Проектирование питающих электрических сетей энергосистем

Выбираем ячейки ЗРУ 10 кВ с вакуумный выключателем. Стоимость такой ячейки Кяч,2000 = 0,16 млн. руб (таблица 7.18 [1]). Число отходящих линий nотх определяется через их пропускную способность Sпр, которая при напряжении 10 кВ составляет 3…4 МВА. Кроме того, на каждую секцию шин ЗРУ должно приходиться по одной запасной ячейке, а на каждую пару секций шин – по одной ячейке с секционным выключателем; всего – 1,5 дополнительных ячейки на секцию. Число секций шин при учебном проектировании принимается равным общему числу обмоток НН трансформаторов на подстанции (хотя в реальных условиях секций может быть и больше – до восьми).На подстанции №1 установлено 2 трансформатора ТРДН-40000/220. Общее число обмоток НН и число секций шин равно 2. Тогда число отходящих линий и стоимость ЗРУ на подстанции 1 составятПроведя аналогичные расчеты для остальных подстанций, получимПротивоаварийная автоматика подстанции с высшим напряжением220кВ при количестве присоединений 220кВ до 2:КПА,1= КПА,2= КПА,3=КПА,4=0,89 млн. руб.Зональные коэффициенты для Западной Сибири kз,л= 1,3-1,7, kз,пс= 1,3- 1,6 [4]. Примем kз,л = kз,пс = 1,3. Тогда суммарные капитальные вложения в строительство подстанций в ценах 2000 года составятКпсX,2OOO=kз,пс(∑(Ктр,2OOO,j+КОРУ,2OOO,j+КЗРУ,2OOO,j+Кпост,2OOO,j+КПА,2OOO,i)++ККУ,2OOO) = 1,3⋅(10,9*4+48*2+15,2*2+0,32*4+26*4+0,89*4)= 362,5млн. руб.Выбираем для всех линий сети стальные свободностоящие опоры. Стоимость двухцепной линии АС-240 напряжением 220 кВ составляет:Кл,уд,2000=2,1млн.руб./кмСуммарные капиталовложения в строительство линий в ценах 2000 года равныКлΣ,2OOO= kз,л∑Клi,уд,2OOOLi= kз,лКл,уд,2OOO∑Li==1,3⋅2,1⋅(30+52,2+60+52,2)=530,7 млн. руб.Приведем капиталовложения к ценам 2010 года. Индексы цен для разных составляющих капиталовложений (строительно-монтажные работы, оборудование и др.) отличаются друг от друга. В соответствии с этим приведение к ценам 2010 года осуществим следующим образом:КпсΣ=КпсΣ,2OOO(kсмрbсмр+kобbоб+kпрbпр)== 362,5⋅(0,21⋅6,329+0,52⋅3,359+0,19⋅6,433) = 1558,1 млн. руб,КлΣ=КлΣ,2OOO(kсмрbсмр+kобbоб+kпрbпр)== 530,7⋅(0,73 ⋅ 6,329 + 0,09 ⋅ 3,359 + 0,18 ⋅ 6,433) = 3226,9млн. руб,где kсмр, kоби kпр– доли затрат соответственно на строительно-монтажные работы, технологическое оборудование и прочие работы в общих капиталовложениях (табл. 7.31 [1]); bсмр, bоби bпр– индексы цен для соответствующих затрат на 2010 год (табл. 7.1 [1]).Суммарные капиталовложенияК=КлΣ + КпсΣ = 3226,9 + 1558,1= 4785млн. руб.Ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание линий и подстанций равны ал%= 0,8%, апс%= 5,9% [1]. Тогда издержки на эксплуатацию линий и подстанцийСтоимость годовых потерь энергии и суммарные издержкиИΔW= СэΔWX= 800 ⋅5010 =4,008млн. руб,И=ИлΣ + ИпсΣ + ИΔW= 25,81 +91,92 + 4,008 = 121,74млн. руб.Приведенные затраты на строительство и эксплуатацию сетиЗ=Ен ⋅ К + И = 0,14 ⋅4785 + 121,74 = 791,6 млн. руб.Так как затраты на строительство и эксплуатацию сетей отличаются друг от друга более чем на 20% процентов, то выбираем кольцевой вариант сети.Таблица 8Параметры кольцевой сети№ линии или ПС12345Марка провода линииАС-240/32АС-240/32АС-240/32АС-240/32АС-240/32Число цепей линии11111Длина линии, км29,15523,32460,82842,42633,377Тип трансформатораТРДН- 40000/220ТРДН- 40000/220ТРДН- 40000/220ТРДН- 40000/220-Число трансформаторов2222-Число и мощность КУ-----Напряжение сети, кВ220Рис. 8.1. Схема сети с ОРУ9.ТОЧНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙРАСЧЕТНиже рассмотрен только нормальный режим максимальных нагрузок. Полная схема замещения сети представлена на рис. 9.1.Сопротивления и условно-постоянные потери трансформаторов (по данным табл. 7.2) составляют:Zт1= 2,81 + j79,35 Ом,Zт2=2,81 + j79,35 Ом,Zт3=2,81 + j79,35 Ом,Zт4=2,81 + j79,35 Ом,Зарядные мощности линий определим через емкостные проводимости, значения которых приведены в таблице 7.1:Номинальные коэффициенты трансформации:Определим расчетные нагрузки подстанций.Подстанция №1. Нагрузочные потери мощности вычислены в разделеТогдаМВАиМВАВычислениерасчетныхнагрузокостальныхподстанцийсведемвтабл.9.1.Таблица9.1 – Расчетные нагрузкиподстанций№ подстанцииΔPтi,нагр, МВтΔQтi,нагр, МварSтi,МВАS рi , МВА10.1273.1330.127+j15,1330.217+j9,01620.1142,74128,114 + 20,24128,158+j12,70130,0982,35226,098 + j18,45226,142 + j10,91240,0671,60924,067+j9,60924,507+j3,179Определяем предварительное потокораспределение без учета потерь мощности. Поскольку все линии имеют одинаковый тип и сечение, то сеть однородна и мощности на головных участках можно вычислить по формулам:Мощности на остальных участках:Так как значения мощности в линии 5, полученные по правилу моментов и по первому закону Кирхгофа, совпали, то предварительный расчет потокораспределения выполнен правильно.Далее производим окончательный расчет потокораспределения с учетом потерь мощности по рис. 9.3.Рис. 9.3. Эквивалентные разомкнутые сетиСуммарная мощность, потребляемая от источника питанияРассчитаем напряжения в узлах сети (рис. 9.3). Согласно исходным данным, напряжение на шинах РЭС в нормальном режиме максимальных нагрузок равно 1,1Uном, то есть Uип= 1,1·220 = 242 кВ.Продольная и поперечная составляющие падения напряженияРасчет напряжений для остальных линий сведем в таблицу 9.2.Таблица9.2 – Расчет напряжений в линияхэлектропередачи№ линииМощность, по которой определяются потеринапряжения, МВАНапряжение в начале линииΔUпр,лi, кВΔUпоп,лi, кВНапряжение в конце линии1S˙»л1=57.47+j28.64Uип= 242 кВ3.344.9U1 = 238.7кВ2S˙»л2=26.43+j6.93Uип= 238.7 кВ1.543.06U2 = 237.2кВ3S˙»л3=1.748+j3.53Uип= 236.7 кВ0.430.3U3 = 236.3кВ4S˙»л4=79,45+j43,758Uип= 238.9 кВ2.23.41U4 = 236.7кВ5S˙»л4=57.47+j25.93Uип= 242 кВ3.134.84U4 = 238.9кВНапряжения U2 и U3, приходящиеся на один и тот же узел немного отличаются по значению, из-за округлений в процессе расчета, будем считать, что в узле действует наибольшее напряжение, то естьU2.Продольная и поперечная составляющие падения напряжения в трансформаторах подстанции №1Расчет напряжений для остальных подстанций сведем в таблицу 9.3.Таблица9.3 – Расчет напряжений наподстанциях№ подстанцииSтi,МВ·АUi, кВΔUпр,псi, кВΔUпоп,псi, кВU в , кВнiUнi, кВ130.04+ j26.48238.711.1112.45227.910.9228.04 + j17.6237.29.7214.8222810.9326.04 + j16.2236.38.9813.81227.710.9424.04+j8.1238.94.7112.44230.510.98Допустимый диапазон напряжений на стороне НН подстанций составляет (1,05…1,1)Uн,ном= (1,05…1,1)·10 = 10,5…11 кВ. Вычислим токи в линиях по мощностям и напряжениям, полученным в ходе точного электрического расчета:Ни одно из этих значений не превышает допустимого тока. Следовательно, все линии в нормальном режиме максимальных нагрузок удовлетворяют условию проверки по допустимому нагреву.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СПРОЕКТИРОВАННОЙСЕТИПоскольку в примере к главе 8 были учтены все составляющие затрат, и состав электрооборудования после этого не изменился, то величина капиталовложений останется прежней: К = 3543 млн.руб.Потери активной мощности в трансформаторах определены на этапе 7, и после этого их значения не изменялись. Потери в линиях окончательно вычислены на стадии точного электрического расчета. Для наглядности сведем эти потери в таблицу 10.1.Таблица10.1Потери активной мощности в элементахсети№ линии или подстанции12345ΔPтi,нагр, МВт0,01810,02570,02040,0287-ΔPтi,пост, МВт1,67720,01340,00310,0966-ΔPлi, МВт1,67720,01340,00310,09660,2392Суммарные потери активной мощностиΔP∑=∑ΔPлi+∑ΔPтi,нагр+∑ΔPтi,пост=2,52МВт.Вычислим потери электроэнергии по формулам из раздела 7 с учетом изменения потерь активной мощности. Результаты расчета приведены в таблице 10.2.Таблица10.2Потери энергии в элементахсетиНомер линии или подстанции12345ΔWлi, МВт·ч2074,9021,074,83152,14376,62ΔWтi,нагр, МВт·ч22,1523,6632,1545,160,00ΔWтi,пост, МВт·ч876,00876,00876,00876,000,00ИΔW= СэΔWX= 800 ⋅ 5010 =4,008млн. руб,И=ИлΣ + ИпсΣ + ИΔW= 25,81 +91,92 + 4,008 = 121,74млн. руб.Приведенные затраты на строительство и эксплуатацию сетиЗ=Ен ⋅ К + И = 0,14 ⋅ 4785 + 121,74 = 791,6 млн. руб.Суммарные годовые потери энергии в сети равныΔW∑=∑ΔWлi+∑ΔWтi,нагр+∑ΔWтi,пост = 6256,7МВт·ч.Стоимость годовых потерь энергииИΔW= СэΔWX= 800 ⋅ 5010 =4,008млн. рубТогда суммарные издержкиИ=ИлΣ + ИпсΣ + ИΔW= 25,81 +91,92 + 4,008 = 121,74млн. рубАктивная мощность и энергия, отпущенные от источников питанияPип = ΔP∑ + ∑Pi = 2,52+ 15+20+15+20 = 72,52МВт,Wип = ΔW∑ + ∑Wi = ΔW∑ + ∑PiTmax,i ==6256,7+15⋅7500 + 20⋅2000 + 15⋅2000+20⋅2500=238756,7МВт·ч.где Pi– активные мощности потребителей; Wi– электроэнергии, потребляемые нагрузками за год.Потери активной мощности и энергии, выраженные в процентах от соответственно мощности и энергии, отпущенных от источников питания, равныСебестоимость передачи электроэнергииБИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОКСправочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: ЭНАС, 2012. – 376с.Правила устройства электроустановок. – М.: КНОРУС, 2015. – 488с.ГОСТ 32144-2013 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общегоназначения».Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 964с.Основное оборудование электрических сетей: справочник / под ред. И.Г. Карапетян. – М.: ЭНАС, 2014. – 208с.Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: ЭНАС, 2009. – 392с.ПРИЛОЖЕНИЕТаблица П.1Технические данные сталеалюминиевых проводов воздушныхлинийМарка проводаАктивное сопротивление на 1 км длины r0, Ом/км, при+20 0СИндуктивное сопротивление на 1 км длины x0, Ом/кмЕмкостная проводимость на 1 кмдлиныb0,мкСм/кмДопустимый длительный ток, А, при температуре воздуха+25 0С35 кВ110кВ220кВ110кВ220кВАС-35/6,20,77740,438----175АС-50/8,00,59510,429----210АС-70/110,42180,4180,441-2,57-265АС-95/160,30070,4080,430-2,64-330АС-120/190,24400,4000,423-2,69-390АС-150/240,20390,3930,415-2,74-450АС-185/290,1591-0,409-2,78-510АС-240/320,1182-0,4010,4302,842,64605АС-300/390,0958--0,424-2,68710АС-400/510,0733--0,415-2,74825ТаблицаП.2Технические данные силовыхтрансформаторовТип трансформатораSном,МВ·АUв,ном,кВUн,ном,кВuк%Pк,кВтPх,кВтIх%Пределы регулированияТМН- 10000/351036,756,3;10,57,5%6514,50,8%91,3%ТДНС- 16000/351636,756,3;10,510%85180,55%81,5%ТРДНС-25000/352536,756,3;10,59,5%115250,5%81,5%ТРДНС-32000/353236,756,3;10,511,5%145300,45%81,5%ТРДНС-40000/354036,756,3;10,511,5%170360,4%81,5%ТРДНС-63000/356336,756,3;10,511,5%250500,3%81,5%ТДН-10000/110101156,6;1110,5%60140,7%91,78%ТДН-16000/110161156,6;1110,5%85190,7%91,78%Окончание таблицы П.2Тип трансформатораSном,МВ·АUв,ном,кВUн,ном,кВuк%Pк,кВтPх,кВтIх%Пределы регулированияТРДН- 25000/110251156,3;10,510,5%120270,7%91,78%ТРДН- 40000/110401156,3;10,510,5%172360,65%91,78%ТРДЦН- 63000/110631156,3;10,510,5%260590,6%91,78%ТРДЦН- 80000/110801156,3;10,510,5%310700,6%91,78%ТРДЦН- 125000/11012511510,510,5%4001000,55%91,78%ТДН- 25000/220252306,3;10,511,5%120220,2%121%ТРДН- 32000/220322306,3;6,6;1111,5%150450,65%121%ТРДНС- 40000/220402306,3;6,6;1111,5%170500,6%121%ТРДН- 63000/220632306,3;6,6;1111,5%265700,5%121%ТРДЦН- 100000/22010023010,5;1112,5%3401020,65%121%ТРДЦН- 160000/2201602301112%5251670,6%121%Здесь Sном– номинальная мощность трансформатора; Uв,номи Uн,ном–номинальные напряжения обмоток; uк%и Pк– напряжение и потери КЗ; Pхи Iх%– потери и ток ХХ