Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

РЕФЕРАТ

Выполнено учебное проектирование сети для электроснабжения промышленного района.

Целью проектирования являлась разработка рациональной электропитающей сети, обеспечивающей надежность и экономичность электроснабжения потребителей и качество электроэнергии. Эта цель достигалась на основе принципов вариантного проектирования и оптимизации параметров воздушных линий электропередачи и трансформаторных подстанций: конфигурации и схемы сети, номинального напряжения, сечений проводов, числа и мощности трансформаторов.

Выбор наилучшего варианта из трех конкурентоспособных осуществлен согласно действующим методическим рекомендациям. Для признанной наилучшей радиально-магистральной сети 110 кВ выполнены: уточненный расчет основных электрических режимов, проверка достаточности регулировочного диапазона устройств РПН трансформаторов, уточнение баланса мощности и расстановки компенсирующих устройств, укрупненный расчет себестоимости передачи электроэнергии.

Ключевые слова: электропитающая сеть, надежность и экономичность электроснабжения, качество электроэнергии, вариантное проектирование, оптимизация параметров элементов сети, расчет режимных параметров, баланс мощности, компенсирующие устройства, себестоимость передачи электроэнергии.

Задание на проектирование Введение

1. Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств

2. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта

2.1 Порядок составления вариантов

2.2 Электрические схемы подстанций

2.3 Методика выбора конкурентоспособных вариантов

2.4 Составление вариантов схемы сети и выбор конкурентоспособных

3 Предварительный расчет трех отобранных вариантов

3.1 Вариант радиально-магистральной сети

3.2 Вариант кольцевой сети

3.3 Комбинированная сеть

4 Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

4.1 Вариант радиально-магистральной сети

4.2 Вариант кольцевой сети

4.3 Вариант комбинированной сети

5 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего

5.1 Вариант радиально-магистральной сети

5.2 Вариант кольцевой сети

5.3 Вариант комбинированной сети

6 Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта

6.1 Определение зарядных мощностей ВЛ

6.2 Определение расчетных нагрузок подстанций в режиме наибольших нагрузок

6.3 Расчет режима наибольших нагрузок

6.4 Уточненный расчет послеаварийного режима

7 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов

7.1 Нормальный режим наибольших нагрузок

7.2 Послеаварийные режимы

8 Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электроэнергии

8.1 Уточнение баланса мощности

8.2 Определение себестоимости передачи электроэнергии Заключение Список литературы

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Спроектировать сеть для электроснабжения 6 потребителей. Взаимное расположение потребителей и источника питания (районная понизительная подстанция) показано на рисунке.

Масштаб 1: 1 000 000

Коэффициент мощности энергосистемы Cos ц_c = 0,9

Число часов использования максисмума: Т_ИМ = 6300

Считать, что РПП имеет неограниченную мощность, и что на ней имеются шины с напряжениями 35кВ, 110кВ и 220кВ. причем во всех режимах на них поддерживается напряжение, равное 1,01от номинального.

Выполнить следующие расчеты:

1. Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.

2. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.

3. Предварительный расчет трех отобранных вариантов.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.

5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

6. Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта.

7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

8.Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи эл. энергии.

В графической части представить:

1. Рассматриваемые варианты конфигурации сети.

2. Схему замещения сети.

3. Однолинейную схему сети.

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Основное назначение электрических сетей — это присоединение электроприемников и потребителей к источникам питания.

Распределительными называются сети, к которым непосредственно присоединяются электроприемники. Остальные сети следует относить к питающим.

Объектом проектирования являются питающие сети, служащие для электроснабжения промышленного района.

Проектирование является творческим процессом разработки проекта, реализация которого приведет к созданию нового технического объекта либо к развитию существующего. Проектирование является важнейшим видом инженерной деятельности, так как от качества проекта зависят технико-экономические показатели работы построенного по нему объекта. Курсовое проектирование электрической сети способствует подготовке будущих инженеров-электриков к этому виду деятельности, выработке умений и навыков творчества.

Расчеты рабочих режимов постоянно выполняются и в процессе эксплуатации электрической сети с целью установления соответствия токов в отдельных элементах и напряжений в узлах сети допустимым значениям и поддержания экономичности работы сети путем оптимизации параметров ее элементов и параметров ее рабочих режимов. Следовательно, курсовое проектирование способствует подготовке и к эксплуатационной деятельности.

1.РАСЧЕТ БАЛАНСА МОЩНОСТИ И РАССТАНОВКА КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Определяем полную мощность S_i каждого потребителя

S_i = Р_i / сosц_i, (1.1)

где Р_i — заданная активная мощность i-го потребителя, МВт; сosц_i — заданный коэффициент активной мощности:

S₁ = 22,2 / 0,73 = 30,41 МВ· А.

Результаты расчетов для остальных потребителей помещаем в табл.1.

Прогнозируемые потери активной мощности в линиях электропередачи и трансформаторах потребителей ДС_i принимаем равными 5% от потребляемой активной мощности [1]

ДС_i = 0,05С_i. (1.2)

ДС₁ = 0,05 · 22,2 = 1,11 МВт.

Результаты расчетов для остальных потребителей помещаем в табл.1.

Находим реактивную мощность i-го потребителя

Q_i = С_i tgц_i = С_i tg (arc cosц_i), (1.3)

где tgц_i — коэффициент реактивной мощности:

Q₁ = 22,2 · tg (arc cos 0,73) = 22,2 · 0,936 = 20,78 Мвар.

Результаты для остальных потребителей помещены в табл.1.

Зарядную мощность линий, а также потери реактивной мощности в них не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей ДQ_тр.i принимаем равными 6% от полной их мощности ДQ_тр.i = 0,06S_i: (1.4)

ДQ _тр.1 = 0,06S₁ = 0,06· 30,41 = 1,82 МВар.

Результаты остальных расчетов помещаем в табл.1.

Общую активную мощность всех потребителей в часы максимума или требуемую ими активную мощность, покрываемую энергосистемой (районной понизительной подстанции — РПП), определяем суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь в сетях:

С_У = С_треб = У (С_i + ДС_i).

По данным табл. 1 получаем С_треб = 119,50 МВт.

Общую требуемую реактивную мощность определяем суммированием соответствующих мощностей потребителей и потерь в трансформаторах

Q_У = Q_треб =У (Q_i +ДQ_тр.i). (1.6)

По данным табл. 1 получаем Q_треб = 145,27 МВар.

Определяем располагаемую реактивную мощность энергосистемы

Q_расп = С_У tgц_c = С_У tg (arc cosц_c): (1.7)

Q_расп = 119,50 · tg (arс cos 0,9) = 57,88 МВар.

Располагаемая реактивная мощность меньше требуемой, следовательно, имеется дефицит реактивной мощности и необходима установка компенсирующих устройств (КУ) на стороне 10 кВ подстанций потребителей. При этом общая мощность КУ

Q_КУ =Q_деф = Q_треб — Q_расп = 145,27 — 57,88 = 87,39 Мвар.

Мощность КУ, устанавливаемых на i-й подстанции, определяем по выражению

Q_ку.i = Q_i + ДQ_тр.i — (С_i+ДС_i)tg (arc cosц_c): (1.8)

Q_ку.1 = 20,78 + 1.82 — (22,2 + 1,11) tg (arc cos 0,9) = 11,31 Мвар.

Результаты расчета для остальных подстанций помещаем в табл. 1.

Если требуемая мощность Q_ку.i превышает 10 МВар, то используют синхронные компенсаторы, а если не превышает, то применяют батареи статических конденсаторов.

По единичной мощности Q_ед компенсирующих устройств находим их количество, устанавливаемое у i-го потребителя:

n_ку.i = Q_ку.i / Q_ед. (1.9)

У потребителей 1, 3 и 5 устанавливаем синхронные компенсаторы типа КС-10 000−10,5, номинальные параметры которых S_ном = 10 МВар, U_ном = 10,5 кВ, а у потребителей 2 и 6 — синхронные компенсаторы типа КС-16 000−11, имеющие S_ном = 16 Мвар и U_ном = 11 кВ.

Кроме того, в качестве недостающих КУ у этих потребителей, а также основных КУ у потребителя 4 применяем конденсаторные установки типа ККУ — 10 — 1 единичной мощностью 0,33 Мвар [2.

Количество таких КУ, устанавливаемых у потребителей

n _ку.i = (Q_ку.i — Q_{кс. ном}) /Q _ед: (1.10)

Таблица 1 — Баланс активной и реактивной мощности

n_ку.1 = (11,31 — 10) / 0,33 = 4шт.

Результаты выбора (расстановки компенсирующих устройств) приведены в табл.1.

Общая мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях потребителей равна

Q_ку.У = 3 · 10 + 2 · 16 +78 · 0,33 = 87,74 МВар.

Определяем нескомпенсированную (потребляемую из энергосистемы) реактивную мощность i-го потребителя

Q_iґ= Q_i — У (n_ку.i Q_ед.i): (1.11)

Q₁ґ = 20,78 — (1· 10 + 4· 0,33) = 9,46 Мвар.

Результаты расчетов Q_iґ для остальных потребителей помещены в табл.1.

Проверим расчет баланса реактивной мощности. Для этого определяем новое значение требуемой потребителями от энергосистемы реактивной мощности и сравниваем его со значением располагаемой реактивной мощности:

Qґ_треб = УQ_iґ+ УQ_тр.i = 46,92 + 10,61 = 57,53 = Q_расп = 57,88 МВар.

Как видим, баланс реактивной мощности практически сошелся. Незначительное расхождение вызвано округлением количества конденсаторных установок до ближайшего целого числа. Следовательно, все расчеты, результаты которых приведены в табл. 1, сделаны правильно.

2. СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ С АНАЛИЗОМ КАЖДОГО ВАРИАНТА

2.1 Порядок составления вариантов

Электрическая сеть должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ [3 потребители I и II категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. Независимыми источниками считаются разные секции шин распределительных устройств электростанций или подстанций, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций. Следовательно, районная питающая подстанция (РПП) имеет независимые секции шин с напряжениями 35, 110 и 220 кВ.

Для питания потребителей I категории применяют резервированные схемы сетей с автоматическим включением резерва (АВР). Питание потребителей II категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным, то есть резервный источник включается обслуживающим персоналом. Питание потребителей III категории может осуществляться по нерезервированной схеме. Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе схемы сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

1) разомкнутые нерезервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

2) разомкнутые резервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;

3) замкнутые резервированные сети (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

При составлении вариантов конфигурации сети используем следующий алгоритм.

1. Составляется наиболее простой вариант радиально-магистральной сети, где все линии прокладываются в двухили одноцепном исполнении по кратчайшим трассам.

2. Полученный вариант анализируется с точки зрения его возможных недостатков, и составляются следующие варианты, в которых эти недостатки в той или иной мере устраняются. При этом схема сети может оставаться как чисто радиально-магистральной, так и становиться смешанной, т. е. содержать кольцевые участки.

3. Составляется вариант кольцевой сети, где все или большинство потребителей объединяется в кольцо.

4. Этот вариант также анализируется, и все следующие варианты составляются с целью устранения его недостатков. При этом также не исключено, что могут вновь появиться какие-то радиально-магистральные участки.

2.2 Электрические схемы подстанций

Трансформаторные подстанции являются неотъемлемой частью любой электрической сети. Поэтому выбранная схема влияет и на выбор схем подстанций.

Схема электрических соединений подстанций потребителей на стороне высшего напряжения определяется категорией потребителей по надежности электроснабжения, а также местом и ролью подстанции в электрической сети. Выбор схем подстанций осуществляют из существующих унифицированных типовых схем [4], с учетом того, что сейчас рекомендуется выполнять все подстанции с выключателями, а не по упрощенной схеме с отделителями и короткозамыкателями.

Если подстанция тупиковая (т.е. находится в конце радиальной или магистральной сети) и питает только потребителей III категории, то она выполняется по схеме блока «одноцепная линия — трансформатор»; при питании потребителей I и II категории подстанция выполняется по схеме «двойного блока с автоматической перемычкой со стороны трансформаторов» (двухцепная линия и два трансформатора — рис. П.1).

Остальные подстанции, подключенные к радиально-магистральной линии, являются проходными. Для проходных подстанций с двухцепными линиями применяется схема «двойного блока с автоматической перемычкой стороны линий». Кроме того, при повреждении любого участка любой цепи он должен отключаться с двух сторон. Для этого на каждом узле ответвления от линии к трансформатору необходима установка двух секционирующих выключателей (рис. П.2).

В магистральных линиях с двухсторонним питанием, а также в кольцевых линиях при повреждении любого участка он должен отключаться с двух сторон. Такую функцию выполняет проходная подстанция по схеме «мостика с неавтоматической перемычкой». Перемычка из двух разъединителей позволяет при выводе в ремонт выключателя сохранить кольцо в разомкнутом состоянии, а также поочередно ремонтировать разъединители (рис. П.3).

При числе присоединений на стороне высшего напряжения более четырех подстанция становится узловой. При этом возможно использование схемы подстанции, имеющей одну рабочую систему шин, секционированную выключателем, и обходную, с выключателями во всех присоединениях (рис. П.4).

2.3 Методика выбора конкурентоспособных вариантов схемы сети

Все составленные варианты делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые (в основном) схемы и смешанные. Для каждой подстанции в соответствии с п. 2.2 определяется схема электрических соединений. Затем внутри каждой группы по критериям, не требующим больших трудозатрат, выбирается наиболее конкурентоспособный вариант. В качестве таких критериев можно использовать, например, общую длину линий «в одноцепном исчислении» и общее количество выключателей. Термин «в одноцепном исчислении» означает, что при суммировании длин воздушных линий (ВЛ) длина одноцепных ВЛ входит в сумму, как она есть, а длина двухцепных умножается на соответствующий коэффициент k = 1,5, отражающий их большую стоимость. Следовательно, первым частным критерием для сравнения вариантов схемы сети является общая длина линий L_У в одноцепном исчислении

L_У = УL₁ +kУL₂, (2.1)

где УL₁, УL₂ — соответственно длина всех одноцепных и всех двухцепных линий в данном варианте.

Второй частный критерий N_У складывается из выключателей на РПП (по одному выключателю на каждую цепь отходящих линий) и выключателей на подстанциях потребителей (в зависимости от их схем электрических соединений).

Что касается трансформаторов на подстанциях потребителей, то если во всех вариантах одной группы предполагается использовать одинаковые трансформаторы, при сравнении вариантов их также не учитывают. Если же трансформаторы разные, например когда в части вариантов одной группы сеть состоит из участков с разными номинальными напряжениями, и для связи между ними будут использоваться трехобмоточные трансформаторы. То при сравнении вариантов этой группы отличия в стоимости трансформаторов следует учесть.

Далее для выбора наиболее конкурентоспособного варианта необходимо все частные критерии привести к какому-либо одному, например к длине одноцепной ВЛ. Для этого по справочным данным определяют, что стоимость одного выключателя примерно равна стоимости 4 км одноцепной ВЛ. Аналогично к километрах линии можно выразить и дополнительные капитальные вложения в трехобмоточные трансформаторы. В результате каждый вариант схемы сети оценивается единственным критерием Lґ_У — приведенной длиной линий в одноцепном исчислении

Lґ_У =УL₁ + 1,5УL₂ + 4N_У. (2.2)

При необходимости в критерий (2.2) включают приведенную длину линий L_{у. тр.}, стоимость которой равна дополнительным капитальным вложениям в трехобмоточные трансформаторы ДК_тр:

L_{у. тр} = ДК_тр / К_1 км, (2.3)

где К_1 км — стоимость 1 км одноцепной ВЛ.

Затем по критерию приведенной длины линий выбирают лучший вариант из каждой группы, т. е. имеющий наименьшее значение Lґ_У (а значит и наиболее дешевый). Таким образом, из всех рассмотренных вариантов для дальнейшего расчета остаются три наиболее конкурентоспособных: один с радиально-магистральной схемой линий, один с кольцевой и один со смешанной.

На рассматриваемом этапе выбора конкурентоспособных вариантов схемы сети ее номинальное напряжение еще не определено, поэтому во всех вариантах, принадлежащих к одной группе, его можно считать одним и тем же и при сравнении вариантов не учитывать.

2.4 Составление вариантов схемы сети и выбор конкурентоспособных

Географическое расположение источника питания и потребителей показано на рис. 2.1, на котором указаны расстояния между пунктами в километрах. В пунктах 2, 3, 4 и 5 имеются потребители I, II и III категории; в пунктах 1 и 6 — II и III категории по надежности электроснабжения.

Для обеспечения надежности электроснабжения (п. 2.1) все потребители должны питаться по резервированным схемам. Следовательно, все подстанции (ПС) должны быть двухтрансформаторными и в радиально-магистральных сетях питаться по двухцепным линиям электропередачи.

Составление вариантов начинаем с наиболее простых радиально-магистральных схем.

Вариант 1 (рис. 2.2) представляет собой радиально-магистральную сеть наименьшей суммарной длины. Подстанции 1, 2, 5 и 6 являются тупиковыми, ПС4 — проходной, а ПС3 — узловой.

Общая длина линий в одноцепном исчислении по формуле (2.1)

L_У = kУL₂ = 1,5 (20 + 26 + 31 + 46 + 20 + 14) = 235,5 км.

Общее количество выключателей N_У складывается из выключателей на РПП (по одному выключателю на каждую отходящую цепь) и выключателей на стороне высшего напряжения (ВН) подстанций потребителей.

Тупиковые двухтрансформаторные ПС имеют (см. Приложение) на стороне ВН 3 выключателя: по одному в цепи трансформаторов и один — в автоматической перемычке со стороны трансформаторов.

Проходная двухтрансформаторная ПС в сети с двухцепными линиями имеет в распределительном устройстве (РУ) ВН 7 выключателей: 6 на присоединениях (4 цепи линий и 2 трансформатора) и 1 секционирующий выключатель на системе шин.

Узловая двухтрансформаторная ПС имеет в РУ ВН 10 выключателей: 8 на присоединениях (6 цепей линий и 2 трансформатора) и 2 секционирующих выключателя на рабочей и обходной системе шин.

Всего выключателей в этом варианте

N_У = 6· 1+4·3+1·7+1·10 = 35 шт.

Приведенная длина линий в одноцепном исчислении по (2.2)

Lґ_У = L_У + 4N_У = 235,5 + 4· 35 = 375,5 км.

Найденные оценки этого и последующих вариантов указываем рядом с их схемами.

Основные недостатки варианта 1:

1)наличие сложной и дорогой узловой ПСЗ;

2)большая загруженность линии с головным участком РПП-3:

суммарный момент электрических нагрузок ее потребителей относительно источника питания УМ = УС_iL_i = 23,1· 31+18,4·45+10,8·77+24,5·97 = 4752,2 МВт· км.

Это может вызвать увеличение сечений проводов или повышение номинального напряжения сети, т. е. существенное ее удорожание.

Вариант 2 нацелен на исключение узловой ПСЗ (замену ее на проходную) и разгрузку участка РПП-3 путем подключения ПС4 к ПС1.

Находим оценки этого варианта:

L_У = 235,5 — 46· 1,5 + 53· 1,5 = 246,0 км;

N_У = 6· 1 + 3· 3 + 3· 7 = 36 шт.

Lґ_У = 246,0 + 4· 36 = 390 км.

Сравним суммарные моменты электрических нагрузок изменяющейся части сети, т. е. без участка РПП-5, в вариантах 1 и 2:

УМ₁ = 4752,2 + 22,2· 26 = 5329,4 МВт· км;

УМ₂ = 23,1· 31 + 18,4· 45 + 22,2· 26+10,8·79+24,5·99 = 5400,0 МВт· км.

Как видим, УМ₂ возрос всего лишь на 1,3%, т. е. практически не изменился.

Недостатками варианта 2 по сравнению с вариантом 1 являются увеличение и L_У, и N_У.

Вариант 3 нацелен на уменьшение показателя N_У путем подключения ПС4 непосредственно к РПП.

Оценки варианта 3:

L_У = 235,5 — 46· 1,5 + 70· 1,5 = 271,5 км;

N_У = 8· 1 + 4· 3 + 2· 7 = 34 шт.;

Lґ_У = 271,5 + 4· 34 = 407,5 км.

Вариант 3 имеет наилучший показатель N_У, но наихудшие показатели L_У и Lґ_У.

Составленные варианты 1−3 представляют собой радиально-магистральные резервированные схемы с двухцепными линиями и двухтрансформаторными ПС, и следовательно, имеют примерно одинаковый уровень надежности. Поэтому сравниваем их по результирующему показателю Lґ_У. Наименьшее значение Lґ_У имеет вариант 1, который и признается конкурентоспособным из группы разомкнутых резервированных схем.

Далее рассматриваем комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть — кольцевую.

Вариант 4 комбинированной сети имеет целью удешевить вариант 1 путем удешевления ПС4 и уменьшения суммарной длины линий путем объединения подстанций 3, 4 и 2 в кольцевую сеть с одноцепными линиями. Остальные линии остаются двухцепными, что помечено двумя черточками. ПС4 становится проходной в кольцевой сети (как и ПС2) и будет иметь в РУ ВН 4 выключателя (см. Приложение).

Находим оценочные показатели варианта:

L_У = 1,5(26+31+14+20) + 46+20+54 = 256,5 км;

N_У = 6· 1 + 3· 3 + 2· 4 + 1· 10 = 33 шт.;

Lґ_У = 256,5 + 4· 33 = 388,5 км.

По сравнению с вариантом 1 удалось улучшить лишь показатель N_У.

Вариант 5 нацелен на улучшение всех показателей варианта 4 путем объединения в кольцо подстанций 3, 4, 2 и 6. При этом удешевляется ПС3, так как она остается узловой, но с 6-ью присоединениями. Следовательно, у нее будет в РУ ВН 8 выключателей.

Показатели варианта:

L_У = 1,5(26+31+20) + 46+20+58 + 14 = 253,5 км;

N_У = 6· 1 + 2· 3 + 3· 4 + 1· 8 = 32 шт.;

Lґ_У = 253,5 + 4· 32 = 381,5 км.

Вариант 5 лучше варианта 4 по всем трем показателям. Они имеют и общий недостаток — строительство довольно протяженных дополнительных линий 2 — 3 и 2 — 6.

Вариант 6 дает надежду на улучшение хотя бы одного показателя L_У, т.к. он предлагает строительство более короткой линии 1 — 4 для объединения в кольцо подстанций 1, 4 и 3.

Показатели варианта 6:

L_У = 1,5(20+14+20) + 26+53+46+31 = 237,0 км;

N_У = 4· 1 + 3· 3 + 1· 4 + 2· 8 = 33 шт.;

Lґ_У = 237,0 + 4· 33 = 369,0 км.

Вариант 6 оказался лучше вариантов 4 и 5 по показателям L_У и Lґ_У.

Однако целесообразно исследовать возможность создания и более короткого кольца со строительством более короткой линии.

Вариант 7 дает надежду на улучшение показателя L_У, т.к. он предлагает строительство более короткой линии 1 — 3 для объединения в кольцо подстанций 1 и 3.

Находим оценочные показатели варианта 7:

L_У = 1,5(20+14+46+20) + 26+33+31 = 240,0 км;

N_У = 4· 1 + 3· 3 + 1· 4 + 1· 8+1·10 = 35 шт.;

Lґ_У = 240,0 + 4· 35 = 380,0 км.

К сожалению, вариант 7 уступает варианту 6 по всем трем показателям.

Рассмотрим еще один вариант с кольцом из трех подстанций.

Вариант 8 имеет целью создание кольцевой части комбинированной сети из подстанций 3, 6 и 5 для удешевления ПС3.

В варианте 8 создается кольцо РПП-3−6-5-РПП. Здесь ПС3 остается узловой, но имеет на стороне ВН 6 присоединений, а следовательно 8, а не 10 выключателей.

Показатели варианта:

L_У = 1,5(26+46+20) + 31+14+38+20 = 241,0 км;

N_У = 4· 1 + 2· 3 + 2· 4 + 1· 7 + 1· 8 = 33 шт.;

Lґ_У = 241,0 + 4· 33 = 373,0 км.

Вариант 8 уступает варианту 6 по показателям L_У и Lґ_У на 4 км и имеет одинаковый показатель N_У.

Вариант 9 имеет целью улучшить показатели варианта 8 путем создания кольца из четырех подстанций: РПП-1−3-6−5-РПП. В нем ПС3 будет узловой и иметь в РУ ВН 8 выключателей.

Находим оценочные показатели варианта:

L_У = 1,5(46+20) + 26+33+14+38+20 = 230,0 км;

N_У = 2· 1 + 1· 3 + 3· 4 + 1· 7 +1· 8 = 32 шт.;

Lґ_У = 230,0 + 4· 32 = 358,0 км.

Вариант 9 действительно улучшил все показатели варианта 8.

Недостатком этого варианта являются наличие дорогой узловой ПС3.

Вариант 10 комбинированной сети имеет целью удешевить ПС3 путем включения в кольцо варианта 9 и подстанции 4. Для этого целесообразнее построить не линию 4−6, а более короткую линию 1−4. При этом дополнительно исключается более длинная линия 1−3, а не короткая линия 3−6.

Показатели варианта 10:

L_У = 1,5· 20 + 26+53+46+14+38+20 = 227,0 км;

N_У = 2· 1 + 4· 4 + 1· 3 + 1· 8 = 29 шт.;

Lґ_У = 227,0 + 4· 29 = 343,0 км.

Таким образом, вариант 10 имеет самые лучшие оценки по трем показателям L_У, N_У, Lґ_У из вариантов 4−10. Следовательно, вариант 10 признается конкурентоспособным из группы комбинированных схем.

Вариант 11 кольцевой сети получаем из варианта 10 путем строительства линии 2−3, исключения линии 4−3 и преобразования линии 4−2 в одноцепную.

Показатели варианта 11:

L_У = 26+53+20+54 + 14+38+20 = 225,0 км;

N_У = 2· 1 + 6· 4 = 26 шт.;

Lґ_У = 225,0 + 4· 26 = 329,0 км.

Среди рассмотренных 11 вариантов схем кольцевая сеть имеет наилучшие оценки по всем трем показателям, по которым она является несомненно конкурентоспособной.

Недостаток варианта 11 — большая протяженность кольца. В связи с этим в послеаварийном режиме, возникающем после отказа одного из головных участков, общая потеря напряжения может оказаться чрезмерно большой. Будем надеяться, что этого не произойдет.

Итак, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем выполнять для конкурентоспособных вариантов сети 1, 10 и 11.

3. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ТРЕХ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ

Целью расчета является получение необходимых данных для технико-экономического сравнения отобранных вариантов сети и выбора из них лучшего.

В расчете делается приближенный (без учета потерь мощности) расчет потокораспределения, выбираются номинальное напряжение и сечения проводов линий; выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются также общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы открытых распределительных устройств (ОРУ) на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.

3.1 Вариант радиально-магистральной сети

Расчетная схема сети составлена с использованием рисунков 2.2, 2.1 и табл.1 и приведена на рис. 3.1. на ней указаны нагрузки потребителей и длины участков.

Рис. 3.1- Расчетная схема варианта 1

Расчет потокораспределения

Расчет токораспределения радиально-магистральной линии делаем по первому закону Кирхгофа, двигаясь по схеме от наиболее удаленных потребителей к источнику питания.

Поток мощности на участке 4−2 равен мощности потребителя 2:

₄₋₂ = ₂ = 24,5 + j 9,91 МВ· А.

Полная мощность участка 4−2

S₄₋₂ = = 26,43 МВ · А.

Поток мощности на участке 3−4 находим суммированием двух потоков, вытекающих из узла 4:

₃₋₄ = ₄₋₂ + ₄ = (24,5+j 9,91) +(10,8+j 4,43) = 35,3 + j 14,34 МВ· А.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчетов помещаем в табл. 3.1, а также наносим на расчетную схему.

Таблица 3.1 — Расчет потокораспределения и выбор напряжения для варианта 1

Выбор номинальных напряжений линий

Технически приемлемое напряжение U' на участке РПП-1 определяем по формуле Илларионова [1]

U' = 1000/, кВ, (3.1)

где L — длина линии, км; Рц — активная мощность, приходящаяся на одну цепь, МВт:

U' = 1000/ = 63,96 кВ.

Принимаем ближайшее стандартное значение U_ном = 110 кВ.

По формуле (3.1) выполняем расчеты для остальных участков и их результаты помещаем в табл. 3.1.

Выбор сечения проводов линий

Сечения проводов линий будем выбирать по методу экономических интервалов. Согласно этому методу построим номограммы границ экономических интервалов, считая, что район сооружения сети относится к III району по гололеду и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линий и активные погонные сопротивления для различных сечений приведены в табл. 3.2. Они взяты из [2, табл. 6.99] с учетом коэффициента удорожания k_уд = 45 и из [6, табл. I.1].

Таблица 3.2 — Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Согласно табл. 3.2 стоимость сооружения линий с проводами АС70/11 и АС95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Следовательно, при указанных ценах сечения 70 мм² и 95 мм² экономически невыгодны. Поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

Найдем наибольшее значение параметра

=, (кВт/руб.)^½, (3.2)

где Е — коэффициент эффективности капитальных вложений, о.е.; - норма отчислений на амортизацию и обслуживание, о.е.; с_э — стоимость потерь электроэнергии, руб./(кВт· ч); - время максимальных потерь, ч.

Примем наибольшие значения величин, стоящих в числителе выражения (3.2), и наименьшие значения величин, стоящих в знаменателе: Е_нб = 0,5; = 0,028 [2, табл. 6.32]; с_э = 1,2 руб./(кВт· ч); = 1000 ч. При этом по выражению (3.2) находим:

= = 12· 10^-3 (кВт/руб.)^½.

Находим граничный ток для первой пары рассматриваемых сечений F_i = 120 мм² и F_i+1 = 150 мм² на одноцепной линии 110 кВ по формуле (4.7) [1]

I_{гр i/i+1} =: (3.3)

I_{гр 120/150} = = · 12·10^-3 = 112,7 А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений находим аналогично и заносим их значения в табл. 3.3.

Таблица 3.3 — Граничные токи между сечениями

Согласно табл. 3.3 для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185/240 мм² получился меньше, чем для пары сечений 150/185 мм². Это означает, что сечение 185 мм² экономического интервала не имеет. Поэтому находим граничный ток для пары 150/240 мм². Он отличается от тока для пары сечений 120/150 мм² всего лишь на 485,4 — 478,2 = 7,2 А. Следовательно, сектор между соответствующими граничными прямыми очень мал, т. е. можно считать, что экономический интервал для сечения 150 мм² практически отсутствует. Поэтому находим граничный ток для пары сечений 120/240 мм².

Итак, при данной стоимости сооружения линий для одноцепных линий 110 кВ экономически выгодными могут быть сечения 120, 150, 185 и 240 мм², а для двухцепных линий 110 кВ — сечения 120 и 240 мм². На рис. 3.2 приведены номограммы экономических интервалов, построенные по граничным точкам (в плоскости с осями координат и I_{гр i/i +1}) согласно табл. 3.3.

Для выбора сечений проводов по номограммам нужно определить значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

По назначению числа часов использования максимума Т_и.м = 6300 ч находим по [2, рис. 6.1] время максимальных потерь Приемлемый срок окупаемости примем равным Т_ок = 3 года, тогда Е = 1/Т_ок = 1/3 = 0,33. Примем, как и ранее, с_э = 1,7 руб./(кВт· ч).

Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ Рис. 3.2 — Номограммы экономических интервалов По формуле (3.2) определяем

= = 4,0· 10^-3 (кВт / руб.)^½.

Определяем наибольший ток в одной цепи линии РПП-1:

I_НБ = S_РПП-1/ U_ном n_ц) = 24,13· 10^-3/(·110·2) = 63,4 А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ (рис. 3.2) находим что при = 4,0· 10^-3 ток 63,4 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм². Поэтому выбираем провод марки АС120/19.

Аналогично выбираем сечения проводов для других линий и их участков. Результаты выбора заносим в табл. 3.4.

Таблица 3.4 — Выбранные сечения проводов и некоторые параметры линий

Проверка выбранного сечения по техническим ограничениям

В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится. При этом наибольшие токи I_п/ав будут составлять: для провода АС120/19 — на участке 3−4 I_п/ав = 100,1· 2 = 200,2 А; для провода АС240/32 — I_п/ав = 218,1· 2 = 436,2 А. Эти токи меньше длительно допустимых токов — соответственно равных 390 А и 605 А [2, табл. 6.54.А]. Следовательно, ограничение по допустимому нагреву проводов выполняется.

Минимальное сечение провода, допустимое по условию потерь энергии на коронный разряд, для напряжения 110 кВ равно 70 мм². Выбранные провода удовлетворяют этому условию.

Определение некоторых параметров проектируемой сети

Активные R и реактивные X сопротивления линий определяются по формулам [1]:

R = r_oL / n_ц, Ом; X = x_oL/ n_ц, Ом, (3.4)

где r_o и x_o — погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; L и n_ц — длина участка, км, и количество цепей.

Для участка РПП-1 с проводом АС120/19 длиной L = 26 км:

r_o = 0,249 Ом/км берем из табл. 3.2, а x_o = 0,427 Ом/км — из [6, табл.I.1].

Вычисляем по (3.4):

R_РПП-1 = 0,249· 26/2 = 3,24 Ом; X_РПП-1 = 0,427· 26/2 = 5,55 Ом.

Для остальных участков результаты вычислений заносим в табл. 3.4.

Приближенный расчет некоторых параметров режима

Потери активной мощности определяются сначала по участкам по формуле [1]

ДС = (S²/U²_ном)R, МВт: (3.5)

для участка РПП-1 вычисляем по формуле (3.5)

ДС_РПП-1= (24,13² /110²) 3,24 = 0,16 МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме определяем также сначала по участкам по формуле [1]

ДU = (СR +QX)/U_ном, кВ: (3.6)

Для участка РПП-1 по формуле (3.6) находим, используя табл. 3.1,

ДU_РПП-1 = (22,2· 3,24 + 9,46· 5,55)/110 = 1,13 кВ.

Результаты аналогичных расчетов для остальных участков занесены в табл. 3.4.

Суммированием по всем участкам находим общие потери мощности ДС_У = 0,16 + 1,07 + 0,69 + 0,14 +0,06 + 0,05 = 2,17 МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных подстанций:

ДU_РПП-6 = ДU_РПП-3 + ДU₃₋₆ = 3,11 + 0,50 = 3,61 кВ;

ДU_РПП-2 = 3,11 + 3,12 + 0,94 = 7,17 кВ.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в 2 раза, поэтому также в 2 раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Тогда общая потеря напряжения в послеаварийном режиме будет равна:

в магистрали РПП-6:

ДU'_РПП-6 = 2· ДU_РПП-3+ ДU₃₋₆ = 2· 3,11+0,50 = 6,72 кВ;

в магистрали РПП-2:

ДU'_РПП-2 = ДU_РПП-3 + 2· ДU₃₋₄ + ДU₄₋₂ = 3,11 + 2· 3,12 + 0,94 = 10,29 кВ.

Согласно [2, табл. 6.47] пределы регулирования напряжения трансформаторов 110 кВ с устройствами РПН мощностью 6,3 МВ· А и более составляют ± 9· 1,78 = ± 16,02%.

Наибольшие потери напряжения до наиболее удаленных подстанций, выраженные в % от U_ном = 110 кВ, равна:

в нормальном режиме: ДU_норм = 7,17· 100/110 = 6,52%;

в послеаварийном режиме ДU_п/ав = 10,29· 100/110 = 9,35%.

Получили, что положительный регулировочный диапазон превышает наибольшие потери напряжения как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Следовательно, регулировочный диапазон трансформаторов 110 кВ с РПН достаточен для компенсации потерь напряжения в линиях 110 кВ.

3.2 Вариант кольцевой сети

Расчетная схема варианта 11 кольцевой сети приведена на рис. 3.3. Эта схема получена условным «разрезанием» источника питания на два (РПП1 и РПП2) и разворачиванием кольца; при этом кольцевая сеть превращена в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рис. 3.3 — Расчетная схема варианта 11

Расчет потокораспределения начинаем с первого головного участка РПП1−1 по формуле [1]

_гол = (У_il_i)/L_У, (3.7)

где _гол = С_гол + jQ_гол — поток мощности на головном участке;

_i = С_i+jQ_i — i-я нагрузка; L_i — расстояние от места подключения i — й нагрузки до источника, противоположного рассматриваемому головному участку; L_У — общая длина кольцевой линии. При расчете потоки активной и реактивной мощности рассчитываем отдельно:

С_РПП1−1=(14,8· 20+18,4·58+23,1·72+24,5·126+10,8·146+22,2·199)/225=53,81 МВт;

Q_РПП1−1=(5,96· 20+7,53·58+9,63·72+9,91·126+4,43·146+9,46·199)/225=22,34 Мвар.

₁₋₄ = _РПП1−1 — ₁ = (53,81+j22,34) — (22,2+j9,46) = 31,61+j12,88 МВ· А.

Потоки мощности на остальных участках находим аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. 3.5.

Для проверки найдем по формуле (3.7) потоки мощности на головном участке РПП2−5:

С_РПП2−5=(22,2· 26+10,8·79+24,5·99+23,1·153+18,4·167+14,8·205)/225= 59,99 МВт;

Q_РПП2−5=(9,46· 26+4,43·79+9,91·99+9,63·153+7,53·167+5,96·205)/225=24,58 Мвар.

Найденные потоки мощности по выражению (3.7) совпадают с соответствующими значениями, определенными по первому закону Кирхгофа (см. табл.3.5).

Таблица 3.5 — Расчет потокоопределения и выбор напряжения варианта 11

При расчете потокораспределения для участка 2−3 имели:

₂₋₃ = ₄₋₂ — ₂ = (20,81 +j8,45) — (24,5 + j9,91) = - (3,69+j1,46) МВ· А.

Знак «- «показывает, что мощность 2 — 3 имеет противоположное направление и течет от узла 3 к узлу 2, что и показано на рис. 3.3. Как видно из рис. 3.3, потребитель в узле 2 получает питание с двух сторон как активной, так и реактивной мощностью. Поэтому узел 2 является точкой потокораздела как для активных (зачерненный треугольник), так и для реактивных (светлый треугольник) мощностей.

Целесообразную величину напряжения находим по формуле (3.1) для участков сети (одноцепных линий) и заносим в табл. 3.5. Принимаем для всей кольцевой сети U_ном = 220 кВ. В нормальном режиме она функционирует как две радиальные линии РПП1−2 и РПП2−2, «разделенные» точкой 2 потокораздела. При этом участок 3−2 является малозагруженным. С учетом этого, наиболее протяженной является линия РПП1−2 длиной 99 км и с передаваемой мощностью более 50 МВт на одну цепь. Эти параметры линии электропередачи входят в целесообразную область применения номинального напряжения 220 кВ.

Выбор сечений проводов кольцевой сети 220 кВ осуществим по экономическим интервалам для одноцепных линий аналогично п. 3.1.3.

Построим номограмму границ экономических интервалов для одноцепной ВЛ 220 кВ на железобетонных опорах в III районе по гололеду. Стоимости сооружения 1 км ВЛ (с учетом k_уд = 45) и погонные сопротивления для применяемых сечений даны в табл. 3.6.

Граничные токи между сечениями проводов для параметра _нб = 12· 10^-3 (кВт/руб.)^½, определенные по формуле (3.3), даны в табл. 3.7.

Таблица 3.6 Стоимости, тыс.руб./км, и погонные сопротивления, Ом/км

Таблица 3.7 — Граничные токи между сечениями, А

На рис. 3.4 приведена номограмма экономических интервалов, построенная по граничным точкам (в плоскости с осями координат и I_грi/i+1), ординаты которых даны в табл. 3.7.

Находим ток на участке РПП1−1:

I_РПП1−1= 58,26· 10³/(·220) = 153,1 А.

По номограмме (рис. 3.4) находим, что при = 4,0· 10^-3 ток 153,1 А попадает в экономический интервал сечения 240 мм². На основании этого выбираем провод марки АС240/32.

Одноцепная 220 кВ

Рис. 3.4 — Номограмма экономических интервалов Аналогично выбираем сечения на других участках. Результаты их выбора, расчета параметров сети и некоторых параметров нормального режима сведены в табл. 3.8.

Таблица 3.8 — Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Суммированием данных двух последних столбцов табл. 3.8 находим:

общие потери мощности ДС_У = 0,83 МВт;

потеря напряжения от источника питания до точки потокораздела ДU_У = 2,16%.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП2−5. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема этого режима дана на рис. 3.4. На ней нанесены потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа.

Рис. 3.4 — Расчетная схема варианта 11. Послеаварийный режим Расчет потери напряжения в послеаварийном режиме выполнен в табл. 3.7.

Таблица 3.7 — Расчет потери напряжения в послеаварийном режиме

В соответствии с [2, табл. 6.43] пределы регулирования напряжения трансформаторов 220 кВ с устройствами РПН составляют ±81,5=±12,00%, а положительный регулировочный диапазон, равный 12%, превышает наибольшую потерю напряжения в послеаварийном режиме ДU_п/ав = 8,35%.

Следовательно, вариант 11 кольцевой сети соответствует техническим требованиям, т.к. и максимальный ток послеаварийного режима

I_{п/ав нб}=I_РПП1−1 = /(· 220) = 0,3234 кА =323,4 А меньше длительно допустимого тока, равного 605 А для провода АС240/32, а по условиям потерь на корону на ВЛ 220 кВ минимальное сечение сталеалюминиевого провода равно 240 мм² [2, табл. 6.87].

3.3 Комбинированная сеть

Конфигурация конкурентоспособного варианта 10 комбинированной сети дана на рис. 2.11, а расчетная схема — на рис. 3.5. Этот вариант представляет кольцевую сеть, к узлу 4 которой подключена двухцепная линия 4−2.

Рис. 3.5- Расчетная схема варианта 10

Расчет потокораспределения этой сети выполнен аналогично п. 3.2 с учетом того, что к узлу 4 ее подключена суммарная нагрузка потребителей 4 и 2:

С_4У = (10,8 + j4,43)+(24,5+j9,91)=35,3+j14,34 МВ· А.

С_РПП1−1=(14,8· 20+18,4·58+23,1·72+35,3·118+22,2·171)/197=55,78 МВт;

Q_РПП1−1 = (5,96· 20+7,53·58+9,63·72+14,34·118+9,46·171)/197 = 23,14 Мвар.

Поток мощности на участке 1−4 находим по первому закону Кирхгофа:

₁₋₄= (55,78+j23,14) — (22,2+j9,46) = 33,58+j13,68 МВ· А и т. д.

Точкой потокораздела активной и реактивной мощности является узел 4.

Выбор номинального напряжения, сечений проводов, расчет параметров сети и некоторых параметров ее режима выполнены аналогично ранее рассмотренным вариантам. Результаты расчетов приведены в табл. 3.10.

Таблица 3.10 — Сечения проводов и некоторые параметры комбинированной сети

Общие потери мощности равны ДС_У = 0,87 МВт. Потеря напряжения от РПП до наиболее удаленной точки сети равна ДU_РПП-2 = 0,90 + 1,10 + 0,15 = 2,15%.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП2−5. Расчетная схема этого режима дана на рис. 3.6. Потокораспределение рассчитано по первому закону Кирхгофа.

Ток на головном участке РПП1−1 равен

I_РПП1−1 = · 10³/(·220) = 323,4 А;

этот ток меньше длительно допустимого тока для провода АС240/32, равного 605 А.

Рис. 3.6 — Расчетная схема варианта 10. Послеаварийный режим Потери напряжения в послеаварийном режиме приведены в табл. 3.11.

Таблица 3.11 — Потери напряжения, % в послеаварийном режиме

Положительный регулировочный диапазон трансформаторов 220 кВ с РПН, равный 12%, превышает наибольшую потерю напряжения в послеаварийном режиме, равную 10,73%. Следовательно, вариант комбинированной сети удовлетворяет техническим ограничениям.

электроснабжение мощность трансформатор

4 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

В сравниваемых вариантах сети используются разные номинальные напряжения, поэтому для корректного технико-экономического сравнения вариантов трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН подстанций потребителей нужно выбрать раньше и для каждого варианта.

Число трансформаторов на подстанциях с ВН 35 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности электроснабжения.

Если все потребители относятся к III категории, то на ПС достаточно установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора S_ном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей S_нб [1]:

S_ном? S_нб /0,9, (4.1)

где 0,9 — коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Если ПС имеет потребителей I или II категории, то согласно ПУЭ требуется установка двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям: