Расчет потокораспределения в сети

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

  5

1207.215319.000 ПЗ

0000 ПЗ

2 Расчет электрической сети 110 кВ

2.1 Исходные данные для проектирования электрической сети

Схема района развития сети показана на рисунке 2.1.

Дополнительные данные:

– cos?=0,9 - для всех нагрузок;

– потребители узлов 6, 8 – третьей категории надежности;

– потребители узла 9 – второй категории надежности;

– потребители узлов 2, 3 – первой категории надежности;

– Р2 = 30 МВт; Р3 = 40 МВт; Р6 = 15 МВт; Р8 = 15 МВт; Р9 = 30 МВт;

– номинальное напряжение потребителей 10 кВ;

– Тmax нагрузок – 4500 ч;

– район проектирования – Сибирь, район по гололеду - III.



Рисунок 2.1 – Исходная схема развития сети


2.2 Разработка схем развития электрической сети

Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.

В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).

В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников III категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5), учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.

В варианте 1 схема кольцевая. В варианте 2 схема смешанная (узлы 1, 2, 3, 8, 9 образуют кольцо). Вариант 5 – радиальная.








Рисунок 2.2 – Вариант 1



Рисунок 2.3 – Вариант 2



Рисунок 2.4 – Вариант 3

2.3 Расчет потокораспределения в сети

В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом. Последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.

В случае сети замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле [1, формула 3.73]:

                                               (2.1)

где –определяемая активная мощность источников;

– активная составляющая в узлах потребителей; 

– расстояние противоположенного источника до данного потребителя; 

– общее расстояние между источниками.

На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.

Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:

                                                 (2.2)

где l – длина линии;

n – число параллельных ветвей.


Расчет потокораспределения (вариант 1)

Схема кольцевая.



Рисунок 2.5 – Схема потокораспределения (вариант 1)

Рассчитаем кольцевую сеть по формулам (2.1) – (2.2):







Баланс активной мощности:



















Расчет потокораспределения (вариант 2)

Схема смешанная.



Рисунок 2.6 – Схема потокораспределения (вариант 2)

Рассчитаем сеть по формулам (2.1) – (2.2):







Баланс активной мощности:

















Расчет потокораспределения (вариант 3)

Схема электрической сети только с радиальными участками.



Рисунок 2.7 – Схема потокораспределения (вариант 3)

Рассчитаем радиальную сеть:




2.4 Выбор номинального напряжения сети

Для расчета напряжения будем использовать формулу [1, (6.25)], дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ:

,                                           (2.3)

где P – передаваемая по линии мощность, МВт;

l – длина линии, км;

n – количество параллельных цепей на участке.

Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1.











Среднее значение:

                   (2.4)



Вычисления напряжений в других узлах сети производятся аналогично, по формулам (2.3–2.4). Результаты сведем в таблицы 2.1–2.3.

Таблица 2.1 – Расчет Uн для варианта 1

№ участка

1-2

1-9

2-6

3-6

3-8

8-9

Сред. знач.

Uн, кВ

105,38

101,27

112,36

93,31

62,68

82,44

92,91

Таблица 2.2 – Расчет Uн для варианта 2

№ участка

1-2

1-9

2-3

3-6

3-8

8-9

Сред. знач.

Uн,кВ

109,85

93,46

111,53

52,51

27,13

71,03

77,59

Таблица 2.3 – Расчет Uн для варианта 3

№ участка

1-2

1-3

3-9

8-9

6-8

Сред. знач.

Uн,кВ

72,66

121,4

100,53

67,94

53,45

83,2

Учитывая существующую ЛЭП 110 кВ, перетоки мощности по участкам  (Р) и длины линий (l) для всех рассматриваемых вариантов (рис.2.2 – 2.4) выбран класс номинального напряжения 110 кВ.


2.5 Выбор сечений линий электропередач на участках сети

2.5.1 Расчет токораспределения в сети

Для определения сечений, необходимо рассчитать узловые токи и токи на каждом участке по формуле [2, формула (4.11)]:

                                         (2.5)

где Руч –  передаваемая по участку мощность.

Далее определяется сечение проводов. 

Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рис.2.8.



Рисунок 2.8 – Экономические интервалы сечений

Сечение  – стандартные сечения для класса номинального напряжения . Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до  – наиболее экономично сечение , при токе от  до  - сечение  и т.д. 

Здесь под  понимается ток в одной цепи линии. Экономические интервалы сечений приведены в [1, табл. 1.12].

Далее производится проверка выбранных сечений в возможных аварийных режимах по допустимому току, при этом должно соблюдаться условие [1, формула (6.48)]:

                                              (2.6)

где Iдоп –  допустимый ток, определяемый из таблицы [5, таблица 3.15].

Для проектирования берем стальные опоры (Сибирь, район по гололеду – III). 



Рисунок 2.9 – Экономические интервалы сечений: а) одноцепных стальных линий; б) двуцепных линий.

Токи нагрузок узлов определяем по формуле (2.5):











Определим токи на участках сети по формуле (2.5), полученные результаты сведем в таблицы 2.4–2.6.

Таблица 2.4 – Токи на участках сети (вариант 1)

Участок

1-2

2-6

3-6

3-8

8-9

1-9

Ток, кА

0,433

0,258

0,171

0,063

0,15

0,325

Таблица 2.5 – Токи на участках сети (вариант 2)

Участок

1-2

2-3

3-8

8-9

3-6

1-9

Ток, кА

0,485

0,31

0,011

0,098

0,088

0,273

Таблица 2.6 – Токи на участках сети (вариант 3)

Участок

1-2

6-8

8-9

3-9

1-3

Ток, кА

0,175

0,088

0,176

0,351

0,584




2.5.2 Выбор сечений линий электропередач

Проведем расчет для варианта 1.



Рисунок 2.10 – Выбор сечений ЛЭП (вариант 1)



Рисунок 2.11 – Токораспределение (вариант 1): нормальный режим – а; аварийные режимы – б (отключение источника питания 1’), в (отключение источника питания 1”)

Участок 1-2.

При токе I1-2 = 0,433 кА с учетом того, что участок существующий и состоит из двух параллельных линий сечением 240 мм2 , ток на одну цепь IЦ = I1-2/2 = 0,217 кА, сечение проходит.

Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из двух цепей, IАВ 1-2 =0,433 кА, допустимый ток по нагреву для сечения 240 мм2 составляет IАВ АС-240 = 610 А. Таким образом, I АВ 1-2 < IДОП и проверка даёт удовлетворительный результат.

Участок 1-9.

При токе I 1-9 = 0,325 кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 1-9, ток на одну цепь IЦ = I1-9/2 = 0,163 кА, соответствует сечению 120 мм2.

Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из двух цепей, I АВ 1-9 =0,325 кА, допустимый ток по нагреву для сечения 120 мм2 составляет I АВ АС-120 = 390 А. Таким образом, I АВ 1-9 < IДОП и проверка даёт удовлетворительный результат.

Схема является кольцевой.

Выбор сечений производится аналогично выбору в разомкнутой сети:

участок 1-2 – существующий, ток I 1-2 = 0,433 кА, сечение 2хАС-240/32; 

участок 1-9 – ток I 1-9 = 0,325 кА, выбираем сечение 2хАС-120/19;

участок 2-6 – ток I 2-6 = 0,258 кА, выбираем сечение АС-240/32;

участок 3-6– ток I 3-6 = 0,171 кА, выбираем сечение АС-120/19;

участок 3-8– ток I 3-8 = 0,063 кА, выбираем сечение АС-70/11;

участок 8-9– ток I 8-9 = 0,15 кА, сечение АС-120/19.

Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.

Аварийный режим – отключение источника питания 1’.

Участок 1-9:

Imax 1-9 = I2 + I6 + I3 + I8 + I9= 0,175+0,088+0,233+0,088+0,175=0,759 кА < IДОП = 610?2=1220 А.

Выбранное сечение проходит по условию нагрева. 

Участок 8-9:

Imax 8-9 = I2 + I6 + I3 +I8 = 0,175+0,088+0,233+0,088=0,584 кА > IДОП = 390 А.

Выбранное сечение не проходит по условию нагрева. Следовательно, нужно выбрать другое сечение. Выбираем сечение АС – 240/32 для участка 8-9. 

Imax АВ 8-9 = 0,584 кА < IДОП =610 А.

Участок 3-8:

Imax 3-8 = I2 + I6 + I3 = 0,175+0,088+0,233=0,496 кА > IДОП = 0,390 А.

Выбранное сечение не проходит по условию нагрева. Следовательно, нужно выбрать другое сечение. Выбираем сечение АС – 240/32 для участка 3-8. 

Imax АВ 3-8 = 0,496 кА < IДОП =610 А.

Участок 3-6:

Imax 3-6 = I2 + I6= 0,175+0,088=0,263  кА < IДОП =390 А.

Выбранное сечение проходит по условию нагрева. 

Аварийный режим – отключение источника питания 1''

Участок 1-2:

Imax 1-2 = I9 + I8 + I3 + I6 + I2= 0,175+0,088+0,233+0,088+0,175=0,759  кА < IДОП = 610?2=1220 А.

Выбранное сечение проходит по условию нагрева. 

Участок 2-6:

Imax 2-6 = I9 + I8 + I3 + I6 = 0,584 кА < IДОП = 610 А.

Выбранное сечение проходит по условию нагрева. 

Участок 3-6:

Imax 3-6 = I9 + I3 + I8 = 0,496 кА > IДОП = 390 А.

Выбранное сечение не проходит по условию нагрева. Следовательно, нужно выбрать другое сечение. Выбираем сечение АС – 240/32 для участка 3-6. 

Imax АВ 3-6 = 0,496 кА < IДОП =610 А.

Участок 3-8:

Imax 3-8 = I9 + I8 = 0,263 кА < IДОП = 390 А.

Выбранное сечение проходит по условию нагрева.

Результаты расчёта сведены в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 – Выбор сечений проводников (вариант 1)

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Ia.b.,

А

IДОП,А

1-2

сущ.

433

АС-240/32

2

Отключение ИП 1”

759

1220

1-2

сущ.

433

АС-240/32

2

Обрыв одной линии

433

610

1-9

проект

325

АС-120/19

2

Отключение ИП 1’

759

780

1-9

проект

325

АС-120/19

2

Обрыв одной линии

325

390

2-6

проект

258

АС-240/32

1

Отключение ИП 1”

584

610

3-6

проект

171

АС-240/32

1

Отключение ИП 1”

496

610

3-8

проект

63

АС-240/32

1

Отключение ИП 1’

496

610

8-9

проект

150

АС-240/32

1

Отключение ИП 1’

584

610

Аналогично проводим выбор сечений проводников для вариантов 2 – 3.

Результаты расчётов для вариантов 2 – 3 сведены в таблицы 2.8 – 2.9.


Вариант 2



Рисунок 2.12 – Выбор сечений ЛЭП (вариант 2)



Рисунок 2.13 – Токораспределение (вариант 2): нормальный режим – а; аварийные режимы – б (отключение источника питания 1’), в (отключение источника питания 1”)

Таблица 2.8 – Выбор сечений проводников (вариант 2)

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Ia.b.,

А

IДОП,А

1-2

сущ.

485

АС-240/32

2

Отключение ИП 1”

759

1220

1-2

сущ.

485

АС-240/32

2

Обрыв одной линии 

485

610

1-9

проект

273

АС-120/19

2

Отключение ИП 1’

759

780



Продолжение таблицы 2.8

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Ia.b.,

А

IДОП,А

1-9

проект

273

АС-120/19

2

Обрыв одной линии

273

390

2-3

проект

310

АС-240/32

1

Отключение ИП 1”

584

610

3-8

проект

11

АС-240/32

1

Отключение ИП 1’

496

610

8-9

проект

98

АС-240/32

1

Отключение ИП 1’

584

610

3-6

проект

88

АС-70/11

2

Обрыв одной линии

88

265

Вариант 3



Рисунок 2.14 – Выбор сечений ЛЭП (вариант 5)



Рисунок 2.15 – Токораспределение (вариант 5) – нормальный режим


Таблица 2.9 – Выбор сечений проводников (вариант 3)

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Ia.b.,

А

IДОП,А

1-2

сущ.

175

АС-240/32

2

Обрыв одной линии

175

610

1-3

проект

584

АС-240/32

2

Обрыв одной линии

584

610

3-9

проект

351

АС-120/19

2

Обрыв одной линии

351

390

8-9

проект

176

АС-120/19

2

Обрыв одной линии

176

390

6-8

проект

88

АС-70/11

2

Обрыв одной линии

88

265




2.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Необходимо обеспечить энергией потребителей первой и второй категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей третьей категории.

Условия выбора трансформаторов:

UН.ВН  ? Uуст;                                           (2.7)

UН.НН  ? Uуст;                                           (2.8)

SН.Т ? SФ.Т=0,7?Smax.                               (2.9)

После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:

.                                              (2.10)

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.

                        (2.11)

               (2.12)

Выбираем тип трансформатора согласно [5, таблица 5.13] ТРДН–25000/110. При этом:

115 кВ > 110 кВ;

10,5 кВ > 10 кВ;

25 МВА > 23,31 МВА.



то есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 33%.

Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.

Таблица 2.10 – Выбор понижающих трансформаторов

№ узла

Мощность нагрузки

SФ.Т.,

МВ?А

Тип и число трансформаторов



Р, МВт

S, МВт





	2

	30

	33,33

	23,31

	2xТРДН-25000/110

	3

	40

	44,4

	31,11

	2xТРДН-40000/110

	6, а

	15

	16,67

	11,67

	2хТДН-16000/110

	6, б

	15

	16,67

	-

	ТРДН-25000/110

	8, а

	15

	16,67

	11,67

	2хТДН-16000/110

	8, б

	15

	16,67

	-

	ТРДН-25000/110

	9

	30

	33,33

	23,31

	2xТРДН-25000/110




2.7 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН

Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек [2, таблица 7.4, рисунок 7.10]. Выбор схем соединения РУ и количество выключателей вариантов представлены в таблице 2.11 – 2.13.

Таблица 2.11 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ



линий

трансформаторов





1

4

2

Две рабочие  и обходная системы шин

8

2

3

2

Одна секционированная и обходная системы шин

7

3

2

2

Мостик

3

6

2

2

Два блока с выключателями с неавтоматической перемычкой

2

8

2

2

Два блока с выключателями с неавтоматической перемычкой

2

9

3

2

Одна секционированная и обходная системы шин

7

Итого: 

29

Таблица 2.12 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ



линий

трансформаторов





1

4

2

Две рабочие  и обходная системы шин

8

2

3

2

Одна секционированная и обходная системы шин

7

Продолжение таблицы 2.12

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ



линий

трансформаторов





3

4

2

Одна секционированная и обходная системы шин

8

6

2

2

Два блока с выключателями с неавтоматической перемычкой

2

8

2

2 

Два блока с выключателями с неавтоматической перемычкой

2

9

3

2

Одна секционированная и обходная системы шин

7

Итого: 

34

Таблица 2.13 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ



линий

трансформаторов





1

4

2

Две рабочие  и обходная системы шин

8

2

2

2

Мостик

3

3

4

2

Одна секционированная и обходная системы шин

8

6

2

2

Два блока с выключателями с неавтоматической перемычкой

2

8

4

2

Два блока с выключателями с неавтоматической перемычкой

8

9

4

2

Одна секционированная и обходная системы шин

8

Итого: 

37


2.8 Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Общие положения

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле [1, формула (6.19)]: 

                                 (2.13)

где ЕН – нормативный коэффициент эффективности (в энергетике ЕН=0,12);

К = КЛ + КП – соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;

И =ИЛ+ИП+И?Э – соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий ИЛ, подстанций ИП и И?Э – издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях [1, формула (6.2)];

У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Ежегодные издержки ИЛ и ИП определяются суммой отчислений от капитальных вложений [1, формула (6.4)]:

                                            (2.14)

                                            (2.15)

где ?Л, ?П – соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [1, таблица 6.1].

Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле [1, формула (6.7)]:

                        (2.16)

где ?P’max – суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;

?P’xx – суммарные потери холостого хода трансформаторов;

?0 – удельная стоимость потерь активной энергии, 1,5 руб., [5, таблица 6.3].

? – число часов максимальных потерь в году. Определяется по формуле [1, формула (12.20)]:

                           (2.17)

В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

                                         (2.18)

где a – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [1, рисунок 6.4, а];

Pmax – максимальная нагрузка потребителя;

KB  – коэффициент вынужденного простоя;

? – степень ограничения потребителя (?=1 при полном отключении потребителя, ? < 1 при частичном отключении).

Коэффициент вынужденного простоя определяется по формуле [1, формула (6.22 а)]:

                                         (2.19)

где m – число последовательно, включенных элементов сети;

TBi – среднее время восстановления элемента i [4, таблица 2.33];

?i – параметр потока отказов элемента i [4, таблица 2.32].

Капитальные вложения в линии:

                                         (2.20)

где С – стоимость 1 км линии;

l – длина линии; 

n – число параллельных линий.

Капитальные вложения в подстанцию:

                                       (2.21)

где С – стоимость 1 ячейки выключателя;

n – число ячеек для учета.

На основании анализа результатов расчета выбирается 1 вариант с меньшими приведенными затратами.

Экономическое сопоставление вариантов

Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов присоединения узла 6. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 6.

Подвариант а предполагает установку на подстанции 6 двух трансформаторов ТДН-16000/110 (рис. 8.5, а), подвариант б установку на подстанции 6 одного трансформатора ТРДН-25000/110 (рис. 8.5, б).



Рисунок 2.16 – Схемы вариантов ПС 6: а – установка двух трансформаторов, б – установка одного трансформатора 

Подвариант а. 

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 [1, табл. 2.6] составляет 18900 тыс.руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ – 2100 тыс.руб. [1, табл. 2.3], тогда:







Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1, табл. 2.1] для подстанций 110 кВ – 9,4% соответственно .

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

                                         (2.22)

где ; ;  [1, табл. 1.9].

Тогда:

 [1, табл. 1.30],





Суммарные потери холостого хода трансформаторов:



Потери мощности в максимальном режиме  ток определен при выборе сечений,  кА, тогда:



Число часов максимальных потерь



Удельная стоимость потерь электроэнергии ?0 составляет 1,5 коп./кВт?ч [1, рис. 2.1], тыс.руб./МВт?ч.

Издержки



Таким образом, приведенные затраты в подвариант а присоединения узла 6 составляют





Подвариант б. 

Капиталовложения в подстанцию:



Капиталовложения в линию:





Издержки на потери:











Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания

                                    (2.23)

при его расчете следует учесть один элемент: трансформатор (m = 1), при полном отключении ?=1, удельный ущерб a=360 тыс.руб./кВт = 360?103 тыс.руб./МВт [1, рис. 2.2], Pmax=15 МВт.

Параметры потока отказов трансформатора ?T=0,02 отказ/год [1, табл. 2.33]. Среднее время восстановления [1, рис. 2.31] для линии TВЛ=1?103 лет/отказ, для трансформатора при наличии в системе резервного трансформатора и TВТ=1?103 лет/отказ при его отсутствии,

 

Приведенные затраты для подварианта б



Вариант а более экономичен, отличие более 5%, поэтому устанавливаем два трансформатора. Аналогично сравниваем варианты для узла 8. В конечном итоге выбираем вариант с двумя трансформаторами ТДН-16000/110.

Число выключателей, которое следует учесть при сопоставлении вариантов, сведено в таблицу 2.14.


Таблица 2.14 – Число ячеек выключателей по вариантам

Вариант

1

2

3

Число ячеек выключателей

29

34

37

Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении

0

5

8



При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1 – 2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.

Результаты расчетов варианта 1 сведены в таблицу 2.15. Расчеты для других вариантов аналогичны. Расчеты вариантов 2 и 3 сведены в таблицы 2.16 и 2.17. Итоговое экономическое сравнение вариантов представлено в таблице 2.18.

Таблица 2.15 – Расчет экономических показателей линий (вариант 1)

Линия

Вид

Длина,

км

Ток, А

Сечение

R, Ом

,

МВт

,

тыс. руб.

1-2

сущ.

22

433

2хАС-240

1,32

0,74

0

1-9

проект

64

325

2хАС-120

7,968

2,52

108672

2-6

проект

22

258

АС-240

2,64

0,53

26400

3-6

проект

17

171

АС-240

2,04

0,18

20400

3-8

проект

23

63

АС-240

2,76

0,03

27600

8-9

проект 

10

150

АС-240

1,2

0,08

12000

Всего:











4,09

195072

Таблица 2.16 – Расчет экономических показателей линий (вариант 2)

Линия

Вид

Длина,

км

Ток, А

Сечение

R, Ом

,

МВт

,

тыс. руб.

1-2

сущ.

22

485

2хАС-240

1,32

0,93

0

1-9

проект

64

273

2хАС-120

7,968

1,78

108672

2-3

проект

15

310

АС-240

1,8

0,52

18000



Продолжение таблицы 2.16

Линия

Вид

Длина,

км

Ток, А

Сечение

R, Ом

,

МВт

,

тыс. руб.

3-6

проект

23

11

АС-240

2,76

0,01

27600

3-8

проект

10

98

АС-240

1,2

0,03

12000

8-9

проект 

17

88

2xАС-70

3,638

0,08

29784

Всего:











3,35

196056

Таблица 2.17 – Расчет экономических показателей линий (вариант 3)

Линия

Вид

Длина,

км

Ток, А

Сечение

R, Ом

	,

МВт

,

тыс. руб.

1-2

сущ.

22

175

2хАС-240

1,32

0,12

0

1-3

проект

28

584

2хАС-240

1,68

1,72

53928

3-9

проект

32

351

2хАС-120

3,984

1,47

54336

8-9

проект

10

176

2хАС-120

1,245

0,12

16980

6-8

проект

30

88

2хАС-70

6,42

0,15

52560

Всего:











3,58

177804

Таблица 2.18 – Экономическое сопоставление вариантов развития сети

№









З

?З,

вар.

тыс. руб.

о. е.

1

195072

0

195072

17694,02

46564,67

1,26

2

196056

10500

206556

14511,1

45774,38

1,008

3

242352

14700

257052

14596,61

53610,5

1,181

4

212376

14700

227076

14862,48

49439,93

1,089

5

177804

16800

194604

15487,17

45397,36

1,000

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 3 вариант развития сети — радиальная схема. Этот вариант рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.


2.9 Расчет установившегося режима сети

2.9.1. Расчет параметров схемы замещения

Для расчета подготовлена схема замещения сети (рис. 2.17), параметры схемы замещения приведены в таблице 2.19 (по узлам схемы) и в таблице 2.20 (по ветвям схемы). При подготовке схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации, .

Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21, 31, 61, 81 и 91).



Рисунок 2.17 – Схема режима максимальных нагрузок

Таблица 2.19 – Параметры узлов сети

Номер узла

Uном, кВ

Мощность узла





P, МВт

Q, МВт

1

115

-

-

2

110

0,054

0,35

3

110

0,072

0,520

6

110

0,038

0,224

8

110

0,038

0,224

9

110

0,054

0,35

21

10,5

30

14,53

31

10,5

40

19,37

61

10,5

15

7,26

81

10,5

15

7,26

91

10,5

30

14,53

Параметры схемы замещения линий находятся по формулам:

                                               (2.23)

                                              (2.24)

                                             (2.25)

где R0 – удельное активное сопротивление [5, таблица 3.8];

X0 – удельное реактивное сопротивление [5, таблица 3.8];

 b0 – удельная емкостная проводимость [5, таблица 3.8].

Параметры схемы замещения трансформаторов находятся по формулам:

                                           (2.26)

                                           (2.27)

где N – число трансформаторов на подстанции.

Параметры схемы замещения находим по формулам (2.23) – (2.27).

Параметры ветвей сети представим в таблице 2.20.

Таблица 2.20 – Параметры ветвей сети

Номер узла

R, Ом

X, Ом

B* 10-4См

, МВАр

Kтн

Нач.

Кон.











1

2

1,32

4,455

1,236

0,818



1

3

1,68

5,67

1,574

1,041



3

9

3,984

6,832

1,702

1,126



8

9

1,245

2,135

0,532

0,352



6

8

6,42

6,66

1,53

1,012



2

21

1,27

27,95





0,091

9

91

1,27

27,95





0,091

3

31

0,7

17,35





0,091

6

61

2,19

43,35





0,096

8

81

2,19

43,35





0,096

	

Емкости линий определяются по формуле [1, формула (3.21)]:

.                                   (2.28)



;







2.9.2 Расчет потокораспределения сети

Определяем мощности на всех участках с учетом потерь, начиная от потребителей к источнику. Потери определяются по формулам [1, формула (3.23)]:

                                       (2.29)

                                      (2.30)

Определим расчетные нагрузки:









Расчет потоков мощности:

Участок 1-2:



Участок 6-8:



Участок 8-9:



Участок 3-9:



Участок 1-3:



2.9.3 Расчет напряжений в узлах сети

Продольная составляющая падения напряжения [1, формула (3.35)]:

                           (2.31)

Напряжение в начале линии [1, формула (3.37)]:

                                    (2.32)

Определим напряжение на стороне ВН по формулам (2.31) – (2.32):





Аналогично для узлов 3, 6, 8 и 9 найдем напряжения на высокой стороне. Результаты вычислений занесем в таблицу 2.21.

Таблица 2.21 – Напряжения на высокой стороне в узлах

Узел

2

3

6

8

9

?U, кВ

0,969

4,412

1,401

0,653

4,284

U, кВ

114,031

110,588

104,25

105,651

106,304

Напряжение на стороне НН [1, формула (3.50)]:

         (2.33)

.                                     (2.34)



= 109,82 кВ;



Аналогично для узлов 31, 61, 81 и 91 найдем по формулам (2.33) – (2.34) напряжения на низкой стороне. Результаты вычислений занесем в таблицу 2.22.

Таблица 2.22 – Напряжения на низкой стороне в узлах

Узел

21

31

61

81

91

UВ, кВ

109,82

107,082

102,855

102,184

99,702

UН, кВ

9,994

9,744

9,874

9,81

9,073

	

Рисунок 2.18 – Карта установившегося режима сети

2.9.4 Выбор средств регулирования напряжения

В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21:



где цена одной отпайки равна 2,047 кВ. 

Тогда

.

Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):



Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 2.23.

Таблица 2.23 – Выбор отпаек на трансформаторах

Номер узла

21

31

61

81

91

Требуемое напряжение на ПС, кВ

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ

9,994

9,744

9,874

9,81

9,073

Рациональная отпайка

-3

-4

-6

-6

-7

Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

10,59

10,53

10,51

10,45

10,4

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.


2.10 Расчет установившегося послеаварийного режима

2.10.1 Расчет потокораспределения сети

Расчет послеаварийных режимов аналогичен расчету установившихся режимов максимальных нагрузок. Рассмотрим наиболее тяжелые для системы случаи обрывов проводов на различных участках.

Мощности на участках и потери мощности в них находятся по формулам (2.28 – 2.30).

Обрыв одной из параллельных цепей линии 1-3. Данный аварийный режим затрагивает перетоки мощности только на участке 1-3.

Участок 1-3:



2.10.2 Расчет напряжений в узлах сети

Напряжения в узлах найдем по формулам (2.31 – 2.32). Результаты расчета приведем в таблице 2.24.

Таблица 2.24 – Напряжения в узлах на высокой стороне

Узел

3

6

8

9

?U, кВ

9,545

1,476

0,688

4,492

U, кВ

105,455

98,799

100,275

100,963

Напряжения на низкой стороне в узлах найдем по формулам (2.33) – (2.34). Результаты расчета приведем в таблице 2.25.

Таблица 2.25– Напряжения в узлах на низкой стороне

Узел

31

61

81

91

UВ, кВ

101,799

95,122

96,645

96,292

UН, кВ

9,264

9,132

9,278

8,763



Рисунок 2.19 – Установившийся послеаварийный режим при обрыве одной цепи линии 1-3

2.10.3 Выбор средств регулирования напряжения

Рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для узлов.

Результат расчета рациональных отпаек представлен в таблице 2.26.

Таблица 2.26 – Выбор отпаек на трансформаторах

	Номер узла

	31

	61

	81

	91

	Требуемое напряжение на ПС, кВ

	10,4

	10,4

	10,4

	10,4

	Напряжение до регулирования, кВ

9,264

9,132

9,278

8,763

	Рациональная отпайка

	-6

	-9

	-9

	-9

	Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

	10,41

	10,34

	10,51

	10,47

	

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий послеаварийного режима не требуется.




3 Проектирование ТЭЦ 320 МВт

3.1 Выбор структурных схем

Для первого варианта схемы ТЭЦ устанавливаем два генератора, мощностью по 63 МВт каждый, работающие на шины низкого напр.......................