Проектування електричної мережі району

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Зміст

  • Вступ
  • 1. Розрахунок і аналіз режиму вхідної електричної мережі 110/35 кВ
  • 1.1 Аналіз та виведення результатів розрахунків
  • 2. Вибір схем електропостачання району і їх номінальної напруги
  • 2.1 Вибір схем електропостачання
  • 2.2 Розрахунок довжин ділянок мережі
  • 2.3 Потужності навантажень
  • 2.4 Розрахунок потоків потужностей по лініях
  • 2.5 Вибір номінальної напруги
  • 3. Вибір марки і площі перерізу проводів ліній електропередач
  • 3.1 Перевірка вибраних перерізів за умов допустимого нагрівання і оцінка втрат напруги у нормальному та післяаварійному режимах
  • 4. Баланс активних і реактивних потужностей у електричній мережі, вибір і розташування компенсуючих пристроїв
  • 5. Вибір трансформаторів та схем підстанцій споживачів
  • 6. Порівняння варіантів і вибір економічно доцільної схеми мережі
  • 7. Розрахунки параметрів схем заміщення мережі
  • 8. Розрахунок і аналіз режимів роботи мережі
  • 8.1 Визначення приведених і розрахункових навантажень підстанцій
  • 8.2 Визначення потокорозподілення в мережі
  • 8.3 Визначення робочих рівнів напруги у вузлах мережі
  • 9. Регулювання напруги в мережі
  • 10. Виконання розрахунків режимів на ЕОМ
  • 11. Визначення основних техніко-економічних показників спроектованої мережі
  • Висновки
  • Література

Вступ

Метою проектування електричних мереж (ЕМ) є визначення найбільш ефективної схеми ЕМ з урахуванням прогнозу навантажень та забезпечення надійності, а також інших технічних та економічних обмежень.

Проведення техніко-економічних розрахунків, що направлені на зменшення сумарних приведених затрат на спорудження та експлуатацію районної електричної мережі вимагає врахування великої кількості різних, а іноді навіть різнорідних параметрів ЕМ, оскільки критерій оптимальності містить значну кількість складових. Тому вирішення задачі проектування вимагає проведення багатоваріантних розрахунків. Однією з важливих проблем при проектуванні ЕМ є технічне та техніко-економічне порівняння можливих варіантів розвитку. При проведенні таких розрахунків необхідно одночасно враховувати великий перелік несумісних критеріїв, які загалом визначають ефективність того чи іншого варіанту.

Виходячи з цього визначення оптимальної стратегії розвитку потребує використання системного підходу, який вимагає розглядати ЕМ, як об'єкт системотехніки, тобто, як технічну систему в якій технічні та економічні показники кожного елементу системи впливають на аналогічні показники інших елементів. Це означає, що на наступних етапах проектування необхідно враховувати технічні та економічні наслідки попередніх етапів проектування, оскільки їх вплив може знизити ефективність, або навіть зробити неможливим використання кінцевого результату проектування за рахунок, наприклад, невідповідності його технічним обмеженням, внесеної помилками на попередніх етапах. Таке врахування можливо за рахунок корекції попередніх проектних рішень.

1. Розрахунок і аналіз режиму вхідної електричної мережі 110/35 кВ

Розрахунок і аналіз режиму вхідної мережі (рисунок 1. 1) проводиться з метою вибору з існуючої мережі найкращих за певним критерієм вузлів живлення для 5 нових вузлів споживання електричної енергії. Критерієм вибору цих вузлів може бути:

— вища напруга;

— менша відстань до нових вузлів;

— менша відстань до джерел живлення району — вузлів 100 та 200.

Рисунок 1.1 — Вхідна електрична мережа 110/35 кВ

Розрахунок проведемо у програмному комплексі «Втрати High». Цей програмний комплекс дозволяє на основі заданої інформації про вітки (довжина, марка проводу) та вузли (номінальна напруга, наявність трансформаторів, їх кількість та тип) провести розрахунок усталеного режиму вхідної електричної мережі 110/35 кВ.

електрична мережа район споживач

1.1 Аналіз та виведення результатів розрахунків

Основними результатами розрахунків за допомогою даної програми є втрати потужності та електроенергії в заданій електричній мережі. Але одночасно в програмі проводиться розрахунок усталеного режиму електричної мережі - видається інформація про значення напруг у вузлах електричної мережі та потужностей (струмів) у її вітках.

Отримані результати розрахунків усталеного режиму вхідної електричної мережі 110/35 кВ представлені також в додатку В у вигляді трьох таблиць — загальних результатів розрахунків втрат електричної енергії (таблиця В. 1), результатів розрахунків по вітках (таблиця В. 2) та по вузлах (таблиця В. 3).

Аналізуючи результати розрахунків можна зробити наступні висновки:

1. Вхідна електрична мережа має потенціал для подальшого розвитку, оскільки характеризується малими втратами потужності (1,275 МВт або 2. 6%) та достатнім рівнем напруги у всіх вузлах.

2. Потоки потужності в лініях відповідають допустимим значенням за умови нагрівання проводів повітряних ліній (найбільш завантажені ділянки 110 кВ: 100−201 — 13,406 (МВт), 201−2 — 11,135 (МВт), 8−7 — 10, 206 (МВт), 9−8 — 11,659 (МВт), 10−9 — 13,496 (МВт), 200−10 — 15,617 (МВт)).

3. За основні джерела живлення нових вузлів споживання електричної енергії (вузли 901, 902, 903, 904 та 905) можуть бути прийняті вузли — 302, 303, 304 та 306 оскільки вони знаходяться на найближчих відстанях до нових вузлів та мають допустимий рівень напруги.

На підставі даних міркувань, обираємо відповідні схеми електропостачання і проводимо подальші обрахунки.

2. Вибір схем електропостачання району і їх номінальної напруги

2.1 Вибір схем електропостачання

Вибір економічно доцільних схем і номінальної напруги мережі є одним з основних завдань проекту.

Схема мережі і її номінальна напруга знаходяться в тісній техніко-економічній взаємозалежності. Так зміна схеми мережі може призвести до необхідності зміни номінальної напруги мережі в цілому чи її окремих частин. Має місце і обернена залежність схеми мережі і номінальної напруги мережі. Через те вибір схеми і номінальної напруги мережі повинні проводитись одночасно.

У наш час при проектуванні електричних мереж метод варіантного порівняння на базі техніко-економічного розрахунку сумарними витратами є найбільш поширеним.

Варіанти схеми і номінальних напруг мережі пропонуються на основі вимог до проектування електричних мереж [1]. Створення варіантів не повинне мати характер випадкових рішень, а, навпаки, підпорядковуються певним логічним вимогам. Основні з них такі:

— надійність роботи;

— якість енергії;

— економічність;

— безпека і зручність в експлуатації;

— можливість подальшого розвитку.

Надійність роботи забезпечується резервуванням ліній мережі та установкою певної кількості трансформаторів і комутаційної апаратури на підстанції [2, 3].

Резервування найбільш повно забезпечується при замкненій роботі електричних мереж.

Резервне постачання може забезпечуватись також дволанцюговими ЛЕП, але як виняток.

Якість електроенергії визначається рівнем напруги, рівнем частоти, симетрією трифазної напруги і формою кривої напруги. Для зменшення відхилення напруги, що викликає небажані наслідки, використовуються, наприклад, трансформатори з РПН (регулювання під навантаженням, установка спеціальних компенсуючих пристроїв і т. і.).

Щоб мережа була економічною, необхідно вибрати найбільш доцільну її конфігурацію, відповідний рівень напруги, поперечний переріз проводів та ін. Тому пропонуємо 5 варіантів, які порівняємо за критерієм «сумарних витрат». Оптимальним буде той варіант, у якому витрати будуть мінімальні.

Крім забезпечення безпеки, згідно Правил технічної експлуатації (ПТЕ), потрібно передбачити зручність експлуатації: вигідність різного роду перемикань, можливість підходу до обладнання яке знаходиться в ремонті і т.д. Потреби зручності експлуатації можуть привести до більших витрат і через те у кожному конкретному випадку треба находити доцільне рішення.

Необхідно так проектувати мережу, щоб була можливість подальшого розвитку з максимальним використанням існуючих електричних станцій, підстанцій мережі і другого обладнання. Одночасно із схемою вибирають номінальну напругу мережі, яка визначається потужністю на лініях електропередачі та їх довжиною.

Мережа меншої номінальної напруги звичайно менше коштує, але приводить до більших експлуатаційних витрат через збільшення втрат потужності і електроенергії. При підвищенні напруги зменшуються втрати потужності і електроенергії, зменшуються витрати провідникового матеріалу, полегшується подальший розвиток мережі, але одночасно збільшуються витрати на її спорудження. Вибір напруги в проекті проводиться за величинами потужності, що передаються ЛЕП, і довжинами цих ліній [1,4] у відповідності з даними таблиці 1.1 [9] та формулою Іларіонова.

Отже на основі вищенаведених вимог до схем мереж, що проектуються пропонуємо 5 варіантів схем (рисунок 2. 1), для яких після підготовчих розрахунків проводиться визначення потоків потужностей.

2.2 Розрахунок довжин ділянок мережі

Довжина ділянки мережі визначається за формулою:

l = 1,1mlL, (2. 1)

де ml — масштаб в км/мм; L — довжина на карті, мм; 1,1 — коефіцієнт нелінійності траси. Розрахуємо довжини ділянок для можливих варіантів ліній електропередач. Для лінії 303−901 довжина лінії складе:

l303−901 = 1,1150,7 = 11,55 (км).

Для всіх інших ліній розрахунок виконуємо аналогічно. Результати розрахунків представлені в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 — Довжини ділянок мережі

Ділянка

303−901

901−903

903−904

304−904

303−905

902−905

304−902

302−905

302−901

306−904

Довжина, см

0,7

1,0

1,1

0,9

0,6

1,1

1,1

0,8

0,9

1,0

Довжина, км

11,55

16,5

18,15

14,85

9,9

18,15

18,15

13,2

14,85

16,5

Таблиця 2.1 — (продовження)

Ділянка

301−904

306−903

Довжина, см

1,4

0,9

Довжина, км

23,1

14,85

Рисунок 2.1 — Варіанти розвитку електричної мережі

Рисунок 2.1 (продовження)

Рисунок 2.1 (продовження)

2.3 Потужності навантажень

По відомих із [1] формулах і знаючи величину активних потужностей навантажень Pi і коефіцієнтів сos (i) можна визначити значення реактивної Qi і повної Si потужностей у вузлах споживання:

; (2. 2)

. (2. 3)

Наприклад, для пункту 901:

;

.

Аналогічно визначаємо значення Q і S для інших вузлів. Дані заносимо в таблицю 2.1.

Таблиця 2.1 — Потужності навантажень

Потужність

Вузол

901

902

903

904

905

P, МВт

1,4

1,7

2,1

2,3

1,1

Q, МВАр

0,68

1,01

1,13

1,3

0,56

S, МВА

1,56

1,98

2,38

2,64

1,23

2.4 Розрахунок потоків потужностей по лініях

Потужності на всіх ділянках мережі попередньо визначаються за умови, що мережа є однорідною (Z0=const). Тобто, для кожного варіанту запропонованих схем визначаються потоки потужностей по лініях без врахування втрат потужності.

Розрахуємо потокорозподіл для варіанту № 1. При розрахунку потокорозподілу в ділянці 303−901−903−904−304 будемо вважати, що напруги у вузлах 303 та 304 рівні між собою і тому розглянемо цю замкнену мережу як схему з двостороннім живленням. Розглянемо ділянку — 303−901−903−904−304 (рисунок 2. 2).

Рисунок 2.2 — Схема мережі для розрахунку потокорозподілу

Розраховуємо потужності головних ділянок за наступними виразами [1]:

; (2. 4), (2. 5)

де

Si — повна потужність i-ого навантаження по шляху від 303 вузла до 304 вузла або навпаки;

li304, li303 — довжини ділянок від i-го вузла до 304 і 303 відповідно;

l — сума довжин ділянок кільцевої мережі.

Отже, потужність ділянки 303−901 дорівнює:

;

;

= 3,19 (МВА).

Для ділянки 304−904 маємо:

;

;

= 3,39 (МВА).

Виконаємо перевірку:

;

;

.

Отже розрахунок проведений вірно. Перетік потужності у вітці 901−903 знайдемо, склавши рівняння за першим законом Кірхгоффа для вузла 901:

= 1,64 (МВА).

Розрахунок інших ділянок проводиться за таким же алгоритмом:

= 0,75 (МВА).

Для ділянки 303−905:

;

= 1,75 (МВА).

Для ділянки 304−902:

;

= 1,46 (МВА).

Виконаємо перевірку:

;

;

.

Отже розрахунок проведений вірно.

= 0,51 (МВА).

Результати розрахунку усіх ділянок для решти варіантів представлені у таблиці 2.2.

2.5 Вибір номінальної напруги

Економічно доцільна напруга залежить від багатьох чинників: потужності, навантажень, їхньої відстані від джерела живлення, розташування щодо один одного, обраної конфігурації електричної мережі, засобів регулювання напруги і т.д.

Таблиця 2.2 — Результати розрахунку потокорозподілу та вибору номінальної напруги

№ сх.

Ділянка мережі

Кількість ланцюгів

Довжина ділянки, км

Pл, МВт

Qл, МВАр

Sл, МВА

Uрозр, кВ

Uном, кВ

1

303−901

1

11,55

2,83

1,48

3, 19

32,85

35

901−903

1

16,5

1,43

0,80

1,64

23,71

35

903−904

1

18,15

0,67

0,33

0,75

16,31

35

304−904

1

14,85

2,97

1,63

3,39

33,80

35

303−905

1

9,9

1,53

0,84

1,75

24,36

35

902−905

1

18,15

0,43

0,28

0,51

13,08

35

304−902

1

18,15

1,27

0,73

1,46

22,38

35

2

303−901

1

11,55

2,83

1,48

3, 19

32,85

35

901−903

1

16,5

1,43

0,80

1,64

23,71

35

903−904

1

18,15

0,67

0,33

0,75

16,31

35

304−904

1

14,85

2,97

1,63

3,39

33,80

35

302−905

1

13,2

1,43

0,78

1,63

23,66

35

902−905

1

18,15

0,33

0,22

0,40

11,47

35

304−902

1

18,15

1,37

0,79

1,58

23,23

35

3

302−901

1

14,85

2,76

1,45

3,12

32,63

35

901−903

1

16,5

1,36

0,77

1,56

23,13

35

903−904

1

18,15

0,74

0,36

0,82

17,13

35

306−904

1

16,5

3,04

1,66

3,46

34,25

35

303−905

1

9,9

1,53

0,84

1,75

24,36

35

902−905

1

18,15

0,43

0,28

0,51

13,08

35

304−902

1

18,15

1,27

0,73

1,46

22,38

35

4

302−901

1

14,85

2,76

1,45

3,12

32,63

35

901−903

1

16,5

1,36

0,77

1,56

23,13

35

903−904

1

18,15

0,74

0,36

0,82

17,13

35

306−904

1

16,5

3,04

1,66

3,46

34,25

35

302−905

1

13,2

1,43

0,78

1,63

23,66

35

902−905

1

18,15

0,33

0,22

0,40

11,47

35

304−902

1

18,15

1,37

0,79

1,58

23,23

35

5

304−904

1

14,85

2,89

1,57

3,29

33,36

35

901−904

1

23,1

0,59

0,27

0,65

15,32

35

901−903

1

16,5

0,81

0,41

0,91

17,91

35

306−903

1

14,85

2,91

1,54

3,29

33,47

35

303−905

1

9,9

1,53

0,84

1,75

24,36

35

902−905

1

18,15

0,43

0,28

0,51

13,08

35

304−902

1

18,15

1,27

0,73

1,46

22,38

35

У проекті напругу вибираємо виходячи з попереднього розподілу потужності в елементах мережі, протяжності ділянок мережі і відповідно до формули Іларіонова, що дає задовільні результати для ліній будь-якої довжини і переданої потужності.

, (2. 6)

де lij — довжина ділянки мережі, км;

Pij — активна потужність ділянки ланцюга.

Варіанти проектованої мережі або її окремих ділянок можуть мати різноманітну номінальну напругу. Ділянки кільцевої мережі виконують на одну напругу — номінальну напруга ділянки — де вона виявилася найбільшою. Оскільки нові пункти споживання електричної енергії підключаються вже до існуючої мережі, в кожному з вузлів якої встановлені трансформатори на певну напругу, то при виборі напруги необхідно також враховувати і цей факт. Розрахуємо напругу ділянки 303−901 для 1-го варіанту:

(кВ).

Приймаємо за номінальну напругу цієї лінії 35 кВ за умови подальшого розвитку мережі.

Результати розрахунків по вибору номінальної напруги для всіх інших ліній всіх варіантів представлені в таблиці 2.2 Після вибору номінальної напруги необхідно провести вибір марки та площі перерізу проводів для всіх нових ліній електропередач.

3. Вибір марки і площі перерізу проводів ліній електропередач

Для повітряних ліній 35−220 кВ вибір поперечного перерізу проводів у проектуванні протягом довготривалого періоду проводився не на основі зіставляння техніко-економічних розрахунків, а по нормованому узагальненому показнику, за який приймали економічну густину струму jе. Цей показник приблизно відповідає мінімуму приведених народно-господарчих витрат на будівництво й експлуатацію лінії. Для вказаних ліній значення jе були встановлені із допущення прямолінійності залежності вартості спорудження 1 км лінії від перерізу проводів.

Перехід, на початку 60-х рр. ХХ століття, до спорудження повітряних ліній на уніфікованих опорах відповідно змінив відношення у вартості ліній з різними перерізами проводів [5]. Це, в свою чергу, привело до того, що апроксимація залежності вартості лінії від перерізу проводу прямою лінією вже не відповідала дійсній нелінійній залежності і вносить істотну похибку у вибір перерізу проводів за нормативною економічною густиною струму. В цих умовах більш правильно нормувати не jе, а економічні струмові інтервали (таблиця 2. 1, [9]) кожної марки проводів, які визначаються з урахуванням уніфікації конструкцій повітряних ліній.

Метод вибору поперечного перерізу проводів ліній 35−750 кВ за економічними інтервалами більш об'єктивний [4,1]. У відповідності з цим методом вибір перерізу проводиться за розрахунковим струмовим навантаженням одного ланцюга лінії Ірозр, який визначаться виразом:

Ірозр = 1ТI (5) / nл,

де 1 — коефіцієнт, який враховує зміну навантаження лінії за роками її експлуатації;

Т — коефіцієнт, що враховує число годин використання максимального навантаження лінії Тнб і коефіцієнт її попадання в максимум навантаження енергосистеми Кm;

I (5) — сумарний струм, відповідний до максимального навантаження лінії в 5-ий рік її експлуатації;

nл — кількість ланцюгів лінії.

Згідно рекомендацій [4] для ліній 35−220 кВ значення 1 може бути прийняте рівним 1,05, що відповідає математичному сподіванню цього коефіцієнта в області найбільш поширених темпів росту навантаження. Значення коефіцієнта Т для ліній 35−220 кВ при Km=1 складають при Тнб< 4000 — 0,8; при 4000< Тнб<6000 — 1,0; Тнб> 6000 — 1,3.

Одержане значення Ірозр порівнюється зі значеннями граничних економічних навантажень для різних перерізів проводів F (i-1), Fi, F (i+1), які підбираються для техніко-економічного розрахунку.

При виконанні умови: Ірозр < Ігр (i-1) вибирається поперечний переріз Fi-1;

Iгрі > Iрозр > Ігр (i-1) — вибирається переріз Fi;

Iгр (і+1) > Iрозр> Ігрi — вибирається переріз Fi+1.

Значення Ігр у [4] подані в залежності від номінальної напруги лінії, типу опор (одно — або дволанцюгові), матеріалу опор (залізобетон, сталь) і району кліматичних умов з ожеледі (1−4) для України та інших держав. Оскільки в складі вихідних даних проекту відсутні дані про умови вибору і матеріалу опор, то рекомендується для всіх ліній мережі, яка проектується, використовувати опори з одного й того ж матеріалу (або залізобетонні, або металеві; дерев’яні опори в наш час використовуються рідко). У випадках, коли дві лінії передбачається спорудити по одній трасі, рекомендується використовувати дволанцюгові опори, в останніх випадках — одноланцюгові. Якщо у проекті для будь-якої ділянки мережі значення Ірозр перевищує граничний економічний струм для максимального перерізу проводів Fmax лінії даної номінальної напруги Iгр. ек. max, то слід виявити доцільність варіанта спорудження цієї лінії з перетином Fmax і її експлуатації з погіршеними техніко-економічними показниками (тобто при Ірозр > Iгр. ек. max) у порівнянні з варіантами її посилення — переводом на підвищену напругу або спорудженням додаткових ланцюгів.

Разом з тим при виконанні учбового проектування внаслідок обмеженого часу розглядати варіанти з числом ланцюгів на окремих ділянках більше двох не рекомендується, якщо є другі варіанти, де на таких ділянках при такій самій номінальній напрузі умова Iрозр > Iгр. ек. max виконується.

Для магістральних ліній з проміжними відгалуженнями потужностей вибір перерізу проводів на кожній з ділянок між підстанціями проводиться за відповідним розрахунковим струмом. Одначе у випадках, коли розрахункові струми суміжних ділянок попадають у сусідні економічні інтервали, допускається вибір однакового перерізу для цих ділянок, який відповідає ділянці найбільшої довжини. Оскільки механічний розрахунок сталевоалюмінієвих проводів не входить в перелік завдань даного проекту, то марка проводу вибирається відповідно із проектною практикою. Так, для проводів з перерізом до 185 мм2 застосовується марка АС нормального використання (з відповідним перерізом алюмінієвих і сталевих частин приблизно рівним — 6, наприклад, АС 185/29). Проводи з перерізом 240−500 мм2 застосовуються у полегшеному виконанні з відповідним перерізом алюмінієвих і сталевих частин приблизно рівним, наприклад АС 500/64. Параметри вибраних поперечних перерізів визначаються відповідно [4] або таблиці 2,2 [9].

Проведемо розрахунок по вибору марки та площі перерізу лінії між вузлами 303 та 901 варіанту № 1.

(МВА);

(кА), або 52,69 (А);

(А).

, оскільки Тнб = 5000 годин.

Отже, відповідно таблиці 2.2 [9], обираємо лінію електропередач з наступними параметрами:

— номінальна напруга — 35 кВ;

— тип опор — одноланцюгові;

— матеріал опор — залізобетон;

— район ожеледі - ІV;

— марка та переріз проводу — АС-95/16.

Для всіх інших ліній електропередач розрахунок виконуємо аналогічно. Результати розрахунку представлені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 — Результати вибору марки та площі перерізу проводів

№ сх.

Ділянка мережі

Кількість ланцюгів

Довжина ділянки, км

Sл, МВА

Uном, кВ

Iрозр,

A

IЕ,

A

F

мм2

Марка проводу

1

303−901

1

11,55

3, 19

35

55,32

95

95

АС 95/16

901−903

1

16,5

1,64

35

28,38

95

95

АС 95/16

903−904

1

18,15

0,75

35

12,94

95

95

АС 95/16

304−904

1

14,85

3,39

35

58,68

95

95

АС 95/16

303−905

1

9,9

1,75

35

30,23

95

95

АС 95/16

902−905

1

18,15

0,51

35

8,89

95

95

АС 95/16

304−902

1

18,15

1,46

35

25,37

95

95

АС 95/16

2

303−901

1

11,55

3, 19

35

55,32

95

95

АС 95/16

901−903

1

16,5

1,64

35

28,38

95

95

АС 95/16

903−904

1

18,15

0,75

35

12,94

95

95

АС 95/16

304−904

1

14,85

3,39

35

58,68

95

95

АС 95/16

302−905

1

13,2

1,63

35

28,21

95

95

АС 95/16

902−905

1

18,15

0,40

35

6,87

95

95

АС 95/16

304−902

1

18,15

1,58

35

27,39

95

95

АС 95/16

3

302−901

1

14,85

3,12

35

54,00

95

95

АС 95/16

901−903

1

16,5

1,56

35

27,07

95

95

АС 95/16

903−904

1

18,15

0,82

35

14,25

95

95

АС 95/16

306−904

1

16,5

3,46

35

59,99

95

95

АС 95/16

303−905

1

9,9

1,75

35

30,23

95

95

АС 95/16

902−905

1

18,15

0,51

35

8,89

95

95

АС 95/16

304−902

1

18,15

1,46

35

25,37

95

95

АС 95/16

4

302−901

1

14,85

3,12

35

54,00

95

95

АС 95/16

901−903

1

16,5

1,56

35

27,07

95

95

АС 95/16

903−904

1

18,15

0,82

35

14,25

95

95

АС 95/16

306−904

1

16,5

3,46

35

59,99

95

95

АС 95/16

302−905

1

13,2

1,63

35

28,21

95

95

АС 95/16

902−905

1

18,15

0,40

35

6,87

95

95

АС 95/16

304−902

1

18,15

1,58

35

27,39

95

95

АС 95/16

5

304−904

1

14,85

3,29

35

56,97

95

95

АС 95/16

901−904

1

23,1

0,65

35

11,24

95

95

АС 95/16

901−903

1

16,5

0,91

35

15,72

95

95

АС 95/16

306−903

1

14,85

3,29

35

57,03

95

95

АС 95/16

303−905

1

9,9

1,75

35

30,23

95

95

АС 95/16

902−905

1

18,15

0,51

35

8,89

95

95

АС 95/16

304−902

1

18,15

1,46

35

25,37

95

95

АС 95/16

3.1 Перевірка вибраних перерізів за умов допустимого нагрівання і оцінка втрат напруги у нормальному та післяаварійному режимах

Для кожної з ділянок мережі необхідно визначити той післяаварійний режим з найбільшими навантаженнями підстанцій, в якому на ділянках тече максимальний потік потужності. За цих умов потрібно виконати перевірку вибраного перерізу за допустимим нагрівом шляхом порівняння значень струму в цьому режимі з Ідоп, який надається в таблицях [4, 5], та таблиці 2.3 [9] для вибраної марки проводу. Особливу увагу слід звернути на малонавантажені ділянки кільцевих мереж в нормальних режимах, де досить часто перерізи прийняті мінімальними за умови відсутності коронування проводів.

У зв’язку з тим, що в більшості випадків розрахункові схеми для післяаварійних режимів відрізняються від схем для нормального режиму лише параметрами ділянки, де розглядається аварія (випадок — відключення одного ланцюга дволанцюгової лінії, або відсутність зв’язку між двома вузлами, наприклад, випадок відключення однієї з головних ділянок кільцевої мережі), то розрахунок потокорозподілення в них утворюється досить просто і не потребує використання ЕОМ.

Після визначення напруги у вузлах необхідно оцінити максимальну величину втрат напруги у процентах від номінального значення. Якщо мережа має ділянки двох номінальних напруг, то ці втрати визначаються лише для тієї ступені, де розглядається аварія.

Одержані значення втрат напруги не повинні перевищувати 20% від номінального [5]. Якщо ці умови задовольняються, то умовно припускається, що пристрої РПН двохобмоткових трансформаторів можуть забезпечити на шинах 10 кВ напругу, у відповідності з принципом зустрічного регулювання. Якщо воно не задовольняється, то такий варіант мережі може бути виключений із подальшого розгляду як технічно неконкурентоспроможний.

Перевіримо обрані перерізи на прикладі ділянки 303−901−903−904−304 схеми варіанту № 1.

Найбільш навантаженою в цій частині електричної мережі є вітка 304−904, тому припустимо, що саме на цій лінії сталася аварія і ця лінія відключена. Також на ділянці 303−905−902−304 відключаємо відповідно вітку 303−905. Потокорозподіл на даних ділянках буде визначатися як в радіальних мережах:

= 6,58 (МВА);

= 5,03 (МВА);

= 2,64 (МВА);

= 3,21 (МВА);

= 1,23 (МВА).

Порахуємо значення струмів в цих ділянках та порівняємо їх із допустимими тривалими струмами для відповідних марок проводів.

Для ділянки 303−901:

(МВА);

(А) < 330 (А).

Як видно, обрані марки та перерізи проводів витримують післяаварійний режим. Тому необхідності у збільшенні перерізу проводу немає.

Результати перевірки проводів у післяаварійному режимі інших ліній електропередач для всіх варіантів наведені в таблиці 3.2 В ній також наведені основні технічні параметри обраних проводів. Як видно з результатів розрахунку всі обрані лінії витримали післяаварійний режим, оскільки на стадії вибору вже були обрані із запасом, як проводи марки АС-70/11 (за умовою відсутності коронування на поверхні проводу).

Наступним етапом є визначення максимальних втрат напруги. Покажемо визначення втрат напруги на прикладі ділянки мережі варіанту № 1 303−901−903−904−304.

Втрата напруги на ділянці 303−901:

;

(кВ).

Для інших ділянок знаходимо все аналогічно, при цьому результати заносимо в таблицю 3.3.

Таблиця 3.2 — Результати перевірки проводів у післяаварійному режимі

№ сх.

Ділянка мережі

Кількість ланцюгів

Довжина ділянки, км

Sл п. а, МВА

Iп. а,

A

Iдоп,

A

Марка проводу

r0,Oм/км

x0,Oм/км

R,

X,

1

303−901

1

11,55

6,58

108,56

330

АС-95/16

0,306

0,421

3,53

4,86

901−903

1

16,5

5,03

82,91

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,05

6,95

903−904

1

18,15

2,64

43,58

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

304−904

1

14,85

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,54

6,25

303−905

1

9,9

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

3,03

4,17

902−905

1

18,15

1,23

20,36

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

304−902

1

18,15

3,21

52,95

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

2

303−901

1

11,55

6,58

108,56

330

АС-95/16

0,306

0,421

3,53

4,86

901−903

1

16,5

5,03

82,91

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,05

6,95

903−904

1

18,15

2,64

43,58

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

304−904

1

14,85

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,54

6,25

302−905

1

13,2

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,04

5,56

902−905

1

18,15

1,23

20,36

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

304−902

1

18,15

3,21

52,95

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

3

302−901

1

14,85

6,58

108,56

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,54

6,25

901−903

1

16,5

5,03

82,91

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,05

6,95

903−904

1

18,15

2,64

43,58

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

306−904

1

16,5

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,05

6,95

303−905

1

9,9

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

3,03

4,17

902−905

1

18,15

1,23

20,36

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

304−902

1

18,15

3,21

52,95

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

4

302−901

1

14,85

6,58

108,56

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,54

6,25

901−903

1

16,5

5,03

82,91

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,05

6,95

903−904

1

18,15

2,64

43,58

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

306−904

1

16,5

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,05

6,95

302−905

1

13,2

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,04

5,56

902−905

1

18,15

1,23

20,36

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

304−902

1

18,15

3,21

52,95

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

5

304−904

1

14,85

6,58

108,56

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,54

6,25

901−904

1

23,1

3,94

65,00

330

АС-95/16

0,306

0,421

7,07

9,73

901−903

1

16,5

2,38

39,34

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,05

6,95

306−903

1

14,85

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

4,54

6,25

303−905

1

9,9

-

-

330

АС-95/16

0,306

0,421

3,03

4,17

902−905

1

18,15

1,23

20,36

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

304−902

1

18,15

3,21

52,95

330

АС-95/16

0,306

0,421

5,55

7,64

Визначаємо сумарні втрати напруги до точки потокорозподілу 903 від вузлів живлення 303 та 304:

(%);

(%).

Аналогічно знаходимо втрати напруги для інших ділянок:

(%);

(%).

Приймаємо за розрахункове значення втрат їх більше значення, а саме 2. 45%. Як бачимо, дане значення не перевищує 10%. Інші дані заносимо у таблицю 3.4.

Втрата напруги на ділянці 303−901 в післяаварійному режимі:

;

(кВ).

Для інших ділянок розраховані значення заносимо у табл. 3. 3:

Таблиця 3.3 — Результати розрахунку втрат напруги у нормальному та післяаварійному режимах

№ сх.

Ділянка мережі

Кількість ланцюгів

Довжина ділянки, км

Pл п. а, МВт

Qл п. а, МВАр

Sл п. а, МВА

R,

X,

Uнорм,

кВ

Uнорм,

%

Uп. а,

кВ

Uп. а,

%

1

303−901

1

11,55

5,8

3,11

6,58

3,53

4,86

0,49

1,40

1,02

2,91

901−903

1

16,5

4,4

2,43

5,03

5,05

6,95

0,37

1,04

1,12

3, 19

903−904

1

18,15

2,3

1,3

2,64

5,55

7,64

0,18

0,51

0,65

1,85

304−904

1

14,85

-

-

-

4,54

6,25

0,68

1,93

-

-

303−905

1

9,9

-

-

-

3,03

4,17

0,23

0,66

-

-

902−905

1

18,15

1,1

0,56

1,23

5,55

7,64

0,13

0,37

0,30

0,85

304−902

1

18,15

2,8

1,57

3,21

5,55

7,64

0,36

1,03

0,79

2,25

2

303−901

1

11,55

5,8

3,11

6,58

3,53

4,86

0,49

1,40

1,02

2,91

901−903

1

16,5

4,4

2,43

5,03

5,05

6,95

0,37

1,04

1,12

3, 19

903−904

1

18,15

2,3

1,3

2,64

5,55

7,64

0,18

0,51

0,65

1,85

304−904

1

14,85

-

-

-

4,54

6,25

0,68

1,93

-

-

302−905

1

13,2

-

-

-

4,04

5,56

0,29

0,83

-

-

902−905

1

18,15

1,1

0,56

1,23

5,55

7,64

0,10

0,29

0,30

0,85

304−902

1

18,15

2,8

1,57

3,21

5,55

7,64

0,39

1,11

0,79

2,25

3

302−901

1

14,85

5,8

3,11

6,58

4,54

6,25

0,62

1,76

1,31

3,74

901−903

1

16,5

4,4

2,43

5,03

5,05

6,95

0,35

1,00

1,12

3, 19

903−904

1

18,15

2,3

1,3

2,64

5,55

7,64

0, 20

0,56

0,65

1,85

306−904

1

16,5

-

-

-

5,05

6,95

0,77

2, 19

-

-

303−905

1

9,9

-

-

-

3,03

4,17

0,23

0,66

-

-

902−905

1

18,15

1,1

0,56

1,23

5,55

7,64

0,13

0,37

0,30

0,85

304−902

1

18,15

2,8

1,57

3,21

5,55

7,64

0,36

1,03

0,79

2,25

4

302−901

1

14,85

5,8

3,11

6,58

4,54

6,25

0,62

1,76

1,31

3,74

901−903

1

16,5

4,4

2,43

5,03

5,05

6,95

0,35

1,00

1,12

3, 19

903−904

1

18,15

2,3

1,3

2,64

5,55

7,64

0, 20

0,56

0,65

1,85

306−904

1

16,5

-

-

-

5,05

6,95

0,77

2, 19

-

-

302−905

1

13,2

-

-

-

4,04

5,56

0,29

0,83

-

-

902−905

1

18,15

1,1

0,56

1,23

5,55

7,64

0,10

0,29

0,30

0,85

304−902

1

18,15

2,8

1,57

3,21

5,55

7,64

0,39

1,11

0,79

2,25

5

304−904

1

14,85

5,8

3,11

6,58

4,54

6,25

0,66

1,87

1,31

3,74

901−904

1

23,1

3,5

1,81

3,94

7,07

9,73

0, 19

0,55

1,21

3,46

901−903

1

16,5

2,1

1,13

2,38

5,05

6,95

0, 20

0,57

0,53

1,51

306−903

1

14,85

-

-

-

4,54

6,25

0,65

1,87

-

-

303−905

1

9,9

-

-

-

3,03

4,17

0,23

0,66

-

-

902−905

1

18,15

1,1

0,56

1,23

5,55

7,64

0,13

0,37

0,30

0,85

304−902

1

18,15

2,8

1,57

3,21

5,55

7,64

0,36

1,03

0,79

2,25

Визначимо сумарне відхилення напруги до вузлів 904 та 905:

(%);

(%).

Отже відхилення напруги не перевищує номінальну напругу більше ніж на 20%. Для інших варіантів розрахунок виконується за таким же алгоритмом, а результати розрахунку приведені в таблиці 3.4 Окрім результатів по максимальним втратам напруги в цій таблиці також наведена інформація про кількість вимикачів та сумарну довжину ліній для всіх запропонованих варіантів розвитку електричної мережі 110/35 кВ. За цими укрупненими показниками вартості спорудження нових мереж можна попередньо відкинути декілька заздалегідь дорожчих варіантів.

При інших приблизно рівних показниках перевага повинна надаватися тим варіантам, у яких електроенергія передається найбільш короткими лініями від джерела постачання до пунктів її споживання і в яких найменші втрати напруги.

Таблиця 3.4 — Відхилення напруги в нормальному та післяаварійному режимах та інформація про кількість вимикачів та загальну довжину ліній

№ схеми

Uнорм. ,

%

Uпісл. авар. , %

кількість вимикачів

lлеп, км

lтр, км

1

2,45

7,95

14

92,4

92,4

2

2,45

7,95

14

99

99

3

2,76

8,78

14

95,7

95,7

4

2,76

8,78

14

94,05

94,05

5

2,43

8,7

14

102,3

102,3

Проаналізувавши таблицю 3.3 можна дійти висновку, що для подальшого розгляду доцільно залишити схеми варіантів № 1 та № 2, як такі що мають найменшу загальну довжину ліній електропередач та мають меншу кількість вимикачів.

4. Баланс активних і реактивних потужностей у електричній мережі, вибір і розташування компенсуючих пристроїв

Джерела активної потужності в кожну мить сталого режиму повинні генерувати у систему стільки електроенергії, скільки в цей момент вимагають всі споживачі, враховуючи всі втрати в електричній мережі, тобто баланс активних потужностей за незмінною частотою f = fном записується як:

PГ = К0+ Pм, (4. 1)

де PГ — активна потужність, на шинах постачальних підстанцій;

— сумарна активна потужність навантажень;

Pм = 0,05 — втрати активної потужності у лініях і трансформаторах (приймається у попередніх розрахунках; приймається, що вони складають 5% від) [9];

К0 = 0,9 — коефіцієнт одночасності максимуму навантаження.

Реактивна потужність, від підстанції визначається:

QГ = PГtg (arccosГ).

Наближений розгляд споживання реактивної потужності, а також орієнтовний вибір потужності, типів і розташування компенсуючих пристроїв у мережі необхідно провести до техніко-економічного порівняння варіантів схеми мережі.

Компенсація реактивної потужності може істотно впливати на значення повних навантажень підстанцій, а відповідно, і на вибір потужності трансформаторів, переріз проводів ліній, на втрати напруги, потужності і енергії в мережі. У кінцевому підсумку вибір потужності компенсуючих пристроїв, їх розміщення на підстанціях мережі впливає на оцінку технічних і техніко-економічних показників варіантів схеми мережі і, отже, може впливати на вибір раціональної номінальної напруги і схеми мережі, яка проектується.

Балансу реактивної потужності в системі має відповідати рівняння [9]:

QГ ++= 0,95++, (4. 2)

де 0,95 — реактивна потужність навантажень з врахуванням коефіцієнта одночасності максимуму реактивного навантаження.

— сумарні втрати реактивної потужності в лініях;

— зарядна потужність, що генерується лініями

— реактивна потужність додаткових джерел реактивної потужності (компенсуючих пристроїв — КП);

— сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах.

Таким чином, сумарна реактивна потужність, яка необхідна для електропостачання району, складається із реактивного навантаження споживачів у заданих пунктах і втрат реактивної потужності в лініях і трансформаторах (автотрансформаторах) мережі,

Реактивна потужність, яка споживається по району в цілому, визначається за сумою відповідних навантажень в окремих пунктах з урахуванням коефіцієнта одночасності для реактивних навантажень орієнтовно рівного 0,95. Втрати реактивної потужності в індуктивних опорах повітряних ліній у середньому складають (12) % - при 35 кВ, (46) % - при 110 кВ, від модуля повної потужності, яка передається по лініям.

Втрати реактивної потужності в трансформаторах й автотрансформаторах при кожній трансформації складають приблизно (812) % від повної потужності навантаження. Через те, для оцінки величини втрат реактивної потужності в трансформаторах необхідно урахувати можливе число трансформацій потужності навантаження кожного з пунктів. Якщо розрахунок балансу реактивної потужності утворюється, виходячи із заданого номінального коефіцієнта потужності генераторів електричної системи, необхідно враховувати втрати реактивної потужності як при трансформаціях на електричних станціях, так і на понижувальних підстанціях району, що проектується. Оскільки частину реактивної потужності доцільно виробляти децентралізовано за допомогою компенсуючих пристроїв, то потужності резерву і власних потреб електростанцій по реактивній потужності не враховуються.

Для повітряних мереж 110 кВ, у першому наближенні, допускається вважати, що втрати реактивної потужності в індуктивних опорах ліній і генерація реактивної потужності цими лініями в період найбільших навантажень взаємно компенсуються.

Зіставлення сумарної реактивної потужності споживачів із потужністю, яка поступає від джерел живлення, дозволяє зробити висновок про необхідність установки компенсуючих пристроїв в електричній мережі.

Потреба в сумарній потужності КП визначаться за попередньою формулою:

= 0,95+±QГ -. (4. 3)

Основним типом компенсуючих пристроїв, які установлюються по умові покриття реактивної потужності, є конденсатори.

Для компенсації реактивного навантаження споживачів і втрат реактивної потужності в мережах використовуються синхронні компенсатори і батареї статичних конденсаторів [9].

Конденсаторні батареї комплектуються з конденсаторів типу КСА-0,66−20; КС2А-0,66−40; КС2−1,05−60 і КС2−1,06−125.

Для компенсації реактивної потужності безпосередньо у споживачів виготовлюються конденсаторні установки типів КУ і КУН 6−10 кВ потужністю 240−425 кВА. Вони комплектуються із конденсаторів КМ і КМН.

Розташування компенсуючих пристроїв по підстанціях електричної мережі, як відомо, впливає на економічність режимів роботи мережі і на вирішення завдань регулювання напруги. У зв’язку з цим можуть бути запропоновані деякі рекомендації щодо розташування компенсуючих пристроїв у мережі і визначенню їх потужностей на кожній підстанції:

1) в електричних мережах двох (і більше) номінальних напруг слід у першу чергу здійснювати компенсацію реактивних навантажень у мережах вторинних номінальних напруг;

2) у мережі однієї номінальної напруги доцільна, в першу чергу, компенсація реактивних навантажень найбільш електрично віддалених підстанцій.

Необхідна потужність батарей конденсаторів, які встановлюються на кожній з підстанцій, забезпечується паралельним включенням серійно виготовлених компенсуючих установок.

Кінцева перевірка правильного вибору необхідної потужності компенсуючих пристроїв виконується за результатами розрахунків потокорозподілення у нормальному режимі найбільших навантажень підстанції з урахуванням втрат потужності мережі.

Всі інші розрахунки в проекті проводяться за реактивними складовими навантажень, враховуючи установки на підстанціях вибраних компенсуючих пристроїв. Проведемо розрахунок балансу потужностей для 1-го варіанту:

для контуру 303−901−903−904−304:

PГ = 0,9+ 0,05= 0,95= 0,95 (1,4+2,1+2,3) = 5,51 (МВт);

для контуру 303−905−902−304:

PГ = 0,95 (1,7+1,1) = 2,66 (МВт).

Розрахунок балансу реактивних потужностей виконується для кожного контуру окремо. Для контуру 303−901−903−904−304:

QГ = PГtg (arccosГ) = 5,51tg (arccos (0,85)) =

= 5,51tg (31,790) = 3,415 (МВАр);

=0,95+ - QГ = 0,95 (0,68+1,13+1,3) +

+0,1 (1,56+2,38+2,64) — 3,415 = 0, 198 (МВАр);

для контуру 303−905−902−304:

QГ = 2,66tg (31,790) = 1,649 (МВАр);

= 0,95 (1,01+0,56) +0,1 (1,98+1,23) — 1,649 = 0,164 (МВАр).

Для 2-го варіанту:

для контуру 303−901−903−904−304:

QГ = 5,51tg (31,790) = 3,415 (МВАр);

= 0,95 (0,68+1,13+1,3) +0,1 (1,56+2,38+2,64) — 3,415 = 0,164 (МВАр);

для контуру 302−905−902−304:

QГ = 2,66tg (31,790) = 1,649 (МВАр);

= 0,95 (1,01+0,56) +0,1 (1,98+1,23) — 1,649 = 0,164 (МВАр).

Співставлення величини сумарної реактивної потужності, яка споживається, з реактивною потужністю, яка надходить з джерела, дозволяє зробити висновок про необхідність встановлення КП в мережі або про відсутність такої необхідності. Необхідна сумарна потужність КП визначається за останньою формулою. При QКП >0 КП встановлюються.

Розміщення КП по підстанціях ЕМ, як відомо, впливає на економічність режимів роботи мережі і на вирішення завдань регулювання напруги.

Для варіантів 1 та 2 немає необхідності у встановленні КП.

5. Вибір трансформаторів та схем підстанцій споживачів

У відповідності з практикою проектування, потужність трансформаторного обладнання на понижуючих підстанціях може вибиратися за умови допустимого перевантаження у післяаварійних режимах до 40% (на період максимуму загальної добової продовженості не більше 5 годин на протязі не більше 6 діб). Слід зауважити, що у післяаварійних режимах перевантаження може виявитися більш ніж 40%, але на менший період.

,

де nT2 — число однотипних трансформаторів, установлених на підстанції.

Оскільки в складі навантаження підстанцій є споживачі 1-ої категорії, то число установлених трансформаторів повинно бути не менше двох. Установка трьох і більше трансформаторів дозволяє помітно знизити їх сумарну потужність порівняльно з установкою двох трансформаторів, але приведені витрати на підстанцію в цілому виявляються більшими внаслідок росту питомих витрат (на 1 кВА).

Проведемо розрахунок по вибору трансформаторів на підстанції вузла 901.

(МВА).

За [4, табл.6. 9] обираємо трансформатори типу ТМН-1600/35 потужністю 1,6 МВА. Для вузлів 902−905 вибір трансформаторів проводиться аналогічно. Результати вибору трансформаторів представлені в таблиці 5. 1, в якій також подані паспортні дані трансформаторів.

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА).

Таблиця 5.1 — Результати вибору трансформаторів на підстанціях

№ вузла

Тип

Sном

МВА

Границі регулюван-ня

Uном обмоток, кВ

uk

Pк

Pх

Iх

R

X

Qх

ВН

НН

%

кВт

кВт

%

Ом

Ом

кВАр

901

ТМН-1600/35

1,6

61,5%

35

6,3; 11

6,5

23,5

5,1

1,1

11,2

49,2

17,6

902

ТМН-1600/35

1,6

61,5%

35

6,3; 11

6,5

23,5

5,1

1,1

11,2

49,2

17,6

903

ТМН-2500/35

2,5

61,5%

35

6,3; 11

6,5

23,5

5,1

1,1

4,6

31,9

27,5

904

ТМН-2500/35

2,5

61,5%

35

6,3; 11

6,5

23,5

5,1

1,1

4,6

31,9

27,5

905

ТМН-1000/35

1,0

61,5%

35

6,3; 11

6,5

16,5

3,6

1,4

7,9

49,8

22,4

Вибір схем підстанцій проводиться за методикою викладеною в [1, 3].

Основні вимоги до головних схем підстанцій:

1. Схема повинна забезпечувати надійне живлення приєднаних споживачів в нормальному, ремонтному та післяаварійному режимах у відповідності з категоріями споживачів;

2. Схема повинна забезпечувати надійність транзиту потужності через підстанцію в нормальному, ремонтному та післяаварійному режимах у відповідності з його значенням для ділянки мережі, що розглядається;

3. Схема повинна бути по можливості простою, наглядною, економічною та забезпечувати засобами автоматики відновлення живлення споживачів в післяаварійній ситуації без втручання обслуговуючого персоналу;

4. Схема повинна допускати поетапний розвиток РП з переходом від одного етапу до іншого без значних робіт по реконструкції та перерв в електропостачанні споживачів;

5. Кількість одночасно спрацьовуючих вимикачів в межах одного РП повинна бути не більше двох при пошкоджені лінії та не більше чотирьох при пошкоджені трансформатора.

Враховуючи дані положення було обрано схеми підстанцій. Результати вибору заносимо до таблиці 5.2.

Таблиця 5.2 — Опис схем ВРП підстанцій для нових вузлів

сх

№ вузла

Назва схеми

Область використання

Додаткові умови

Напруга,

кВ

Сторона

Кільк. ліній

застосування

1

901, 902, 903, 904, 905

Місток з вимикачем в перемичці та вимикачами в колах трансформаторів

35 220

ВН

2

1. Прохідні ПС

2. Потужність трансформаторів не більше 125 МВА

4

901, 902, 903, 904, 905

Місток з вимикачем в перемичці та вимикачами в колах трансформаторів

35 220

ВН

2

1. Прохідні ПС

2. Потужність трансформаторів не більше 125 МВА

Схеми підстанцій варіантів розвитку № 1 та № 4 мережі покажемо відповідно на рисунку 5.1.

Рисунок 5.1 — Схема містка з вимикачем в перемичці та вимикачами в колах трансформаторів

6. Порівняння варіантів і вибір економічно доцільної схеми мережі

В курсовому проекті порівнюють варіанти виконання ЕМ за технікоекономічними показниками. Порівняння варіантів проводиться в два етапи.

1. На першому етапі варіанти з однаковою номінальною напругою ЕМ наближено порівнюються лише за основними натуральними кількісними показниками: сумарній довжині ліній, по довжині їх траси, та по кількості комірок вимикачів і т. і.

При інших приблизно рівних показниках, перевага надається тим варіантам, у яких електроенергія передається по коротшим лініям від джерела постачання до пунктів її споживання і в яких найменші втрати напруги.

Принципи побудови схеми ЕМ мають враховувати різні якості ЕМ і порівняння їх варіантів повинно засновуватись на основі розрахункових витрат.

2. На другому етапі обмежене число (23) найбільш раціональних варіантів схеми і номінальної напруги мережі підпадає під технікоекономічне порівняння за приведеними витратами. Кожен з цих варіантів повинен бути старанно розробленим з вибором схем усіх підстанцій, розрахунком втрат напруги, втрат електроенергії і т. і.

Необхідно мати на увазі, що варіанти схеми з різними величинами втрат електроенергії можуть порівнюватись тільки за приведеними витратами. Це положення обов’язкове і для порівняння варіантів із різною надійністю постачання споживачів. При визначенні технікоекономічних показників вартість електрообладнання і його експлуатація приймається за даними з [4], враховуючи коефіцієнт інфляції, а вартість втрат електроенергії та недовідпущеної електроенергії - на основі розрахунку і завдання на проект. При спорудженні всієї ЕМ дисконтні затрати для кожного з варіантів визначають за формулою (розрахунки виконуємо для 1-го варіанту) [9]:

З = К + B/Е + Зб, (6. 1)

де З — дисконтні затрати, тис. грн;

К — одноразові капітальні витрати, тис. грн;

В — амортизаційні витрати на реновацію та витрати на експлуатацію мережі;

E = 0.1 — норма дисконту;

Зб — можливий народногосподарський збиток від перерви електропостачання, викликаної відключенням споживачів внаслідок пошкоджень елементів електричної мережі.

Одноразові капітальні витрати складаються з двох складових:

К = КП/СТ + КЛЕП, (6. 2)

де КП/СТ — одноразові капітальні вкладення на спорудження підстанцій, тис. грн;

КЛЕП — одноразові капітальні витрати на спорудження ліній електропередач, тис. грн.

Капітальні витрати на спорудження підстанцій обчислюються за формулою:

КП = (Кв + Квру) + Кт + Кзру + Ккп + Кпост, (6. 3)

де Кт — витрати, які враховують вартість трансформаторів, тис. грн;

Кв + Квру - витрати, які враховують вартість вимикачів та відкритих розподільчих пристроїв, тис. грн;

Кзру - витрати, які враховують вартість закритих розподільчих пристроїв, тис. грн;

КП — вартість компенсуючих пристроїв, тис. грн;

КПОСТ — постійна частина витрат, тис. грн.

Визначаємо Ктi за даними табл.9. 18 [4], при цьому враховуємо коефіцієнт інфляції, який рівний 8:

Ктi = nтi Кт; (6. 4)

КТ1 = КТ2 = 8. 2 16.7 = 267.2 (тис. грн.);

КТ5 = 8. 2 15.4 = 246.2 (тис. грн.);

КТ3 = КТ4 = 8. 2 21.2 = 339.2 (тис. грн.);

Кт = Ктi = 1459.2 (тис. грн.).

Визначаємо Кв + КВру за [4] табл.8. 14 — 8. 15:

Кв + Квру = 8. (4 14 + 5 18. 5) = 1188. (тис. грн.).

Визначаємо Кзру за [4] табл.9. 26 — 9. 27:

Кзру = 8 5. 70 = 2800. (тис. грн.).

Визначаємо Кпост за [4] табл.8. 35.

Кпост = 8. (5 70) = 2800 (тис. грн.).

Визначаємо вартість КП:

ККП = 0 (тис. грн.).

Таким чином капітальні витрати на спорудження підстанцій:

КП = 1188. + 1459. 2+ 2800. + 0 + 2800 = 8247.2 (тис. грн.).

Капітальні витрати на спорудження ліній електропередач визначаються за наступною формулою:

КЛЕП = СТ l, (6. 5)

де СТ — вартість 1 км ЛЕП, тис. грн.

Значення СТ визначаємо за табл.9.4 [4].

КЛЕП = 8. (13.7 11. 55 + 13. 716.5 + 13.7 18. 15 +13.7 14. 85+

+13.7 9.9 +13.7 18. 15 +13.7 18. 15) = 11 754.6 (тис. грн.).

Одноразові капітальні витрати К:

К = 8247.2 + 11 754.6 = 20 001.8 (тис. грн.).

Витрати на експлуатацію мережі обчислюються за формулою:

B = Bл + Bп + Bw, (6. 6)

де Вл — відрахування від капітальних витрат на амортизацію, обслуговування та ремонт ліній, тис. грн. [9]:

Вл = (КлЕП НЛ%) /100, (6. 7)

де НЛ% - норма щорічних відрахувань на амортизацію, ремонт та обслуговування повітряних ліній [9]; ВП — відрахування від капітальних витрат на амортизацію, обслуговування та ремонт підстанцій, тис. грн. [9]:

ВП = (КП/СТ НП%) /100, (6. 8)

де НП% - норма щорічних відрахувань на амортизацію, ремонт та обслуговування електротехнічного устаткування підстанцій [9];

Вw — вартість витрат електроенергії за рік:

, (6. 9)

де b — вартість 1 кВтгод втраченої електроенергії (b = 0. 74 грн = 7410-5 тис. грн/кВтгод);

— час втрат:

. (6. 10)

Таким чином у відповідності з формулами, що подані вище маємо:

Вл = (11 754.6 5. 94) /100 = 698. 22 (тис. грн.);

ВП = (8247.2 21.) /100 = 1731. 91 (тис. грн.);

(год/рік);

В = 698. 22 + 1731. 91 + 262. 76 = 2692. 89 (тис. грн.).

Народногосподарський збиток для споживача через недостатню надійність мережі визначається за формулою:

Зб = з0 Wнд, (6. 11)

де з0 - питомий збиток, тобто вартість 1 кВтгод недовідпущеної електроенергії споживачу (з0 = 9,0 грн/кВтгод);

Wнд — недовідпущена електроенергія:

Wнд = q Рнб Тнб, (6. 12)

де Рнб — потужність вузла, що лишився без живлення;

q — імовірність перерви електропостачання для споживачів через недостатню надійність мережі (тобто через аварійний простій) [4]:

q = Тв, (6. 13)

де — параметр потоку відмов елемента електричної мережі;

Тв - середня тривалість аварійного простою.

Збиток від перерви електропостачання не враховуємо, оскільки усі споживачі І-ї категорії:

Зб = 0 (тис. грн.).

Тоді дисконтні затрати для варіанту 1 дорівнюють:

З = 20 001.8 + 2692. 89/0.1 + 0 = 46 930. 73 (тис. грн.).

Розрахунок дисконтних затрат для 2 варіанту схеми проводиться аналогічно. Результати розрахунків подано в табл.6.1.

Таблиця 6.1 — Результати техніко-економічного порівняння варіантів

Вар.

КЛ

КП

К

BЛ

BП

BW

B

Зб

З

тис грн.

1

11 754. 6

8247. 2

20 001. 8

698. 22

1731. 91

262. 76

2692. 89

0

46 930. 73

2

12 116. 28

8247. 2

20 363. 48

719. 71

1731. 91

268. 56

2720. 18

0

47 565. 3

Оскільки дисконтні затрати для 2 варіанту більші ніж затрати для 1 варіанту на 1.4% і знаходяться в межах 5%, тому оцінимо економічну ефективність даних варіантів за іншим критерієм.

В даному курсовому проекті загальним критерієм економічної ефективності є значення рентабельності капіталовкладень в електричній мережі [2]:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой