Выбор схемы развития районной электрической сети

|7-10 |АС-120 |2 |обрыв 10-7 |206 |390 |удовл. |

Таблица 2.9

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант II).

|№ |Сечение |Число |Вид аварии |Ток на 1 цепь, А |Результат|

|линии | |цепей | | |проверки |

| | | | |Iавар. |Iдоп. | |

|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |335 |610 |удовл. |

|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |532 |610 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 8-10 |208 |390 |удовл. |

|8-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |208 |390 |удовл. |

Таблица 2.10

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III).

|№ |Сечение |Число |Вид аварии |Ток на 1 цепь, А |Результат|

|линии | |цепей | | |проверки |

| | | | |Iавар. |Iдоп. | |

|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |720 |610 |неудовл. |

|8-10 |АС-120 |2 |обрыв 8-10 |206 |390 |удовл. |

Таблица 2.11

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV).

|№ |Сечение |Число |Вид аварии |Ток на 1 цепь, А |Результат|

|линии | |цепей | | |проверки |

| | | | |Iавар. |Iдоп. | |

|5-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |209 |390 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 5-10 |209 |390 |удовл. |

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает,

что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит

линия 5-8 в варианте III.

Необходимо добавить к существующим линиям третью.

32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

60/0.85

16.9/0.9

Существующая сеть

Проектируемая сеть

Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает,

что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят

по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был

выполнен в программе RASTR.

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети.

Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития

электрической сети в общем случае является многокритериальным. При

сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический,

критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный

и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится

к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и

качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии

и с выполнением социальных требований.

Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке

вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических

режимов для наиболее экономичных вариантов.

В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития

использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и

подстанций.

[pic] руб./год, где

[pic]– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в

расчётах принимается[pic];

[pic]– капитальные вложения в линии и подстанции

[pic] -соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий

[pic] и подстанций [pic], [pic]- издержки на возмещение потерь энергии в

электрических сетях;

[pic]- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от

нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым

стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Ежегодные издержки [pic] и [pic] определяются суммой отчислений от

капитальных вложений [pic] и [pic], где [pic], [pic]- соответственно

коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и

подстанций (табл. 2.12).

[pic]- определяется на основе стоимости [pic] сооружения 1 км линии

[pic] определённых классов напряжения, сечения, марки провода, длины линии

[pic], количество линий [pic]

[pic]

[pic]- включает стоимость подстанции без учёта оборудования

одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов [pic] можно

принять как

[pic], где

[pic]- число ячеек выключателей 110кВ

[pic] - стоимость одной ячейки (табл.2.12).

[pic], где

[pic]-суммарные потери мощности в сети в максимальном режиме,

определённые для каждой линии[pic]

[pic]

по всем линиям сети

[pic] - число часов максимальных потерь в год

[pic]

[pic] - удельная стоимость потерь электроэнергии в

рассматриваемом режиме ([pic])

Для годового числа использования максимума нагрузки [pic]

[pic]ч.

[pic]- суммарные потери х.х. трансформатора.

Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и

издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число,

мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от

схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.

Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13

Таблица 2.12

Экономическое сравнение вариантов развития сети.

|№ варианта |ВариантI |ВариантII |ВариантIII |ВариантIV |

|Число выключателей |8 |9 |6 |9 |

|добавляемых к схеме. | | | | |

|Число выключателей |2 |3 |0 |3 |

|учитываемых в сравнении | | | | |

|Капитальные вложения в |11.4x |11.4x20+ |14x20+ |11,4х20+ |

|линии (тыс. руб.) |x20x2=524.|11.4x25= |+(11.4x25)x|+11,4х40= |

| |4 |=547.2 |x2=850 |=718,2 |

|Капитальные вложения в |70 |105 |0 |105 |

|подстанцию (тыс. руб.) | | | | |

|Сумма капитальных вложений |524,4+70=5|547,2+105=|850+0=850 |718,2+105= |

|[pic] (тыс. руб.) |94,4 |652,2 | |=823,2 |

|Потери мощности из |3,04 |3,05 |2,338 |2,307 |

|программы «RASTR», (мВт) | | | | |

|Издержки на амортизацию и |0,094х70= |0,094х105=|0 |0,094х105=9,|

|обслуживание ПС |6,58 |9,87 | |87 |

|[pic] (тыс. руб.) | | | | |

|Издержки на амортизацию и |0,028х |0,028х |0,028х |0,028х |

|обслуживание ВЛ |х524,4= |547,2= |850= |718,2= |

|[pic] (тыс. руб.) |=14,68 |=15,32 |=23,8 |=20,1 |

|Издержки на потери |153,54 |154,04 |118 |116,5 |

|электроэнергии | | | | |

|[pic] | | | | |

|(тыс. руб.) | | | | |

|Число часов max потерь |2886 |2886 |2886 |2886 |

|(час/год) | | | | |

|Приведённые затраты |249,14 |260,23 |283,5 |286,42 |

|[pic] | | | | |

|(тыс. руб.) | | | | |

|Соотношение вариантов, % |1 |1,04 |1,13 |1,14 |

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает,

что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к

дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

1. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора

ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0.0003 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 1,7827 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных

перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую

область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части

потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям

был минимальным.

Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1.

График нагрузки характерного зимнего дня

[pic]

Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной

мощности трансформатора.

График нагрузки характерного летнего дня

[pic]

Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности

трансформатора.

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0007 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 0,1385 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 131 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 850549 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 13 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 41 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции

трансформатора типа ТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и

аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска

электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.

З(I) = 41тыс. руб.

2. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора

ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариант II).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0189 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 212.1621 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0087 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 170.4378 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 96 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции

трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии

потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей

формуле:

[pic]

[pic]=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии

потребителям

[pic]- вероятная длительность простоя трансформатора

[pic]=0,02 отк/год - вероятность отказа трансформатора;

[pic]=720 ч/отказ - время восстановления трансформатора;

[pic]- количество трансформаторов.

Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски

электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя

пропорционально числу зимних и летних дней.

[pic] час/год

[pic]час/год

[pic]час/год

[pic]

= 26,20 тыс.руб/год.

Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от

недоотпуска электроэнергии потребителям.

З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.

3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов.

Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых

затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты

варианта II за единицу:

Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из

этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на

подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты

экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в

табл. 3.1.

Таблица 3.1

Результаты технико-экономического сравнения вариантов.

|Вариант |I |II |

|Трансформатор |2 ТРДН–25000/110 |2 ТРДН–16000/110 |

|Капитальные вложения, |131 |96 |

|тыс.руб. | | |

|Стоимость годовых потерь, |13 |15 |

|тыс.руб. | | |

|Годовые потери |850549 |1028792 |

|электроэнергии, кВт*ч/год | | |

|Недоотпуск | | |

|электроэнергии,МВт*ч/сут. | | |

|зимой |0 |50,02 |

|летом |0 |17,29 |

|Ущерб от недоотпуска |0 |26,20 |

|электроэнергии | | |

|Приведённые затраты, |41 |62,20 |

|тыс.руб. | | |

|% |100 |151,7 |

3. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

Расчёт и анализ установившихся режимов электрической сети

выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой

потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по

вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и

перетокам по линиям.

Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего

варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с

установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1.

Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на

базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на

использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся

режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается

ускоренным методом Зейделя.

Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения

напряжения на шинах от номинального составляет:

- в нормальных режимах – 5%

- в аварийных – 10%

- в нормальных режимах – (9,5-10,5)кВ;

- в аврийных режимах – (9-11)кВ.

В проектируемой электрической сети предусмотрены средства

регулирования напряжения. На электростанции с помощью изменения тока

возбуждения может быть изменена выдача реактивной мощности ГРЭС. Допустимые

колебания реактивной мощности при выдаче номинальной активной соответствуют

допустимым значениям [pic] на ГРЭС и приведены в табл. 4.1

Таблица 4.1

Допустимые значения реактивной мощности ГРЭС.

|Активная мощность ГРЭС,|[pic] |Реактивная мощность |

|МВт | |ГРЭС, МВар |

|800 |0,95 |262 |

|800 |0,8 |600 |

Регулирование напряжения на подстанции может быть выполнено с

помощью РПН трансформаторов, позволяющих менять коэффициент трансформации

под нагрузкой. На трансформаторах ТРДН-25000/110 пределы регулирования

составляют [pic] в нейтрале обмотки высокого напряжения. При расчёте с

помощью вычислительного комплекса RASTR коэффициенты трансформации

вычисляются как отношение напряжения низшей обмотки к напряжению высшей и

поэтому всегда меньше единицы. Значения коэффициентов трансформации ТРДН-

25000/110 приведены в табл.4.2.

Таблица 4.2

Значения коэффициента трансформации трансформатора ТРДН-25000/110.

|Номер отпайки |Коэффициент |Номер отпайки |Коэффициент |

| |трансформации | |трансформации |

|0 |0,091 |+1 |0,09 |

|-9 |0,109 |+2 |0,088 |

|-8 |0,106 |+3 |0,087 |

|-7 |0,104 |+4 |0,085 |

|-6 |0,102 |+5 |0,084 |

|-5 |0,1 |+6 |0,082 |

|-4 |0,098 |+7 |0,081 |

|-3 |0,097 |+8 |0,08 |

|-2 |0,095 |+9 |0,079 |

|-1 |0,093 | | |

Расчёты параметров установившихся режимов приведены для следующих

ниже вариантах.

Нормальный режим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3)

При проведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки

напряжение в допустимых пределах. Напряжение на подстанции 10 в

норме - 10,1кВ. Коэффициенты трансформации на трансформаторах ГРЭС и в узле

5 – номинальные, в узлах распределительной сети коэффициенты трансформации

равны:

- Узел 8 – 0,093 (№ отпайки -0);

- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -1);

- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -1);

- Узел 10 – 0,098 (№ отпайки -1).

Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из

автотрансформаторов. Для ввода режима в допустимую область потребовалось

установить коэффициент трансформации:

- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -2);

- Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -5);

- Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ

и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.2 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение линии 5-1000. Для

ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент

трансформации:

- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -5);

- Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ

и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из

трансформаторов узла 10. Для ввода режима в допустимую область

потребовалось установить коэффициент трансформации:

- Узел 8 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 10 – 0,109 (№ отпайки -9).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ

и равно 9,8кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.5 и приложении I-3.

Таким образом, анализ установившихся режимов наилучшего варианта

развития сети позволяет сделать вывод о том, что качество электроэнергии в

выбранном варианте соответствует ГОСТ и дополнительных средств

регулирования напряжения не требуется.

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.

Расчёт токов короткого замыкания (ТКЗ) выполняется для обоснования

выбора оборудования подстанций и средств релейной защиты и автоматики.

При расчёте ТКЗ обычно используются следующие допущения:

- Не учитываются токи нагрузок, токи намагничивания трансформаторов,

ёмкостные токи линий электропередач;

- Не учитываются активные сопротивления генераторов;

- Трёхфазная сеть рассматривается, как строго симметричная.

Схема замещения для расчёта ТКЗ составляется по расчётной схеме

электрической сети. Все элементы сети замещаются соответствующим

сопротивлением и указываются ЭДС источников питания. Затем схема сети

сворачивается относительно точки КЗ, источники питания объединяются и

находится эквивалентная ЭДС схемы Еэкв и результирующее сопротивление сети

от источников питания до точки КЗ Zэкв. По найденным результирующим ЭДС и

сопротивлению находится периодическая составляющая суммарного тока

короткого замыкания:

[pic] (5.1)

Ударный ток короткого замыкания определяется как

[pic] (5.2),

Страницы: 1, 2, 3, 4