

Остальные расчеты экономической эффективности этого варианта выполняем в табл. 5.4 аналогично варианту радиально-магистральной сети.

ЧДД варианта кольцевой сети за 15 лет отрицателен (-23563 тыс. руб.), а срок окупаемости капитальных вложений составляет ориентировочно 16 лет.

5.3 Вариант комбинированной сети

Расчет капитальных вложений в ВЛ 220 кВ выполняем аналогично предыдущим вариантам и сводим его в табл. 5.5.

Подстанции 1, 3, 5 и 6 кольцевой части сети являются проходными. С учетом показателя K_{ПС.прох} = 49500 тыс. руб. их общая стоимость

K_{ПС.прох.У} =4·49500 = 198000 тыс. руб.

ПС4 является узловой с восемью выключателями в ОРУ 220 кВ, тогда

K_ПС.узл = (860 - 180 + 8·105) 45 = 68400 тыс. руб.

ПС2 является тупиковой в радиальной сети с двухцепными линиями и имеет в ОРУ 220 кВ три ячейки с выключателями. Ее стоимость

K_ПС.туп = (860 - 180 + 3·105)45 = 44775 тыс. руб.

Итого, капитальные вложения в подстанции комбинированной сети составят



K_ПС = 198000+68400+44775+2·105·45 = 320625 тыс. руб.

Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Линия	Uном, кВ	Колич. цепей	Марка провода	Kо, тыс. руб./км	L, км	KВЛ, тыс. руб.
РПП1-1	220	1	АС240/32	17,3	26	20241
1-4	220	1	АС240/32	17,3	53	41261
4-3	220	1	АС240/32	17,3	46	35811
3-6	220	1	АС240/32	17,3	14	10899
6-5	220	1	АС240/32	17,3	38	29583
РПП2-5	220	1	АС240/32	17,3	20	15570
4-2	220	2	АС240/32	30,6	20	27540
Итого, воздушные линии	180905

Общие капитальные вложения в сооружение комбинированной сети

K_У = 180905+320625 = 501530 тыс. руб.

Сравним полученные показатели вариантов комбинированной и кольцевой сети:

комбинированная сеть требует капитальных вложений больше на 4.1 %;

она имеет потери мощности и энергии больше на 4,8%.

Следовательно, она будет иметь больше общие затраты. А при той же выручке от реализации электроэнергии показатели приведенного эффекта будут хуже. Поэтому ЧДД за 15 лет будет отрицательным, а срок окупаемости капитальных вложений превысит 16 лет.

Таким образом, из рассмотренных трех конкурентоспособных вариантов является лучшим вариант радиально-магистральной сети.

Таблица 5.4 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении кольцевой сети

6. УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА

Расчет выполняется для уточнения потоков мощности в начале и конце каждого участка и напряжений на шинах высшего напряжения каждой подстанции. По сравнению с предварительным расчетом дополнительно учитываются зарядная мощность воздушных линий электропередачи, потери мощности и напряжения в трансформаторах.

Выполняем уточненный расчет электрических режимов варианта 1 радиально-магистральной сети. Исходные данные расчета берем из пунктов 3.1 и 4.1.

6.1 Определение зарядных мощностей ВЛ

Зарядная мощность ВЛ обусловлена емкостью между проводами и между проводами и землей, т.е. погонной емкостной проводимостью линий b₀, См/км. Значение b₀ зависит от среднегеометрического расстояния между проводами и радиуса провода. Значения половины зарядной мощности Q_зар/2, прикладываемой в начале и конце ВЛ, учитываются в значениях нагрузок подстанций, присоединенных в соответствующих узлах сети.

Половину зарядной мощности ВЛ определяем по формуле [1]

Q_зар/2 = Lb₀n_ц. (6.1)

При U_ном в кВ значение Q_зар/2 получается в Мвар.

Для линии РПП-1 по формуле (6.1) определяем:

Q_зар/2 = 110²·26·2,66·10^-6·2 = 0,837 Мвар.



Значение b₀ = 2,66·10^-6 См/км взято для ВЛ 110 кВ с проводами АС120/19 [6, табл.I.1]. Расчет зарядных мощностей для остальных линий приведен в табл. 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет половины зарядных мощностей ВЛ

Участок	Uном, кВ	L, км	nц	Провод	b0·106 См/км	зар, Мвар
РПП-1	110	26	2	АС120/19	2,66	0,837
РПП-3	110	31	2	АС240/32	2,81	1,054
3-4	110	46	2	АС120/19	2,66	1,481
4-2	110	20	2	АС120/19	2,66	0,644
3-6	110	14	2	АС120/19	2,66	0,451
РПП-5	110	20	2	АС120/19	2,66	0,644

6.2 Определение расчетных нагрузок подстанций в режиме наибольших нагрузок

Для расчета используем значения мощностей потребителей (табл. 4.1) в режиме наибольших нагрузок, выбранные в табл. 4.2 типы и номинальные мощности трансформаторов, а также каталожные и расчетные данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ [6, табл. II.2].

На ПС1 установлены n = 2 трансформатора типа ТДН-16000/110. Каталожные данные трансформатора: активные потери холостого хода ДС_х = 19 кВт, реактивные ДQ_х = 112 квар; активные потери короткого замыкания ДС_к = 85 кВт, напряжение короткого замыкания u_к = 10,5%. Наибольшая мощность потребителя 1:

_нб = 22,2+j9,46 МВ·А; S_нб = 24,13 МВ·А.

Находим нагрузочные потери в ПС1 (двух трансформаторах) [1]

Д_ПС1 = ДС_ПС1+JДQ_ПС1 = ДС_к +j : (6.2)

Д_ПС1 = ·0,085·+j·· = 0,097 +j1,911 МВ·А.

Расчетная нагрузка ПС1 равна:

_расч.1 = _нб1 + 2ДС_х + j2ДQ_х + ДС_ПС1 + jДQ_ПС1 - jQ_{зар.РПП-1}/2 = 22,2 + j9,46 + + 2·0,019 + j2·0,112 + 0,097 + j1,911 - j0,837 = 22,335+j10,758 МВ·А.

Расчетные нагрузки других подстанций определяем аналогично. Полученные результаты помещены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Расчетные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

ПС	Снб, МВт	Qнб, Мвар	ДСПС, МВт	ДQПС, Мвар	ДСх, МВт	ДQх, Мвар	УQзар/2, Мвар	Срасч, МВт	Qрасч, Мвар
1	22,2	9,46	0,097	1,911	0,019	0,112	0,837	22,335	10,758
2	24,5	9,91	0,116	2,292	0,019	0,112	0,644	24,654	11,782
3	23,1	9,63	0,104	2,056	0,019	0,112	2,986	23,242	8,924
4	10,8	4,43	0,041	0,715	0,014	0,070	2,125	10,869	2,355
5	14,8	5,96	0,076	1,336	0,014	0,070	0,644	14,904	6,792
6	18,4	7,53	0,066	1,297	0,019	1,112	0,451	18,504	8,600

6.3 Расчет режима наибольших нагрузок

Составляем расчетную схему (рис. 6.1) и показываем на ней расчетные нагрузки подстанций, а также Q_зар/2 головных участков линий.

Выполняем уточненный расчет потокораспределения.

Поток мощности в конце концевого участка магистрали 4-2:

^к_4-2 = ₂ = 24,654+j11,782 МВ·А.

Потери мощности на участке 4-2



Д_4-2 = (S^к_4-2)²(R_4-2+jХ_4-2)/U_ном²: (6.3)

Д_4-2 = (24,654²+11,782²)(2,49+j4,27)/110²=0,154+j0,263 МВ·А.

Поток мощности в начале участка 4-2:

^н_4-2 = ^к_4-2+Д_4-2 = 24,654+j11,782+0,154+j0,263 = 24,808+j12,045 МВ·А.

Поток мощности в конце участка 3-4:

^к_3-4 = ^н_4-2+₄ = 24,808+j12,045+10,869+j2,355 = 35,677+j14,400 МВ·А.

Далее по формуле (6.3) находим потери мощности на участке 3-4, а затем поток мощности в начале участка 3-4.

Аналогичные расчеты выполняем для остальных участков сети. Результаты заносим в табл. 6.3 и на расчетную схему.

Таблица 6.3 - Расчет режима наибольших нагрузок

Участок	Ск, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	ДС, МВт	ДQ, Мвар	Сн, МВт	Qн, Мвар	ДU, кВ	UВ,ПС, кВ
РПП-1	22,335	10,758	3,24	5,55	0,165	0,282	22,500	11,040	1,21	109,89
РПП-3	78,184	33,228	1,88	6,28	1,121	3,746	79,305	36,974	3,43	107,67
3-4	35,677	14,400	5,73	9,82	0,701	1,201	36,378	15,601	3,36	104,31
4-2	24,654	11,782	2,49	4,27	0,154	0,263	24,808	12,045	1,09	103,22
3-6	18,504	8,600	1,74	2,99	0,060	0,103	18,564	8,703	0,54	107,13
РПП-5	14,904	6,792	2,49	4,27	0,055	0,095	14,959	6,887	0,60	110,50

Выполняем расчет потери напряжения ДU на участках ВЛ 110 кВ и напряжения на шинах 110 кВ подстанций U_В.ПС.

Согласно задания на шинах 110 кВ РПП во всех режимах поддерживается напряжение, равное 1,01 от номинального, т.е.



U_РПП = 1,01·110 = 111,1 кВ.

Потеря напряжения на участке РПП-3

ДU_РПП-3 = (С^н_РПП-3R_РПП-3+Q^н_РПП-3Х_РПП-3)/U_РПП: (6.4)

ДU_РПП-3 = (79,305·1,88+36,974·6,28)/111,1 = 3,43 кВ.

Напряжение на шинах 110 кВ ПС3:

U_В.3 = U_РПП - ДU_РПП-3 = 111,1 - 3,43 = 107,67 кВ.

Потеря напряжения на участке 3-4:

ДU_3-4 = (36,378·5,73+15,601·9,82)/107,67 = 3,36 кВ.

Дальнейшие расчеты выполнены аналогично, и их результаты сведены в табл. 6.3.

Общие потери активной мощности по данным табл. 6.3:

ДС_У = 2,256 МВт.

Уточненный расчет режима наименьших нагрузок не выполняем, т.к. нет сведений о нагрузках потребителей в этом режиме.

6.4 Уточненный расчет послеаварийного режима

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт:

для подстанций 1 и 5 - соответственно одной цепи линий РПП-1 и РПП-5. В этих случаях изменяются: зарядные мощности линий уменьшаются в 2 раза, а их сопротивления увеличиваются в 2 раза; из-за изменения зарядных мощностей изменятся и расчетные нагрузки подстанций:

ПС1: _{расч1.п/ав}= _{расч.1.норм} + jQ_{зар.РПП-1}/4 = 22,335 + j10,758+j0,837/2 = = 22,335+j11,177 Мвар;

ПС5:_{расч5.п/ав} = _{расч5.норм}+jQ_{зар.РПП-5} = 14,904+j6,792+j0,644/2 = 14,904+j7,114 Мвар;

для подстанций 3 и 6 - одной цепи линии РПП-3. В этом случае изменяется расчетная нагрузка ПС3:

_{расч3.п/ав} = 23,242+j8,924+j1,054/2 = 23,242+j9,451 Мвар;

Для подстанций 4 и 2 - одной цепи линии 3 - 4. В этом случае изменяются расчетные нагрузки подстанций:

ПС3: S_{расч3.п/ав} = 23,242+j8,924+j1,481/2 = 23,242+j9,665 Мвар;

ПС4: S_{расч4.п/ав} = 10,869+j2,355+j1,481/2 = 10,869+j3,096 Мвар.

Расчетная схема сети в этих послеаварийных режимах дана на рис. 6.2, а результаты расчета в табл. 6.4.

Таблица 6.4 - Расчет послеаварийных режимов

Участок	Ск, МВт	Qк, МВт	R, Ом	Х, Ом	ДС, МВт	ДQ, Мвар	Сн, МВт	Qн, Мвар	ДU, кВ	UВ.ПС, кВ
РПП-1	22,335	11,177	6,48	11,10	0,334	0,572	22,669	11,749	2,50	108,50
РПП-5	14,904	7,114	4,98	8,54	0,112	0,192	15,016	7,306	1,23	109,87
РПП-3 работ.1ц	78,184	33,755	3,76	12,56	2,254	7,528	80,438	41,283	7,39	103,71
3-6	18,504	8,600	1,74	2,99	0,060	0,103	18,564	8,703	0,56	103,15
РПП-3	78,906	35,947	1,88	6,28	1,168	3,902	80,074	39,849	3,61	107,49
3-4 работ.1ц	35,677	15,141	11,46	19,64	1,423	2,438	37,100	17,579	7,17	100,32
4-2	24,654	11,782	2,49	4,27	0,154	0,263	24,808	12,045	1,13	99,19

Рис. 6.2 - Расчетная схема для послеаварийных режимов



7 ПРОВЕРКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1 Нормальный режим наибольших нагрузок

Используем схему замещения подстанций, приведенную на рис. 6.3.

Рис. 6.3 - Схема замещения подстанции: все подстанции двухтрансформаторные 110/10 кВ

Номинальные напряжения обмоток трансформаторов:

U_.вн.ном = 115 кВ; U_нн.ном = 11 кВ [6, табл. II.2]. Пределы регулирования (РПН) ± 9 1,78%.

Порядок проверки любой подстанции для всех режимов следующий [1]. Для ПС1 выбираем из [6. табл. II.2] сопротивления трансформатора типа ТДН-16000/110: R_тр = 4,38 Ом; Х_тр = 86,70 Ом. Сопротивления ПС при раллельной работе двух трансформаторов: R_ПС = R_тр/2 = 4,38/2 = 2,19 Ом; Х_ПС = Х_тр/2 = 86,70/2 = = 43,35 Ом. Из табл. 4.1 выбираем нагрузки ПС: Р_нг = 22,2 МВт; Q_нг = 9,46 Мвар. Согласно табл. 6.3 в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах ВН равно U_В.ПС1= 109,89 кВ.

Находим низшее напряжение, приведенное к высшему

U'_Н.ПС1 = : (6.5)

U'_Н.ПС1 = = 105,54 кВ.

Принимаем желаемое напряжение на шинах низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 7% выше номинального напряжения, т.е.

U_н.жел = 1,07·10 = 10,7 кВ.

Находим желаемый коэффициент трансформации

k_{тр. жел} = U'_Н.ПС1/U_н.жел = 105,54/10,7 = 9,86.

Определяем номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации

n_отв = ( -1)/ДU_*отв : (6.6)

n_отв =( -1)/0,0178 = - 3,19,

где ДU_*отв = 1,78/100 = 0.0178 - относительно изменение напряжения, приходящееся на одну ступень.

Принимаем ближайшее меньшее целое число n = -3, входящее в диапазон ±9, и определяем действительное напряжение на шинах НН ПС1 в режиме наибольших нагрузок

U_{нн.действ} = : (6.7)

U_{нн.действ} = 10,66 кВ.

Для остальных подстанций расчеты проведены аналогично в табл. 6.5.



Таблица 6.5 - Проверка достаточности диапазона РПН

ПС	Sном, кВ·А	Рнг, МВт	Qнг, Мвар	Rпс, Ом	Хпс, Ом	Uв.пс, кВ	U'н, кВ	kтр.жел	n	Uнн.действ
1	16000	22,2	9,46	2,19	43,35	109,89	105,54	9,86	-3	10,66
2	16000	24,5	9,91	2,19	43,35	103,22	98,30	9,19	-7	10,74
3	16000	23,1	9,63	2,19	43,35	107,67	103,13	9,64	-4	10,62
4	10000	10,8	4,43	3,98	69,50	104,31	100,83	9,42	-5	10,59
5	10000	14,8	5,96	3,98	69,50	110,50	106,04	9,91	-3	10,72
6	16000	18,4	7,53	2,19	43,35	107,13	103,58	9,68	-4	10,67

Из полученных в табл. 6.5 результатов следует, что регулировочный диапазон устройств РПН у трансформаторов всех подстанций в нормальном режиме наибольших нагрузок достаточен. В запасе еще имеется возможность использования при необходимости ответвлений - 8 и -9.

7.2 Послеаварийные режимы

Послеаварийные режимы кратковременны, поэтому ГОСТ 13109-97 допускает в этих режимах дополнительные понижения напряжения на 5%. В связи с этим можно для этих режимов принять значение желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанций U_н.жел = 10,2 кВ. Определение значений n и U_{нн.действ} приведено в табл. 6.6.

Таблицы 6.6 - Проверка достаточности диапазона РПН в послеаварийных режимах

ПС	Sном, кВ·А	Рнг, МВт	Qнг, Мвар	Rпс, Ом	Хпс, Ом	Uв.пс, кВ	U'н, кВ	kтр.жел	n	Uнн.действ
1	16000	22,2	9,46	2,19	43,35	108,50	104,09	10,21	-2	10,32
2	16000	24,5	9,91	2,19	43,35	99,19	94,05	9,22	-7	10,28
3	16000	23,1	9,63	2,19	43,35	103,71	98,98	9,70	-4	10,19
4	10000	10,8	4,43	3,98	69,50	100,32	96,69	9,48	-6	10,35
5	10000	14,8	5,96	3,98	69,50	109,87	105,38	10,33	-1	10,26
6	16000	18,4	7,53	2,19	43,35	103,15	99,46	9,75	-4	10,24



Согласно результатам, полученным в табл. 6.6, регулировочный диапазон РПН в послеаварийных режимах достаточен.



8 УТОЧНЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

8.1 Уточнение баланса мощности

Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках линий для нормального режима наибольших нагрузок:

P_У = Р^н_рпп-1 + Р^н_рпп-3 + Р^н_рпп-5 = 22,500 + 79,305 + 14,959 = 116,764 МВт;

Q_У = Q^н_рпп-1 + Q^н_рпп-3 + Q^н_рпп-5 - УQ_{зар.гол}/2 = 11,040 + 36,974 + 6,887 - - (0,837+1,054+0,644) = 52,366 Мвар.

Определяем реактивную мощность энергосистемы:

Q_с = Р_сtg(arc cos_с) =116,764·tg(arc cos 0,9) = 116,764·0,484 = 56,514 Мвар.

Так как Q_с > Q_У, то принимаем решение уменьшить общую мощность компенсирующих устройств на значение, ближайшее к

ДQ_ку = Q_с - Q_У = 56,514 - 52,366 = 4,148 Мвар.

Всего можно исключить

n_{ККУ.иск} = 4,148/0,33 ? 12 ККУ.

По подстанциям это можно распределить следующим образом: ПС1-1ККУ, ПС2-3 установки, ПС3-2,ПС4-1, ПС5-2, ПС6-3 установки, а всего 12 установок.



8.2 Определение себестоимости передачи электроэнергии

Годовые отчисления на эксплуатационное обслуживание сети берем из табл. 5.3: И₀ = 17119 тыс. руб./год.

Годовые отчисления на амортизацию определяем по нормам [2, табл.6.32]: для ВЛ 35 кВ и выше на металлических и железобетонных опорах - р_а.вл = 0,024 о.е., для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств (подстанций) - р_а.пс = 0,064 о.е. :

И_а.вл = р_а.вл·К_вл = 0,024·150543 = 3613,032 тыс. руб./год;

И_а.пс = 0,064·134775 = 8625,600 тыс. руб./год.

Общие отчисления на амортизацию:

И_а.У = 3613,032+8625,600 = 12238,632 тыс. руб./год.

Издержки на оплату потерь электроэнергии

И_Дw = ДPс_э = 2,256·10³·4400·1,911 = 18969350 руб./год = 18969,350 тыс. руб./год,

где ДP_У взято из п.6.3, с_э - для шестого шага из табл. 5.2.

Общие годовые издержки при работе электрической сети

И_Угод = И₀ + И_а.У + И_Дw = 17119+12238,632+18969,350 ? 48327 тыс. руб./год.

Годовой отпуск электроэнергии потребителям

W_год = УP_i·Т_и.м = 113,8·10³·6300 = 7,1694·10⁸ кВт·ч/год.

Себестоимость передачи электроэнергии

с_п.э = И_Угод/W_год = 48327·10³/(7,1694·10⁸) = 0,0674 руб./(кВт·ч).



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По исходным данным о нагрузках потребителей выполнен в таблице 1 расчет баланса мощности, определена общая реактивная мощность, подлежащая компенсации, выполнена расстановка компенсирующих устройств на подстанциях потребителей.

Используя географическое расположение источника питания и потребителей, а также состав нагрузок по категориям надежности электроснабжения, по методике [1] составлены 11 вариантов конфигурации с анализом каждого варианта: три варианта в группе радиально-магистральных резервированных схем с двухцепными линиями и двухтрансформаторными подстанциями, семь вариантов в группе комбинированных схем и один вариант кольцевой сети. В первой группе конкурентоспособным вариантом признан вариант 1, а во второй - вариант 10.

Выполнены предварительные электрические расчеты вариантов 1, 10 и 11 (кольцевой сети), включая расчет потокораспределения и выбор номинального напряжения, выбор оптимальных сечений проводов линий электропередачи по методу экономических интервалов, номограммы которых построены на рис. 3.2 и 3.4. Выбранные провода проверены по техническим ограничениям: длительно допустимому току и по условию потерь энергии на коронный разряд. Определены параметры схем замещения линий - их активные и индуктивные сопротивления, а также параметры нормального режима линий - потери активной мощности и потери напряжения до узловых точек и конечных потребителей. Определены наибольшие потери напряжения в послеаварийных режимах и проверена достаточность общего регулировочного диапазона сети. В варианте 1 номинальное напряжение сети U_ном = 110 кВ.

В варианте 11 кольцевая сеть имеет U_ном = 220 кВ и выполняется одноцепными линиями с проводами АС240/32. Общие потери активной мощности в этом варианте составляют ДP_У = 0,83 МВт, что в 2,6 раза меньше по сравнению с вариантом 1. Снижение потерь мощности достигается за счет повышения номинального напряжения и сечений проводов.

Комбинированная сеть по варианту 10 представляет собой сокращенное кольцо, к узлу 4 которого присоединена двухцепная линия 4-2. Она имеет U_ном = 220 кВ, провода марки АС240/32, ДP_У = 0,87 МВт и обладает достаточным регулировочным диапазоном.

В разделе 4 выбраны трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН подстанций. Так как все подстанции имеют потребителей Й или ЙЙ категории по требуемой степени надежности электроснабжения, то они выполняются двухтрансформаторными и с выключателями в цепях трансформаторов, а не с отделителями и короткозамыкателями. Номинальные мощности трансформаторов выбраны по условиям работы в нормальном и послеаварийном режимах с учетом их допустимой перегрузки на 40% сверх номинальной мощности. Схемы ОРУ на стороне высшего напряжения подстанций приняты в зависимости от типов схемы электроснабжения и подстанций и приведены в приложении 1.

Технико-экономическое сравнение трех конкурентоспособных вариантов и выбор из них лучшего выполнены в соответствии с действующими методическими рекомендациями [8]. В качестве критериев выбора использовались капитальные вложения, срок их окупаемости, чистый дисконтированный доход. Лучшим признан вариант радиально-магистральной сети, имеющий меньшие капитальные вложения (K_У = 285318 тыс. руб.) и срок их окупаемости (6 лет) и больший чистый дисконтированный доход за 14 лет эксплуатации (202022 тыс. руб.).

В разделе 6 выполнен уточненный расчет электрических режимов радиально-магистральной сети с дополнительным (по сравнению с предварительным расчетом) учетом зарядной мощности ВЛ 110 кВ, потерь мощности и напряжения в трансформаторах 110/10 кВ. Общие потери активной мощности ДP_У = 2,256 МВт. Определены также напряжения на шинах 110 кВ подстанций в нормальном и послеаварийном режимах.

В разделе 7 проверена достаточность регулировочного диапазона трансформаторов в нормальном режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах.

В результате уточнений баланса мощности суммарная мощность компенсирующих устройств на подстанциях потребителей уменьшена на 3,960 Мвар.

Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети

с_п.э. = И_Угод/W_год = 0,0674 руб./(кВт·ч).



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Хусаинов И.М. Проектирование сети для электроснабжения промышленного района: учеб. пособие / И.М. Хусаинов. Саратов: СГТУ, 2005. 84 с.

2. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / Под ред. В.М. Блок. М.: Высш. шк., 1990. 383 с.

3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Спб.: Изд-во ДЕАН, 2002. 928 с.

4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств / Л.И. Двоскин. М.: Энергоатомиздат, 1985. 220 с.

5. Боровиков В.А. Электрические сети энергетических систем / В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Л.: Энергия, 1977. 391с.

6. Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети. Проектирование / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. Мн.: Высш. шк., 1988. 308 с.

7. Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы: учеб. пособие для вузов / Л.А. Солдаткина. М.: Энергия, 1978. 216 с.

8. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (2-я редакция). М.: Экономика, 2000. 421 с.

Размещено на Allbest.ru