РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

ПРИМЕР РАСЧЕТА ОДНОГО ИЗ ВАРИАНТОВ СХЕМ

РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Исходные данные

   - Масштаб: в 1 клетке -8 км;

- Коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,92;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ: ;

- Район по гололеду II;

- Число часов использования максимальной нагрузки ;

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт: , , , ;

- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , .

Для расчетов выбрали следующую конфигурацию районной электрической сети:

Рис. 8.1

 

Выбор номинального напряжения электрической сети

 

Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле (3.1).

Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:

; ; ; ;

Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.

Представим простейший замкнутый контур в виде линии с двухсторонним питанием (рис.8.2) и определим соответствующие мощности. Задаем направление мощности. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то меняется направление мощности.

Рис. 8.2

 

По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :

Рассмотрим двухцепные линии А-2-1 (рис. 8.3).

Рис. 8.3

 

Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

Если выбрать вариант конфигурации районной электрической сети с отпайкой (рис. 8.4), то в месте присоединения отпайки получаем виртуальную точку 2' и для дальнейших расчетов определяем длины линий А-2', 2'-1, 2'-2.

Рис. 8.4

 

Затем (для двухцепной линии) определяем потоки мощности:

Дальнейшие расчеты ведутся аналогично ранее приведенной схеме.

 

Баланс активной и реактивной мощности

В электрической сети

 

Согласно формуле (2.1) определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, зная что , :

.

Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла  [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

                                ,                                                   (8.1)

                                ,                                            (8.2)

где Р_{нб, i} – максимальная активная нагрузка i- ого узла.

Для 1-ой подстанции:

  

Для 2-ой подстанции:

 

 

 

Для 1-ой подстанции:

Для 2-ой подстанции:

Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах воспользуемся формулой (2.4).

Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то  примем равным 1.

.

Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.

Отсюда

 

Компенсирующих устройств

 

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности  сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.

                                          ,                                   (8.3)

где  - коэффициент мощности на подстанции “А”.

При  в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).

Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).

Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности , а , т.е.

Для первой подстанции:

,   

Для первого узла:

  

,  

, 

, 

.

Окончательное решение о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин, вычисленных по выражениям (2.7) и (2.8). В нашем случае по формуле (2.8). С помощью таблицы 8.1 выбирается тип и количество КУ, устанавливаемых на каждой подстанции.

                                                                                   Таблица 8.1

№ узла	Количество КУ	Тип КУ
1	6	УКЛ – 10,5 – 2700 У3
2	6 2	УКЛ – 10,5 – 3150 У3 УКЛ – 10,5 – 900 У3
3	4	УКЛ – 10,5 – 2700 У3
4	4	УКЛ – 10,5 – 3150 У3

 

Для 1-го узла:

Для 2-го узла:

Для 3-го узла:

Для 4-го узла:

Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

                                          ,                                         (8.4)

где Q_{k , i} – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.

Для 1-го узла:

Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

                                          ,                                        (8.5)

где Q_i – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.

 

Подстанций

 

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 8.2.

 

Таблица 8.2

№ узла	Полная мощность в узле, МВ·А	Тип трансформаторов
1	36,41
2	46,85
3	25,87
4	24,06

 

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 8.3.

Таблица 8.3

Справочные данные
	25	40
Пределы регулирования
	115	115
	10,5	10,5
	10,5	10,5
	120	172
	27	36
	0,7	0,65
	2,54	1,4
	55,9	34,7
	175	260

 

Линий электропередачи

 

Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-3-4-А) (рис. 8.5).

 

 

Рис. 8.5

 

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Рассмотрим двухцепные линии (А-2-1) :

Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

 

                                          ,                                           (8.6)

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;

 - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Т_мах. Выбирается по [4, табл. 4.9].

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен :

                                                                                   (8.7)

 

В двухцепной линии:

                                                                                   (8.8)

Расчетная токовая нагрузка линии А – 3 в нормальном режиме:

 

 

В линии А – 4:

 

В линии 4 – 3:

 

В линии А – 2:

 

В линии 2 – 1:

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии по [4, табл. 7.8] выбираются сечения сталеалюминиевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминиевого провода равно 120 мм². Использование проводов сечением 70 мм² и 95 мм², согласно [4, табл. 9.5] экономически невыгодно и нецелесообразно. Так, для линии А – 3 выбираем АС – 120;

Для А – 4: АС – 120;

Для 4 – 3: АС – 120;

Для А – 2: АС – 120;

Для 2 – 1: АС – 120.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

                                                                                         (8.9)

где  - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

 - допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Рассмотрим кольцо (А-3-4-А):

- обрыв линии А – 3 (наиболее нагруженной будет линия А – 4)

 

 

- обрыв линии А – 4:

 

- обрыв линии 4 – 3:

 

Рассмотрим двухцепные линии:

- обрыв линии А – 2:

 

 

- обрыв линии 2 – 1:

 

 

По [4, табл. 7.12] определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 8.4.

 

Таблица 8.4

Линия	А – 3	А – 4	4 – 3	А – 2	2 – 1
	109,3	165,83	33,23	114,71	50,16
Марка провода	АС – 120	АС – 120	АС – 120	АС – 120	АС – 120
	275,17	275,17	142,57	229,43	100,33
	390	390	390	390	390

 

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (8.9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

 

На стороне ВН

 

Для ПС №3 и №4 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» (рис. 3.6).

Для ПС №1 и №2 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» (рис. 3.5).

Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

 

Применение схем РУ 10(6) кВ

 

На ПС №1, №2, №3, №4 применяют схемы 10(6) – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН (рис. 3.13).

 

Районной электрической сети

 

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (К_ЛЭП) и подстанций (К_ПС):

К=К_ЛЭП+К_ПС.

К_ПС=К_ОРУ+К_ТР+К_{ПОСТ. ЗАТР.},

где К_ОРУ – капиталовложения на сооружение ОРУ;

К_ТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;

К_{ПОСТ.ЗАТР.} – постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ приведена в [4, табл.9.5].

,

где 30 – коэффициент пересчета к ценам 1985 года.

Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [4, табл.9.14], а стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с выключателями приведена в[4, табл.9.15].

Стоимость трансформаторов приведена в [4, табл.9.19].

 

 

№ ПС	1	2	3	4
Тип трансформаторов	ТРДН-40000/110	ТРДН-40000/110	ТРДН-25000/110	ТРДН-25000/110
Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	109	109	84	84

 

Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ дана в [4, табл.9.35].

Определим объем реализованной продукции:

где b – тариф отпускаемой электроэнергии (b≈1 руб./кВт·ч);

 – число часов использования максимальной нагрузки ( = 4900 ч/год);

N – число подстанций.

Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т.е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой электроэнергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется в формуле деление на 10.

Определяем суммарные издержки:

где  – издержки на амортизацию.

Коэффициенты 2,8 и 9,4 при расчете ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание выбираются из [4, табл.8.2].

где  – общие потери электроэнергии.

где I_нбА-2 – наибольший ток [кА], принимают равным I_рА-2, который был определен при выборе сечений проводов в пункте 8.6;

r_А-2 – активное сопротивление линии А-2, которое определяется по [4, табл.7.5];

τ – время наибольших потерь.

.

часов

ΔW_ЛЭПА-2=3·0,11471²·5,8·5378,64=1231,47 кВт·ч

ΔW_ЛЭП2-1=3·0,05016²·10,14·5378,64=411,67 кВт·ч

ΔW_ЛЭПА-3=3·0,10934²·11,05·5378,64=2131,64 кВт·ч

ΔW_ЛЭПА-4=3·0,16583²·6,16·5378,64=2733,38 кВт·ч

ΔW_ЛЭП4-3=3·0,03323²·5,61·5378,64=99,96 кВт·ч

∑И_потерь=(1231,47+411,67+2131,64+2733,38+99,96) 1=6608,12 тыс. руб.

И_∑=2823,66+1829,05+6608,12=11260,83 тыс. руб.

Определим налог на прибыль:

Н=0,22·П,

где П – прибыль.

 

Рентабельность:

,

где П_ч – величина чистой прибыли.

Определим срок окупаемости:

,

Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.

Приведенные затраты определим по формуле (3.2), зная, что И=И_∑=11260,83 тыс. руб.

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, необходимо выбрать наиболее экономичный и выгодный вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.

 

Расчет режимов сети

 

Максимальный режим

 

Потерь в трансформаторах

 

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

                                ,                     (8.10)

где  – нагрузка i-ой ПС;

 – потери полной мощности в трансформаторе, МВА;

– реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab, Мвар.

Емкостные мощности линий  определяются по номинальным напряжениям:

                                                   ,                          (8.11)

                                                   ,                           (8.12)

где  – емкостные проводимости линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

                                                   ,                                     (8.13)

где  – удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 7.5], исходя из марки провода), см/км;

 – длина линии, км.

Для двухцепных линий:

                                                                                       (8.14)

Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:

                                          ,                            (8.15)

                                          ,                    (8.16)

где k – количество одинаковых трансформаторов ПС;

– полная мощность i-ой ПС;

, , ,  – справочные данные [2, табл. П 7].

Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

                                          .                                    (8.17)

Для ПС № 1 ( ):

     .

Для ПС № 2 ( ):

 

.

Для ПС № 3 ( ):

.

Для ПС № 4 ( ):

.

Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:

;

   ;

;

       

;

 

В максимальном режиме

 

Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТДЦ, ТМН , определяется по формуле:

                       ,                                (8.20)

где  - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

 - активное и реактивное сопротивление трансформаторов, определенные по [2, табл. П 7].

 

На подстанциях 1,2,3 и 4 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

    ,                (8.21)

где

                                ;                                         (8.22)

                                ;                                       (8.23)

                                ;                                            (8.24)

                                ;                                           (8.25)

                                ,                             (8.26)

где

                                ;                                       (8.27)

                                .                                    (8.28)

Используя вышеприведенные формулы (8.21)-(8.28), определим соответствующие показатели для всех подстанций.

Для ПС № 1 и 2 ( ):

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Для ПС № 3 и 4 ( ):

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению (5.2):

Для ПС № 1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле (5.3):

По выражению (5.4) рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ( ):

Для ПС № 2:

, округляем .

Для ПС № 3:

, округляем .

Для ПС № 4:

, округляем .

Результаты расчета запишем в таблицу 8.5.

Таблица 8.5

№ ПС
1
2
3
4

 

Послеаварийный режим

 

Рассмотрим обрыв линии А – 3 в треугольнике  А-3-4-А (рис. 8.8).

Рис. 8.8

 

Определим расчетную мощность подстанции №3 согласно рис. 8.9:

;

Рис. 8.9

Мощность в начале линии 4 – 3:

Потери мощности в линии 4 – 3 при обрыве линии А – 3:

;

;

.

Для линии А – 4:

;

;

;

;

;

.

Для линии А – 2:

;

;

;

;

.

Для линии 2 – 1:

;

;

;

;

.

 

В послеаварийном режиме

 

;

Напряжение в точках 1, 3, 4 определяется подобным образом, с учетом соответствующих линий:

 

В послеаварийном режиме

 

Для ПС № 1:

, округляем .

Для ПС № 2:

, округляем .

Для ПС № 3:

, округляем .

Для ПС № 4:

, округляем .

Результаты расчета запишем в таблицу 8.6.

Таблица 8.6

№ ПС
1
2
3
4

 

ПРИМЕР РАСЧЕТА ОДНОГО ИЗ ВАРИАНТОВ СХЕМ

РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Исходные данные

   - Масштаб: в 1 клетке -8 км;

- Коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,92;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ: ;

- Район по гололеду II;

- Число часов использования максимальной нагрузки ;

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт: , , , ;

- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , .

Для расчетов выбрали следующую конфигурацию районной электрической сети:

Рис. 8.1

 

12345Следующая ⇒

Поделиться: