close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Seti i sistemy kursach

код для вставкиСкачать
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
"ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ"
КАФЕДРА "ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ"
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по курсу "Электрические системы и сети"
"Проектирование электрической сети 110 кВ"
(ВАРИАНТ "Б-____")
Выполнил студент группы Э - 21
_______________________________
Руководитель: доц. Барбашов И. В.
Харьков 2013
Вариант № Б - _____
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
4 ОБОСНОВАНИЕ НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ВАРИАНТОВ
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
5 ВЫБОР И ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
6 ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
8 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
9 АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
10 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
11 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОДНОГО ИЗ ДВУХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС В РЕЖИМАХ СНИЖЕНИЯ ГОДОВОЙ НАГРУЗКИ
13 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
ВВЕДЕНИЕ
Выполнение курсового проекта по курсу "Электрические системы и сети" - важный этап подготовки специалистов электроэнергетиков, что обусловлено необходимостью комплексного рассмотрения и решения в этих разработках большой группы технических и технико-экономических вопросов, связанных с функционированием электрических сетей.
Содержанием курсового проекта является проектирование развития и анализ установившихся режимов электрической сети 110 кВ, включающее разработку и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрической сети и обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электроэнергией с выполнением технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электрической энергии [1].
1 ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Разработка вариантов развития проектируемой электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций "Норм технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше" (НТП ЭС) [1].
Согласно исходным данным (нагрузки узлов, масштаб плана задания), из табл. А.1 следует, что проектируемая сеть, вероятнее всего, будет иметь номинальное напряжение 110 кВ (передаваемая мощность 13-45 МВА, среднее расстояние между соседними ПС 25 км).
Варианты развития электрической сети разрабатываются на основе рекомендаций НТП ЭС, приведенных в табл. А.2; при этом учитывается, что согласно заданию на проектирование все узлы нагрузки имеют потребителей первой категории надёжности электроснабжения [2], для которых должно обеспечиваться бесперебойное электроснабжение.
Исходные варианты развития электрической сети представляются на рис. 1 ПЗ.
Из намеченных вариантов развития электрической сети, удовлетворяющих требованиям надёжности электроснабжения, отбираются два наиболее соответствующих требованиям экономичности, т.е. имеющих наименьшую протяжённость линий (в одноцепном исполнении) и наименьшее число ячеек высоковольтных выключателей на открытых распределительных устройствах высокого напряжения подстанций (ОРУ ВН ПС) и источников питания (ИП).
Расчёт протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети выполняется по следующим соотношениям.
Коэффициент пересчёта длин участков сети, измеренных на плане задания, к действительным длинам участков:
kпер = М ∙ 10-6 ∙ kL,(1.1)
где М − масштаб плана задания;
10-6 − коэффициент перевода "мм" в "км";
kL − коэффициент увеличения длины участка сети по сравнению с воздушной прямой; по данным [1] kL  1,25.
Действительная длина участка сети, км:
L = l ∙ kпер,(1.2)
где l длина участка сети, измеренная на плане задания, мм.
Приведенная длина участка сети, км:
L' = L ∙ kцеп,(1.3)
где kцеп коэффициент приведения длин двухцепных линий к одноцепным; для ВЛ 110 кВ на двухцепных железобетонных опорах kцеп  1,64.
Результаты расчета протяженности линий исходных вариантов развития электрической сети заносятся в табл. 1 ПЗ.
Определение числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций "Норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 6-750 кВ" (НТП ПС) [3], основные положения которых даны в табл. А.3 и А.4.
Примечание. Для ИП шифры типовых схем ОРУ СН в проводимых расчетах не определяются и число ячеек выключателей соответствует числу отходящих линий, т.е. nяч = nл.
Результаты определения числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети приводятся в табл. 2 ПЗ.
Два варианта развития электрической сети, обладающие наилучшими показателями (L' - min и nяч - min) принимаются для дальнейшего более подробного и точного расчета и сопоставления по условию минимума затратной части интегрального эффекта Зд.с [4].
Показатели исходных вариантов развития электрической сети представляется в табл. 3 ПЗ.
Рисунок 1 − Исходные варианты развития электрической сети
( ‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒ одноцепные линии;
‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ двухцепные линии)
Таблица 1 − Расчет протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети
ВариантУчастокl, ммL, кмKцепL', кмL', км123451-5Б-6−−− Примечание. kпер = 5 ∙ 105 ∙ 10-6 ∙ 1,25 = 0,625. Таблица 2 − Расчет числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети ВариантУзелШифр ОРУ ВНnяч, шт.nяч, шт.112345АБ212345АБ312345АБ412345АБ512345АБ
Таблица 3 − Показатели исходных вариантов развития электрической сети ВариантL', кмnяч, шт.Вывод12345
2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Предварительно рассчитываются следующие величины по соотношениям:
Рн = Sн ∙ cosн; Qн = Sн ∙ sinн;
Pc = Sc ∙ cosс; Qc = Sc ∙ sinс;
Sв = Sн + Sc; Pв = Pн + Pc; Qв = Qн + Qc,(2.1)
где Sн, Sc, cosн, cosс принимаются из исходных данных к курсовому проекту;
Sннм = Sн ∙ kн; Рннм = Рн ∙ kн; Qннм = Qн ∙ kн;
Sснм = Sс ∙ kс; Рснм = Рс ∙ kс; Qснм = Qс ∙ kс;
Sвнм = Sннм + Sснм; Pвнм = Pннм + Pснм; Qвнм = Qннм + Qснм,(2.2)
где kн, kс - коэффициенты снижения нагрузки узлов сети на стороне НН и СН в режиме минимума электрической нагрузки, принимаемые из исходных данных к курсовому проекту;
Sнпа = Sн ∙ kпа; Pнпа = Pн ∙ kпа; Qнпа = Qн ∙ kпа;
Sспа = Sс ∙ kпа; Pспа = Pс ∙ kпа; Qспа = Qс ∙ kпа;
Sвпа = Sв ∙ kпа; Pвпа = Pв ∙ kпа; Qвпа = Qв ∙ kпа,(2.3)
где kпа коэффициент потребителей І и ІІ категории надежности электроснабжения узлов сети, принимаемый из исходных данных к курсовому проекту.
Результаты расчетов нагрузки узлов электрической сети заносятся в табл. 4 ПЗ.
Таблица 4 − Нагрузки узлов электрической сети РежимВеличинаУзел 123456Амаксимума
нагрузокSн, МВА−Pн, МВт−Qн, Мвар−Sс, МВА−Pс, МВт−Qс, Мвар−Sв, МВАPв, МВтQв, Мварминимума
нагрузокkн, отн. ед.−Sннм, МВА−Рннм, МВт−Qннм, Мвар−kс, отн. ед.−Sснм, МВА−Рснм, МВт−Qснм, Мвар−Sвнм, МВА_____*Рвнм, МВт_____*Qвнм, Мвар_____*после-аварийныеkпа, отн. ед.1Sнпа, МВА−Pнпа, МВт−Qнпа, Мвар−Sспа, МВА−Pспа, МВт−Qспа, Мвар−Sвпа, МВАPвпа, МВтQвпа, Мвар *) kАнм = ..........
3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Определение потокораспределения для вариантов развития электрической сети выполняется при допущениях [5]:
− потери мощности в элементах электрической сети (линиях и трансформаторах) не учитываются, т. е. Р = 0 и Q = 0;
− напряжения в узлах электрической сети постоянны и равны номинальному, т. е. Ui = Uном = const;
− электрическая сеть является однородной (Rі /Xі = const), что позволяет потокораспределение в замкнутых контурах находить через длины соответствующих участков.
Определение потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети выполняется для условий максимума нагрузок (зимний максимум) и характерных послеаварийных режимов электрической сети с использованием следующих соотношений.
Режим максимума электрических нагрузок:
Послеаварийные режимы:
Результаты определения потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети представляются в табл. 5 и 6 ПЗ. Определение потокораспределения в кольцевой схеме в режиме максимума нагрузки ____ варианта развития электрической сети:
................................................................................................
Определение потокораспределения в кольцевой схеме в режиме максимума нагрузки ____ варианта развития электрической сети:
................................................................................................
Таблица 5 − Определение потокораспределения в установившихся режимах ___ варианта развития электрической сети Расчетная схема сетиОбозначение узловSy, МВАSупа, МВАОбозначение линий
(L, км)Режим макс. нагрузкиНапр. мощн.Sл, МВАПА режим при откл.
Б-3Напр. мощн.Sлпа, МВАПА режим при откл.
Б-2Напр. мощн.Sлпа, МВАПА режим при откл.
А-5Напр. мощн.Sлпа, МВАПА режим при откл.
А-1Напр. мощн.Sлпа, МВАSлпанб, МВА Примечание. При заполнении табл. 5 в качестве Sлпанб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети из всех рассмотренных послеаварийных режимов.
Таблица 6 − Определение потокораспределения в установившихся режимах ___ варианта развития электрической сети Расчетная схема сетиОбозначение узловSy, МВАSупа, МВАОбозначение линий
(L, км)Режим макс. нагрузкиНапр. мощн.Sл, МВАПА режим при откл.
Б-3Напр. мощн.Sлпа, МВАПА режим при откл.
Б-2Напр. мощн.Sлпа, МВАПА режим при откл.
А-5Напр. мощн.Sлпа, МВАПА режим при откл.
А-1Напр. мощн.Sлпа, МВАSлпанб, МВА Примечание. При заполнении табл.6 в качестве Sлпанб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети из всех рассмотренных послеаварийных режимов.
4 ОБОСНОВАНИЕ НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ВАРИАНТОВ
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Обоснование правильности принятого в разделе 1 решения о номинальном напряжении вариантов развития электрической сети выполняется по формуле, дающей удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне 35-1150 кВ [6],
Uэк = 1000 / √(500 / L + 2500 / Pл),(4.1)
где L - длина линии, км;
Рл - передаваемая по линии мощность (на одну цепь), МВт.
Результаты расчетов по обоснованию номинального напряжения вариантов развития электрической сети представляются в табл. 7 ПЗ.
Таблица 7 − Обоснование номинального напряжения вариантов развития электрической сети ВариантУчастокРл, МВтL, кмUэк, кВUном, кВ11103110
5 ВЫБОР И ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
5.1 В исходных данных к курсовому проекту электропотребление узлов характеризуется годовыми графиками нагрузки или значениями числа часов использования наибольшей нагрузки Тнб.у.
Число часов использования наибольшей нагрузки узлов Тнб.у, часов, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):
Тнб.у = [∑(Pi ∙ ti) / Pнб)] ∙ Тгод / 12,(5.1)
где Pi∙и Pнб заданы в %; ∙ti − в месяцах; Тгод − в часах (Тгод = 8760 ч).
Примечания:
1. Среднее значение нагрузки узлов Pср, МВт, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):
Pср = [∑(Pi ∙ ti) / Pнб)] ∙ Pнб.у / 12,(5.2)
где Pi∙и Pнб заданы в %; ∙ti − в месяцах; Pнб.у − в МВт.
2. Коэффициент неравномерности годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:
aгод = Рнм / Рнб.(5.3)
3. Коэффициент заполнения годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:
bгод = Рср / Рнб.(5.4)
Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов, заданных годовыми графиками нагрузки, дается в табл. 8 ПЗ.
Таблица 8 − Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов электрической сети
УзелЗначение Рi, %, по месяцам SPi×ti,
%·месPнб,
%Тнб.у,
ч/год123456789101112 Число часов использования наибольшей нагрузки для линий Тнб.л рассчитывается на основе распределения активной мощности Рл в линиях вариантов развития электрической сети, активной нагрузки узлов Рy и значений Тнб.у.
Годовые графики нагрузки и соответствующие им значения Тнб и Pср следует изобразить на рис. 2 ПЗ.
а
б
Рисунок 2 − Годовые графики нагрузки узлов __ (а) и __ (б)
Для построенных годовых графиков нагрузки имеем:
Узел __: Pнб = ____ МВт; Pнм = ____ МВт; Pср = (____ / 100) ∙ ____ / 12 =
= ______ МВт; aгод = ____ / ____ = ____; bгод = ____ / ____ = ____.
Узел __: Pнб = ____ МВт; Pнм = ____ МВт; Pср = (____ / 100) ∙ ____ / 12 =
= ______ МВт; aгод = ____ / ____ = ____; bгод = ____ / ____ = ____.
При расчетах Тнб.л учитывают следующие соотношения:
Результаты определения числа часов использования наибольшей нагрузки для линий записываются в табл. 9 ПЗ.
Таблица 9 − Определение числа часов использования наибольшей нагрузки для линий вариантов развития электрической сети
Расчётная схема
___ варианта сетиОбозначение узловРу, МВтТнб.у, ч/годОбозначение линий Направление мощн.Рл, МВтТнб.л, ч/год
Продолжение таблицы 9
Расчётная схема
___ варианта сетиОбозначение узловРу, МВтТнб.у, ч/годОбозначение линий Направление мощн.Рл, МВтТнб.л, ч/год
Таблица 10 − Определение и проверка (по допустимой токовой нагрузке по нагреву) сечений проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ; расчет электрических параметров линий 110 кВ
ВеличинаЛинии ____ вариантаБ-6L, кмnцеп (F),шт.(мм2)Iдоп', АSлпанб, МВАIлпанб, АRл, Ом*Хл, Ом*Qл, Мвар**) на одну цепь
Продолжение таблицы 10
ВеличинаЛинии ____ вариантаБ-6L, кмnцеп (F),шт.(мм2)Iдоп', АSлпанб, МВАIлпанб, АRл, Ом*Хл, Ом*Qл, Мвар**) на одну цепь
5.2. Сечения проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ принимаются, согласно требованиям "Норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38-750 кВ. Провода линий электропередач 35-750 кВ" (НТП ВЛ) [7] и Правил устройства электроустановок (ПУЭ−2009) [2], равными 240 мм2 для одноцепных участков и 2(240) мм2 - для двухцепных (табл. А.5).
Результаты выбора сечений проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ даются в табл. 10 ПЗ.
5.3. Сечения проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ проверяются:
а) по допустимой токовой нагрузке по нагреву;
б) с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройством регулирования под нагрузкой (РПН).
1. Проверка сечений проводов линий по допустимой токовой нагрузке по нагреву выполняется с помощью соотношения:
Iнб Iдоп',(5.5)
где Iнб − расчетный ток для проверки проводов по нагреву, наибольший из тех, что протекают в послеаварийных режимах; Iнб = Iлпанб = [√(Pлпанб2 + Qлпанб2)] ∙ 103 / (√3 ∙ Uном);(5.6)
значение Рлпанб, Qлпанб находят по табл. 5 и 6 ПЗ;
Iдоп' = Iдоп ∙ kθ,(5.7)
где Iдоп − допустимая продолжительная токовая нагрузка проводов для интервала температур от + 25 до + 70 °С, определяемая по табл. А.5;
kθ − поправочный коэффициент для температуры воздуха в период максимума нагрузок; для заданного в проекте региона по табл. А.6 определяется температура воздуха в осенне-зимний сезон, соответствующий годовому максимуму нагрузок, и из табл. А.7 находится коэффициент kθ.
Примечания:
1. Для региона _____________________области в осенне-зимний сезон qвозд = ___ °С, тогда kq = ____.
2. Для проводов воздушных линий сечением 240 мм2 Iдоп = ____·А, тогда Iдоп' = ____ ∙ _____ = ____ А.
Результаты проверки сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву заносим в табл. 10 ПЗ.
В этой же таблице приводятся результаты расчетов параметров схемы замещения линий (на одну цепь) вариантов развития электрической сети 110 кВ по выражениям (рис. 3 ПЗ):
Rл = r0 ∙ L; Хл = x0 ∙ L; Qзар = q0 ∙ L,(5.8)
где r0, x0, q0 − параметры на 1 км длины линии сечением 240 мм2, определяемые по табл. А.8.
Примечание. r0 = 0,120 Ом/км; x0 = 0,405 Ом/км; q0 = 0,0375 Мвар/км.
Рисунок 3 - Схема замещения линий электрической сети 110 кВ
2. Проверка сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами регулирования под нагрузкой (РПН) выполняется с помощью соотношения:
∑DU £ DUдоп,(5.9)
где ∑DU − наибольшая сумма потерь напряжения на линиях сети между ИП и наиболее электрически удаленной точкой сети для условий наиболее тяжелого из рассмотренных (см. табл. 5 и 6 ПЗ) послеаварийных режимов вариантов развития электрической сети;
DU = (Pл ∙ Rл + Qл ∙ Xл) / Uном; ∑DU% = (∑DU / Uном)100.(5.10)
DUдоп − допустимая потеря напряжения в сети с точки зрения достаточности регуировочного диапазона трансформаторов с РПН; значение DUдоп определяется с учетом напряжения ИП, диапазона регулирования трансформаторов с РПН, нормируемого напряжения на стороне НН трансформаторов; ориентировочное значение DUдоп может быть принято равным 18−22 %.
Результаты проверки сечений проводов с точки зрения достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН заносятся в табл. 11 ПЗ.
Таблица 11 − Проверка сечений проводов линий электрической сети по достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН
ВеличинаЛинии ____ варианта (ПА режим при откл. _______)Sлпа, МВАZл, ОмU, кВU, кВ (%)Uдоп, %18−20
Продолжение таблицы 11
ВеличинаЛинии ___ варианта (ПА режим при откл. ________)Sлпа, МВАZл, ОмU, кВU, кВ (%)Uдоп, %18−20
6 ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Номинальные мощности двух-, трехобмоточных трансформаторов ПС рассчитываются по формулам :
Sн.т  Sнб / 2; Sн.т  Sпа / 1,4,(6.1)
где Sнб, Sпа соответствуют Sв, Sвпа и берутся из табл. 4.
Значения коэффициентов загрузки трансформаторов находят по формулам:
kнор = Sнб / (Sн.т ∙ 2); kпа = Sпа / Sн.т < 1,4.(6.2)
Результаты выбора номинальных мощностей трансформаторов записываются в табл. 12 ПЗ.
Технические данные двух-, трехобмоточных трансформаторов, взятые из табл. А.9 и A.10, заносятся в табл. 13 ПЗ.
Таблица 12 − Выбор трансформаторов (nт = 2) ПС 110 кВ электрической сети
ПСХар.
тр-раSнб,
МВАSпа,
МВАSнб/2
МВАSпа/1,4МВАSн.т,
МВАТип
трансформатораkнор,
отн. ед.kпа,
отн. ед.123456
Таблица 13 − Основные технические данные трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети
ПСТип трансформатора Пределы регулиров.Uн.в, кВUн.с, кВUн.н, кВuк.в-с, %uк.в-н (uк), %uк.с-н, %123456
Продолжение таблицы 13
ПСPх, кВтPк, кВтQх, кварRв (Rт),
ОмRс, ОмRн, ОмXв (Xт), ОмXс, ОмXн, ОмGт,
10-6 СмBт,
10-6 См123456
7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
7.1 Конструкция воздушных линий определяется районами прохождения их трасс и районированием климатических условий территории страны по скоростным напорам ветра, толщине гололедных образований, грозовой активности и интенсивности пляски проводов [8].
Воздушные линии 110 кВ выполняются одно- и двухцепные с использованием одно- и двухцепных опор. Линии сооружаются на железобетонных промежуточных опорах, а в качестве анкерных угловых применяются стальные опоры. Линии 110 кВ выполняются неизолированными многопроволочными сталеалюминиевыми проводами марки АС, конструктивно состоящими из стального многопроволочного сердечника с навитыми алюминиевыми проволоками.
С точки зрения соотношения алюминиевой и стальной частей провода, характеризующего его прочность, применяются провода средней конструкции, т.е. с соотношением для номинальных сечений 240 мм2 алюминиевой части и стального сердечника 7,77-8,04.
Провода крепятся к гирляндам изоляторов типа ПС70-Б и ПФ70-Б с количеством изоляторов в гирлянде соответственно 8 и 7. На анкерных опорах в натяжных гирляндах изоляторов их число соответственно равно 9 и 8 штук.
Вдоль всей длины линии подвешиваются защитные тросы.
Так как для проектируемой сети не оговорена эксплуатация в районах с повышенной степенью загрязнения атмосферы, провода с повышенной стойкостью против коррозии и изоляторы для районов с повышенным уровнем загрязнения не применяются.
7.2 Варианты развития электрической сети 110 кВ состоит из 6 узлов нагрузки, что питаются от ИП "А" (КЭС 110-330 кВ) и "Б" (узловая ПС 330/110 кВ).
Схемы и параметры вариантов развития электрической сети даются на рис. 4 ПЗ.
Рисунок 4 − Варианты развития электрической сети
Типы ПС и шифры ОРУ ВН,СН, НН ПС 1−6 и ИП "А" и "Б" вариантов развития электрической сети 110 кВ следующие [3].
Вариант № ___:
ПС № _____________ - проходные со схемой ОРУ ВН "Мостик з выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов" (шифр 110-4).
ПС № _____ - тупиковая со схемой ОРУ ВН "Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" (шифр 110-2).
Вариант № ____:
ПС № ____ - проходные со схемой ОРУ ВН "Мостик з выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемичкой со стороны трансформаторов" (шифр 110-4).
ПС № _____________ - тупиковые со схемой ОРУ ВН "Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" (шифр 110-2).
Сторона 10 кВ ПС № ________ вариантов развития электрической сети 110 кВ выполнены по схеме "Одна одиночная, секционированная выключателем, система шин" (шифр схемы 10-1).
Сторона 10 кВ ПС № _____ вариантов развития электрической сети 110 кВ выполнены по схеме "Две одиночные, секционированные выключателями, системы шин" (шифр схемы 10-2).
Сторона 35 кВ ПС № _______ выполнены по схеме "Одна, секционированная выключателем, система шин" (шифр схемы 35-5).
Для заданной в узле "А" КЭС 110-330 кВ на основе данных [6] на стороне 330 кВ принимается схема ОРУ "Полтора выключателя на присоединение" (шифр схемы 330-11), а на стороне 110 кВ − схему ОРУ "Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями" (шифр 110-8). Связь ОРУ 110 и 330 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами связи.
Тип ПС 330/110 кВ "Б" и шифры ОРУ ВН и СН ПС следующие:
Подстанция 330/110 кВ "Б" является узловой с ОРУ 330 кВ, выполненной по схеме "Четырехугольника" (шифр 330-9), и ОРУ 110 кВ - по схеме "Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями (шифр 110-8).
Основные технические данные турбогенераторов КЭС из табл. А.16 приводятся в табл. 14 ПЗ.
Основные технические данные двухобмоточных повышающих трансформаторов 110-330 кВ, выбираемых по условию Sн.т  Pн.г / cos из табл. А.17, записываются в табл. 15 ПЗ.
Основные технические данные автотрансформаторов связи 330−110 кВ из табл. А.10 даются в табл. 16 ПЗ.
Таблица 14 − Основные технические данные турбогенераторов КЭС
110-330 кВ "Б"
ТипРн.г,
МВтcosjгUном.г,
кВXd '',
отн. ед.Xd ',
отн. ед.Xd,
отн. ед.X2,
отн. ед.X0,
отн. ед.
Таблица 15 − Основные технические данные двухобмоточных повышающих
трансформаторов КЭС 110-330 кВ "Б"
ТипUн.в,
кВUн.н,
кВuк,
%DPх,
кВтDPк,
кВтDQх,
кварRт,
ОмXт,
ОмGт,
10-6 СмBт,
10-6 См
Таблица 16 − Основные технические данные автотрансформаторов связи
330/110 кВ КЭС 110−330 кВ "Б"
ТипUн.в,
кВUн.с,
кВUн.н,
кВuк.в-с,
%uк.в-н,
%uк.с-н,
%
Продолжение таблицы 16
DPх,
кВтDPк,
кВтDQх,
кварRв,
ОмRс,
ОмRн,
ОмXв,
ОмXс,
ОмXн,
ОмGт,
10-6СмBт,
10-6См
8 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Согласно [4], при сопоставлении вариантов в задачах, не требующих определения общей эффективности и в которых доходы идентичны во всех вариантах, сравнительная эффективность может оцениваться путём сопоставления затратной части интегрального эффекта (суммарных дисконтированных затрат) Зд.с.
Для статических задач, в которых строительство электрической сети ведётся не более одного года и текущие показатели постоянны в течение всего расчетного периода,
Зд.с = Кс + Ис' / Е,(8.1)
где Кс - капитальные вложения в электрическую сеть, определяемые по укрупнённым показателям стоимости элементов электрических сетей;
Ис' - годовые издержки, определяемые без учёта амортизационных отчислений на реновацию;
Е - реальная (чистая) норма дисконта, принимаемая в расчетах на перспективу равной 0,1.
В свою очередь
Кс = ∑Кл + ∑Кп,(8.2)
где ∑Кл и ∑Кп- капитальные вложения в линии и ПС сети;
Ис' = Иор.с + ИWс;(8.3)
Иор.с = Иор.л + Иор.п;(8.4)
ИWс = ИWл + ИWп,(8.5)
где Иор.с, Иор.л и Иор.п - затраты на эксплуатацию, соответствующие годовым издержкам на техническое обслуживание и ремонт сети, линий и ПС;
ИWс, ИWл и ИWп - стоимость потерь электроэнергии в сети, линиях и на ПС.
При выполнении расчетов, связанных с определением оптимального варианта, следует учитывать только различающиеся элементы и показатели сети. Так, при сравнении вариантов сети одного номинального напряжения должны учитываться:
1) Кл и соответствующие им Иор.л при различных трассах, длинах, числе цепей линий;
2) Кп и соответствующие им Иор.п при различных схемах ОРУ ВН ПС и различном числе выключателей ОРУ СН ИП;
3) ИΔWл линий сети, учитываемых при различных трассах, длинах, числе цепей.
При одинаковой нагрузке узлов сети сопоставление вариантов осуществляется без учёта стоимости потерь электроэнергии на ПС. Тогда на основе формул (8.3)-(8.5)
Ис' = Иор.л + Иор.п + ИWл.(8.6)
Для сопоставимости результатов расчетов затраты по вариантам сети определяются по одному источнику в ценах одного уровня [4].
При расчетах используются следующие формулы и величины.
Капитальные вложения в линии:
Кл = к0 ∙ L;(8.7)
где к0 - стоимость сооружения 1 км линии соответствующего напряжения (табл. А.5);
L - длина линии.
Стоимость сооружения ПС сети Кп принимается по данным табл А.11 в зависимости от схемы ОРУ ВН и сотношения напряжений на ПС.
Стоимость ячеек выключателей ОРУ СН ИП опрделяется по формуле:
КИП = кяч ∙ nяч,(8.8)
где кяч − стоимость ячейки выключателя ОРУ СН ИП, принимаемая по данным табл А.12 в зависимости от его тока отключения ;
nяч − количество ячеек ОРУ СН ИП, учитываемых при сравнении вариантов.
Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт линий:
Иор.л = ор.л ∙ ∑Кл,(8.9)
где ор.л - ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт линий, в отн.ед. стоимости основных фондов по линиям сети; для линий 110 кВ αор.л = 0,012 (табл. А.13).
Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП:
Иор.п = ор.п ∙ ∑Кп',(8.10)
где ор.п - ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП, в отн.ед. стоимости основных фондов по ПС и ИП; для ПС 110 кВ αор.п = 0,024 (табл. А.13).
Стоимость потерь электроэнергии в линиях:
ИWл = Wл ∙ β';(8.11)
Wл = 3 ∙ nцеп ∙ Іл2 ∙ Rл ∙ τл ∙ 10-6,(8.12)
где Іл - ток в линии (на одну цепь) в режиме максимума электрической нагрузки сети;
Iл = [√(Pл2 + Qл2)] ∙ 103 /(√3 ∙ Uном ∙ nцеп),(8.13)
где Pл, Qл - значения активной и реактивной мощности в режиме максимума электрических нагрузок, принимаемые из табл. 5 и 6 ПЗ;
nцеп - количество цепей в линии.
Rл - активное сопротивление линии (на одну цепь) (см. табл. 10 ПЗ); л - годовое время наибольших потерь в линии; л = f(Тнб.л) может быть определено по формуле:
 ≈ (0,124 + Tнб / 104)2 ∙ 8760;(8.14)
β' - удельная стоимость нагрузочных потерь в линиях, равная среднему тарифу на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже; β' = 4,0510−2 тыс. дол./(МВтч) (табл. А.15).
Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных "Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети" (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент КНБУ.
Так как показатели стоимости в табл. 17−19 ПЗ используются только для сравнительных расчетов перевод в национальную валюту может не выполняться.
Результаты расчетов показателей для линий и ПС вариантов развития электрической сети представляются в табл. 17 и 18 ПЗ.
Таблица 17 − Определение показателей линий, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети
ВеличинаЛинии ___ вариантаLл, кмnцеп(F), шт.(мм2)к0, тыс. дол./кмКл, тыс. дол.∑Кл, тыс. дол.αор.л, отн. ед.0,012Иор.л, тыс. дол.Sл, МВАІл, АRл, ОмТнб.л, ч/годτл, ч/годDWл, МВт×чSDWл, МВт×чβ', тыс. дол./(МВт×ч)4,0510−2ИDWл, тыс. дол.
Продолжение таблицы 17
ВеличинаЛинии ____ вариантаLл, кмnцеп(F), шт.(мм2)к0, тыс. дол./кмКл, тыс. дол.∑Кл, тыс. дол.αор.л, отн. ед.0,012Иор.л, тыс. дол.Sл, МВАІл, АRл, ОмТнб.л, ч/годτл, ч/годDWл, МВт×чSDWл, МВт×чβ', тыс. дол./(МВт×ч)4,0510−2ИDWл, тыс. дол. *) на одну цепь
Таблица 18 − Определение показателей ПС и ИП, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети
ВеличинаУзлы 1 варианта123456АБШифр ОРУ ВН−−Шифр ОРУ СН110-8110-8Шифр ЗРУ НН−−nтxSн.т, шт.xМВА−−Uвн /Uсн /Uнн, кВ−−Кп, тыс. дол.____*___**∑Кп, тыс. дол.aор.п, отн. ед.0,024Иор.п, тыс. дол. *) КипА = кяч ∙ nяч = _______________ тыс. дол;
**) КипБ = кяч ∙ nяч = ______________ тыс. дол.
Продолжение таблицы 18
ВеличинаУзлы ____ варианта123456АБШифр ОРУ ВН−−Шифр ОРУ СН110-8110-8Шифр ЗРУ НН−−nтxSн.т, шт.xМВА−−Uвн /Uсн /Uнн, кВ−−Кп, тыс. дол.____*___**∑Кп, тыс. дол.aор.п, отн. ед.0,024Иор.п, тыс. дол. *) КипА = кяч ∙ nяч = ________ = 248 тыс. дол;
**) КипБ = кяч ∙ nяч = ________ = 372 тыс. дол.
Оптимальному варианту развития электрической сети, соответствует условие минимума затратной части интегрального эффекта, т.е.
Зд.с → min.(8.15)
Оптимальным вариантом развития электрической сети, соответствующим условию минимума затратной части интегрального эффекта, является вариант
№ ____________.
Результаты определения оптимального варианта развития электрической сети заносятся в табл. 19 ПЗ.
Таблица 19 - Определение оптимального варианта развития электрической сети
ВеличинаВариант ___Вариант ___Uном, кВ110110∑Кл, тыс. дол.∑Кп', тыс. дол.Иор.л, тыс. дол.Иор.п, тыс. дол.ИDWл, тыс. дол.Кс, тыс. дол.Ис', тыс. дол.Е, отн. ед.0,10,1Зд.c, тыс. дол.
9 АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
9.1 Определение числа включенных трансформаторов на ПС в режиме минимума нагрузки выполняется по условиям:
nт = 1 при Sрасчнм < Sкрит; nт = 2 при Sрасчнм  Sкрит,(9.1)
где Sрасчнм = √[(Sннм)2 + Sннм ∙ Sснм + (Sснм)2];(9.2)
Sкрит = Sн.т ∙ √(2 ∙ ΔPх / ΔPк).(9.3)
Результаты определения числа включенных трансформаторов ПС в режиме минимума нагрузки заносятся в табл. 20 ПЗ.
Таблица 20 − Определение числа включенных трансформаторов ПС 110 кВ в режиме минимума нагрузки электрической сети
ПСSн.т, МВАPх, кВтPк, кВтSкрит, МВАSрасчнм,
МВАnт, шт.123456 9.2 Приведение нагрузки двухобмоточных трансформаторов ПС к стороне высшего напряжения выполняется по формулам (рис. 5 ПЗ):
Sв′ = Sн + ΔSт;(9.4)
Sв = Sв′ + ΔSх ∙ nт;(9.5)
ΔSт = [(Pн2 + Qн2) / Uном2] ∙ [(Rт + jXт) / nт].(9.6)
Рисунок 5 - Схема замещения двухобмоточных трансформаторов
ПС электрической сети
9.3 Приведение нагрузки трехобмоточных трансформаторов ПС к стороне высшего напряжения выполняется по формулам (рис. 6 ПЗ):
Sн' = Sн + ΔSн;(9.7)
Sс' = Sс + ΔSс;(9.8)
Sв'' = Sн' + Sс';(9.9)
Sв' = Sв' + ΔSв;(9.10)
Sв = Sв' + ΔSх ∙ nт;(9.11)
ΔSн = [(Pн2 + Qн2) / Uном2] ∙ [(Rн + jXн) / nт];(9.12)
ΔSс = [(Pс2 + Qс2) / Uном2] ∙ [(Rс + jXс) / nт];(9.13)
ΔSв = ((Pв''2 + Qв''2)/Uном2)((Rв + jXв)/nт).(9.14)
Рисунок 6 - Схема замещения трехобмоточных трансформаторов
ПС электрической сети
Таблица 21 − Приведение нагрузки двухобмоточных трансформаторов ПС 110 кВ к стороне высшего напряжения и определение расчетной нагрузки узлов электрической сети
УзелРежимSн, МВАZт / nт, Ом∆Sт, МВАSв', МВАSх ∙ nт, МВАSв, МВА∑Qзар /2, МварSр, МВА___макс.
(nт = 2)мин.
(nт = __)ПА
(nт = 2)___макс.
(nт = 2)мин.
(nт = __)ПА
(nт = 2)
Продолжение таблицы 21
УзелРежимSн, МВАZт / nт, Ом∆Sт, МВАSв', МВАSх ∙ nт, МВАSв, МВА∑Qзар /2, МварSр, МВА____макс.
(nт = 2)мин.
(nт = __)ПА
(nт = 2)6макс.
(nт = 2)мин.
(nт = __)ПА
(nт = 2)Амакс.−−−−−−−−−−−−−−−мин.−−−−−−−−−−−−−−−ПА−−−−−−−−−−−−−−−
Таблица 22 − Приведение нагрузки трехобмоточных трансформаторов ПС110 кВ к стороне высшего напряжения и определение расчетной нагрузки узлов электрической сети УзелРежимSн,
МВАZн / nт,
ОмDSн,
МВАSн',
МВАSс,
МВАZс / nт
ОмDSс,
МВАSс',
МВА2макс.
(nт = 2)мин.
(nт = ___)ПА
(nт = 2)4макс.
(nт = 2)мин.
(nт = ___)ПА
(nт = 2)
Продолжение таблицы 22
УзелРежимSв'',
МВАZв / nт,
ОмDSв,
МВАSв',
МВАDSx × nт,
МВАSв,
МВА∑Qзар / 2
МварSр,
МВА2макс.
(nт = 2)мин.
(nт = ___)ПА
(nт = 2)4макс.
(nт = 2)мин.
(nт = ___)ПА
(nт = 2)
9.4 Расчетная нагрузка узлов сети вычисляется по формуле:
Sр = Sв - jΣQзар / 2.(9.15)
Результаты приведения нагрузок двух-, трёхобмоточных трансформаторов к стороне высшего напряжения и определения расчетной нагрузки узлов представляются в табл. 21 и 22 ПЗ.
9.5 Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режима максимума нагрузки кольцевой сети выполняется методом итераций в три этапа.
На первом этапе (при допущении отсутствия потерь мощности на участках сети и равенстве номинальному напряжений в узлах) находят мощности на головных участках сети по формулам, используемых для расчетов однородных сетей:
На втором этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяется потокораспределение на участках кольцевой сети с учетом потерь. Расчет ведется от электрически наиболее удаленной от ИП "Б" точки потокораздела по формулам:
S1-2к = S1-2;(9.21)
S1-2н = S1-2к + S1-2к,(9.22)
ΔS1-2к = [(P1-2к2 + Q1-2к2) / Uном2] ∙ (R1-2 + jX1-2);(9.23)
SБ-1к = S1-2н + S1;(9.24)
SБ-1н = SБ-1к + SБ-1к и т.д.(9.25)
На третьем этапе при заданном напряжении ИП UБ = 1,1 ∙ Uном.в определяются напряжения в узлах кольцевой сети по формулам:
U1 = UБ - UБ-1н;(9.26)
UБ-1н = (РБ-1н ∙ RБ-1 + QБ-1н ∙ XБ-1) / UБ;(9.27)
U2' = U1 - U1-2н;(9.28)
U1-2н = (Р1-2н ∙ R1-2 + Q1-2н ∙ X1-2) / U1;(9.29)
U3 = UБ' - UБ'-3н;(9.30)
UБ'-3н = (РБ'-3н ∙ RБ'-3 + QБ'-3н ∙ XБ'-3) / UБ';(9.31)
U2'' = U3 - U3-2н;(9.32)
U3-2н = (Р3-2н ∙ R3-2 + Q3-2 ∙ X3-2) / U3;(9.33)
U2 = (U2'' + U2') / 2.(9.34)
9.6 Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режима максимума нагрузки радиальной и магистральной сети выполняется методом итераций в два этапа.
На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяется потокораспределение на участках с учетом потерь по формулам:
Для радиальной и магистральной сети определение напряжений в узлах выполняется по формулам, аналогичным (9.26) - (9.31).
Определение потокораспределения в кольцевой схеме электрической сети в режиме максимума нагрузки:
.............................................................................................
Результаты расчетов на всех этапах заносятся в табл. 23 ПЗ.
9.7 Определение параметров (потокораспределение, уровни напряжения) режима минимума нагрузки электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяются потоки мощности на участках сети. На втором этапе при заданном напряжении ИП UБ = Uном.в определяются напряжения в узлах сети.
Определение потокораспределения в кольцевой схеме электрической сети в режиме минимума нагрузки:
...........................................................................................
Результаты расчетов представляются в табл. 24 ПЗ.
9.8 Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) послеаварийных режимов электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяются потоки мощности на участках сети с учетом потерь. На втором этапе при заданном напряжении ИП UБ = 1,1 ∙ Uном.в определяются напряжения в узлах сети.
Результаты расчетов представляются в табл. 25 ПЗ. Таблица 23 − Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режима максимума нагрузки электрической сети
Расчетная схема сетиОбозначение узловSy, МВАОбозначение линий
(L, км)Zл, Ом1 этап
расчетаНапр. мощн.Sл, МВА2 этап
расчетаНапр. мощн. Sлн, МВА DSл, МВА Sлк, МВА3 этап
расчета DU, кВU, кВ
Таблица 24 − Определение параметров (потокораспределение, уровни напряжения) режима минимума нагрузки электрической сети Расчетная схема сетиОбозначение узловSy, МВАОбозначение линий
(L, км)Zл, Ом1 этап
расчетаНапр. мощн.Sл, МВА2 этап
расчета DU, кВU, кВ
Таблица 25 − Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения ) послеаварийных режимов электрической сети
Расчетная схема сетиОбозначение узловSy, МВАОбозначение линий
(L, км)Zл, Ом1 этап
расчетаНапр. мощн. Sлн, МВА DSл, МВА Sлк, МВА2 этап
расчета DU, кВU, кВ
Результаты определения параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режимов максимума и минимума нагрузки, а также послеаварийного режима радиальной электрической сети представляются в табличной форме.
Расчетная схема сетиРежим нагрузкиМаксимумаМинимумаПослеаварийный*Обозначение
узловБ6Б6Б6Sy, МВА−−−Обозначение линии Б-6Б-6Б-6Zл, Ом1 этап
расчетаНапр. мощн.−−−−−−Sл, МВА−−−−−−2 этап
расчетаНапр. мощн.−−− Sлн, МВА−−− DSл, МВА−−− Sлк, МВА−−−3 этап
расчета DU, кВU, кВ121110121
*) отключена одна цепь линии
10 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ
РЕЖИМАХ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Задача регулирования напряжения заключается в обеспечении желаемого напряжения на вторичных шинах понижающих ПС Uн.ж, которое необходимо обеспечить для качественного электроснабжения потребителей, определяемого условиями встречного регулирования напряжения [1,2].
Выбранные в узлах сети понижающие двух-, трехобмоточные трансформаторы располагают действенным способом регулирования напряжения в питающейся от ПС сети изменением коэффициентов трансформации с помощью устройств РПН.
Исходя из размещения устройств РПН в нейтрали обмотки ВН двухобмоточных трансформаторов, расчет выполняется по следующим формулам (см. рис. 5 ПЗ):
Uт = (Рв' ∙ Rт + Qв' ∙ Xт) / (Uв ∙ nт);(10.1)
Uт = (Рв' ∙ Xт − Qв' ∙ Rт) / (Uв ∙ nт);(10.2)
Uнв = Uв − Uт − jUт;(10.3)
Uнв = [(Uв − Uт)2 + Uт2];(10.4)
nв = (Uнв ∙ Uн.н / Uн.ж − Uн.в) / в.(10.5)
Примечание. Величина nот.в принимается равной ближайшему целому значению nот.в стандартное, находящемуся в пределах  9.
Uн.д = Uнв ∙ Uн.н / (Uн.в ± nот.в ∙ в);(10.6)
Vн = [(Uн.д − Uном.н) / Uном.н] ∙ 100,(10.7)
где Uн.ж = 1,05 ∙ Uном.н - желаемое напряжение на шинах НН ПС в режиме максимума нагрузки;
Uн.ж = Uном.н - то же, в режиме минимума нагрузки и послеаварийных режимах;
в = в% / 100 ∙ Uн.в; для трансформаторов 110 кВ с устройством РПН в% = 1,78 %.
Результаты выбора ответвлений РПН двухобмоточных трансформаторов записываются в табл. 26 ПЗ.
Исходя из размещения устройств РНП в нейтрали обмотки ВН трехобмоточных трансформаторов и дополнительного устройства переключения без возбуждения (ПБВ) на стороне СН, расчет выполняется по формулам (см. рис. 6 ПЗ):
Uв = (Рв' ∙ Rв + Qв' ∙ Xв) / (Uв ∙ nт);(10.8)
Uв = (Рв' ∙ Xв − Qв' ∙ Rв) / (Uв ∙ nт);(10.9)
U0в = Uв − Uв − jUв;(10.10)
U0в = [(Uв − Uв)2 + Uв2];(10.11)
Uс = (Рс' ∙ Rс + Qс' ∙ Xс) / (U0в ∙ nт);(10.12)
Uс = (Рс' ∙ Xс − Qс' ∙ Rс) / (U0в ∙ nт);(10.13)
Uсв = U0в − Uс − jUс;(10.14)
Uсв = [(U0в − Uс)2 + Uс2];(10.15)
Uн = (Рн' ∙ Rн + Qн' ∙ Xн) / (U0в ∙ nт);(10.16)
Uт = (Рн' ∙ Xн − Qн' ∙ Rн) / (U0в ∙ nт);(10.17)
Uнв = U0в − Uн − jUн;(10.18)
Uнв = [(U0в − Uн)2 + Uн2];(10.19)
nв = (Uнв ∙ Uн.н / Uн.ж − Uн.в) / в.(10.20)
Примечание. Величина nот.в принимается равной ближайшему целому значению nот.в стандартное, находящемуся в пределах 9.
Uн.д = Uнв ∙ Uн.н / (Uн.в ± nот.в ∙ в);(10.21)
Vн = [(Uн.д − Uном.н) / Uном.н] ∙ 100;(10.22)
nс = {Uс.ж ∙ [2 ∙ Uн.в + (± nот.внб ± nот.внм) ∙ в] / (Uсв.нб + Uсв.нм) − Uн.с} / с.(10.23)
Примечание. Величина nот.c принимается равной ближайшему целому значению nот.с стандартное, находящемуся в пределах 2.
Uс.д = [Uсв ∙ (Uн.с ± nот.с ∙ с)] /(Uн.в ± nот.в ∙ в);(10.21)
Vс = [(Uс.д − Uном.с) / Uном.с] ∙ 100,(10.22)
где Uс.ж = 1,05Uном.с - желаемое напряжение на шинах СН ПС в установившихся режимах;
с = с%/100∙Uн.с; для трансформаторов с устройством ПБВ с% = 2,5 %.
Результаты выбора ответвлений РПН и ПБВ трехобмоточных трансформаторов заносятся в табл. 27 ПЗ.
Таблица 26 − Выбор ответвлений устройств РПН двухобмоточных трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети
ВеличинаПС № ___ПС № ___РежимРежиммакс.мин.ПАмакс.мин.ПАUв, кВSв', МВАZт / nт, ОмUт, кВUт, кВUнв, кВUн.в, кВ115115Uн.н, кВUном.н, кВ1010Uн.ж, кВ10,5101010,51010nвnот.вUн.д, кВVн, %
Продолжение таблицы 26
ВеличинаПС № ___ПС № ___РежимРежиммакс.мин.ПАмакс.мин.ПАUв, кВSв', МВАZт / nт, ОмUт, кВUт, кВUнв, кВUн.в, кВ115115Uн.н, кВUном.н, кВ1010Uн.ж, кВ10,5101010,51010nвnот.вUн.д, кВVн, %
Таблица 27 - Выбор ответвлений РПН и ПБВ трехобмоточных трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети
ВеличинаПС № ___ПС № ___РежимРежиммакс.мин.ПАмакс.мин.ПАUв, кВSв', МВАZв / nт, ОмUв, кВUв, кВU0в, кВSс', МВАZс / nт, ОмUс, кВUс, кВUсв, кВSн', МВАZн / nт, ОмUт, кВUт, кВUнв, кВ
Продолжение таблицы 27
ВеличинаПС № 2ПС № 4РежимРежиммакс.мин.ПАмакс.мин.ПАUн.в, кВ115115Uн.с, кВ38,538,5Uн.н, кВUном.с, кВ3535Uном.н, кВ1010Uс.ж, кВ36,7536,75Uн.ж, кВ10,5101010,51010nвnот.вUн.д, кВVн, %nсnот.сUс.д, кВVс, %
11 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
При проектировании электрической сети возникает ряд задач, связанных с обеспечением надежности [10]: выбор схем сетей, схем коммутации отдельных ПС, оценка пропускной способности электрической сети и ее отдельных элементов, разработка средств защиты электрической сети в аварийных режимах и средств противоаварийной автоматики.
При проектировании электроснабжения какого-нибудь узла нагрузки обычно нормируется допустимая суммарная продолжительность отключений потребителей за год. Следуя этому подхода, в проекте определено возможное время погашения потребителей узла 6. Поскольку линии являются наименее надежными элементами электрической сети, расчет показателей надежности относительно узла 4 выполнен по схеме (рис. 7 ПЗ), что включает только параллельные линии Б-6.
Рисунок 7 − Схема сети (а) и упрощенная схема расчета надежности
узла 6 (б)
Согласно данным табл. А.20
− удельная повреждаемость одноцепных линий 110 кВ λ = 1,22 1/(год ∙ 100 км);
− время аварийного простоя tав = 0,502 ∙ 10−3 1/год;
− время простоя при капитальном ремонте tк.р = 27,4 ∙ 10−3 1/год;
− время простоя при текущем ремонте tт.р = 3,2 ∙ 10−3 1/год;
− периодичность капитального ремонта 1/6 1/год;
− периодичность текущего ремонта 1/1 1/год.
Частота отказов каждой цепи линии Б-4
λБ-6 = λ · LБ-6 / 100 = 1,22 ∙ 19,4 / 100 = 0,237.
Возможное время отказов каждой цепи линии Б-6
γавБ-6 = tав ∙ (1 − e−λБ-6) = 0,502 ∙ 10−3 ∙ (1 − e−0,237) = 0,1059 ∙ 10−3.
Частота отказов параллельных цепей линии Б-6
λБ-6пар = 2 ∙ λБ-6 ∙ γавБ-6 = 2 ∙ 0,237 ∙ 0,1059 ∙ 10−3 = 0,0502 ∙ 10−3.
Среднее время аварийного простоя каждой цепи линии Б-6
tБ-6 = tав = 0,502 ∙ 10−3 1/год.
Продолжительность плановых ремонтов каждой цепи линии Б-6
tрБ-6 = (tк.р + 5 ∙ tт.р) / 6 = (27,4 ∙ 10−3 + 5 ∙ 3,2 ∙ 10−3) / 6 = 7,23 ∙ 10−3.
Возможное время аварийного простоя одной цепи линии Б-6 при аварийном и плановом простое другой
γавБ-6(Б−6) = (λБ-6 ∙ tБ-62 / 4) ∙ (1 − e−2 ∙ λБ-6) =
= [(0,237 ∙ (0,502 ∙ 10−3)2) / 4] ∙ (1 − e−2 ∙ 0,237) = 0,0056 ∙ 10−6;
γплБ-6(Б−6) = tБ-6 ∙ (tрБ-6 − 0,5 ∙ tБ-6) ∙ (1 − e−λБ-6) =
= 0,502 ∙ 10−3 ∙ (7,23 ∙ 10−3 − 0,5 ∙ 0,502 ∙ 10−3) (1 − e−0,237) = 0,7393 ∙ 10−6.
Возможное время аварийного перерыва параллельных цепей линии Б-6
γавБ-6пар = 2 ∙ γавБ-6(Б−6) + 2 ∙ γплБ-6(Б−6) =
= 2 ∙ (0,0056 ∙ 10−6 + 0,7393 ∙ 10−6) = 1,4897 ∙ 10−6.
Возможное время планового перерыва параллельных цепей линии Б-6
γплБ-6 = 0, поскольку одновременный ремонт двух линий Б-6 не проводится.
Возможное время погашения потребителя 6
tпогаш. потр 6 = γавБ-6пар ∙ Тгод = 1,4897 ∙ 10-6 ∙ 8760 = 0,013 час / год.
12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОДНОГО ИЗ ДВУХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС В РЕЖИМАХ СНИЖЕНИЯ ГОДОВОЙ НАГРУЗКИ
Исходные данные для определения целесообразности отключения одного из двух трансформаторов ПС № 1 в режимах снижения годового графика нагрузки приведены в табл. 28 ПЗ.
Таблица 28 − Характеристики электрической нагрузки ПС № ___ и ___
ПСSнб, МВАЗначения электрической нагрузки, %, для месяцев123456789101112 Тип и мощность трансформаторов ПС № ___ − 2хТДН-16000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: Sн.т = ____ МВА; Uн.в = 115 кВ; Pх = ___ кВт; Pк = ___ кВт.
Тип и мощность трансформаторов ПС № ___ − 2хТРДН-25000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: Sн.т = ___ МВА; Uн.в = 115 кВ; Pх = ___ кВт; Pк = ____ кВт.
Расчет выполняется с использованием следующих соотношений.
1. Нагрузка ПС в соответствующем месяце определяется по выражению:
Sмес = Sмес%  Sнб / 100,(12.1)
где Sмес% принимается из исходных данных к курсовому проекту.
2. Коэффициенты загрузки трансформаторов ПС рассчитываются как
kзагр(1,2) = Sмес / (nт  Sн.т),(12.2)
где nт - число включенных трансформаторов ПС; nт = 1 или 2.
Примечание. При kзагр(1) > 1,05 (согласно ГОСТ 14209-85) работа одного трансформатора недопустима и соответствующие месяцы в дальнейшем расчете не рассматриваются.
3. Потери мощности в трансформаторах ПС определяются по формуле:
Pт(1,2) = nт  Pх + (Pк / nт) kзагр(1,2)2.(12.3)
Примечание. Отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно при Pт(1) < Pт(2).
4. Потери электроэнергии в трансформаторах ПС рассчитываются по формуле:
ΔW(1,2) = ΔРт(1,2)  ΔТ,(12.4)
где ΔТ = 8760/12 = 730 час.
5. Снижение потерь электроэнергии за счет отключения одного из трансформаторов ПС определяется из выражения:
ΔW = ΔW(2) - ΔW(1).(12.5)
Результаты расчетов целесообразности отключения одного из двух трансформаторов ПС в режимах снижения годовой нагрузки и определения технической эффективности этого мероприятия представляются в табл. 29.1 и 29.2, а также на рис. 8 ПЗ.
Вывод. Согласно с результатами табл. 29.1 ПЗ на ПС № ___
а) для ________________ месяцев kзагр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;
б) для __________________ месяцев Pт(1) > Pт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно;
в) для ______ месяцев Pт(1) < Pт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно и дает экономию _______МВтч электрической энергии.
Согласно с результатами табл. 29.2 ПЗ на ПС № ___
а) для ________________ месяцев kзагр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;
б) для __________________ месяцев Pт(1) > Pт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно;
в) для ______ месяцев Pт(1) < Pт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно и дает экономию _______МВтч электрической энергии.
Таблица 29.1 - Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки
ВеличинаМесяцы123456789101112Sмес, %10070806070506050709090100Sмес, МВАkзагр(2),
отн. ед.kзагр(1),
отн. ед.ΔРт(2), МВтΔРт(1), МВтΔW(2), МВтчΔW(1), МВтчΔW, МВтчΣΔW, МВтч
Таблица 29.2 - Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № ____ в режимах снижения годовой нагрузки
ВеличинаМесяцы123456789101112Sмес, %Sмес, МВАkзагр(2),
отн. ед.kзагр(1),
отн. ед.ΔРт(2), МВтΔРт(1), МВтΔW(2), МВтчΔW(1), МВтчΔW, МВтчΣΔW, МВтч
Рисунок 8.1 − Определение эффективности отключения одного
из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки Рисунок 8.2 − Определение эффективности отключения одного
из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки 13 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
13.1 Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети
Значения технико-экономических показателей линий 110 кВ электрической сети определяются с использованием следующих выражений и величин.
Капитальные вложения в линии определяются по формуле (8.7).
Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт линий рассчитываются по формуле (8.9).
Амортизационные отчисления на реновацию линий определяются как:
Иа.л = а.л ∙ ∑Кл,(13.1)
где aа.л - норма амортизационных отчислений на реновацию линий; для линий 110 кВ aа.л = 0,02 (табл. А.14).
Потери электроэнергии в линиях 110 кВ определяются:
DWл = DРл' ∙ tл,(13.2)
где DРл' - потери мощности в линиях, которые принимаются для условий режима максимальных нагрузок (см. табл. 20 ПЗ);
tл - время наибольших потерь в линиях, определяемое по формуле (8.14).
Стоимость потерь электроэнергии в линиях рассчитывается по выражению:
ИDWл' = DWл' ∙ b',(13.3)
где b' − удельная стоимость нагрузочных потерь в линиях 110 кВ (табл. А.15).
Годовые затраты для линий находятся по формуле:
Ил = Иа.л + Иор.л + ИDWл'.(13.4)
Результаты определения технико-экономических показателей линий 110 кВ представляются в табл. 30 ПЗ.
11.2 Технико-экономические показатели ПС 110 кВ электрической сети
Значения технико-экономических показателей ПС 110 кВ электрической сети определяются с использованием следующих выражений и величин. Шифры ОРУ ВН и СН и ЗРУ НН ПС принимаются по табл. А.3 и А.4.
Соотношение напряжений ВН, СН и НН на ПС указываются из исходных данных к проекту.
Капитальные вложения в ПС состоят из показателей, приведенних в формуле,
Кп = Кору.в + Кору.с + Кзру.н + Кпост + Кт,(13.5)
принимаются согласно данных табл. А.11.
Годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт ПС вычисляются по формуле (8.10).
Амортизационные отчисления на реновацию ПС рассчитываются как:
Иа.п = а.п ∙ ∑Кп(13.6)
где aа.п - норма амортизационных отчислений на реновацию ПС; для ПС 110 кВ aа.п = 0,036 (табл. А.14).
Потери мощности холостого хода в трансформаторах ПС находятся по формуле:
∆Pт" = 2 ∙ ∆Pх.(13.7)
Потери энергии холостого хода в трансформаторах ПС исчисляются по формуле:
∑∆Wт" = ∑∆Рт" ∙ Твкл,(13.8)
где Твкл - время включения трансформаторов ПС; Твкл £ 8760 ч/год.
Стоимость потерь холостого хода в трансформаторах ПС рассчитывается как:
ИDWт" = DWт" ∙ β",(13.9)
где β" − удельная стоимость потерь холостого хода в трансформаторах 110 кВ (см. табл. А.15).
Потери нагрузочной мощности в трансформаторах ПС находятся для условий режима максимума нагрузок по следующим формулам:
для двухобмоточных трансформаторов (см. табл. 21 ПЗ)
∆Pт' = ∆Pт.(13.10)
для трехобмоточных трансформаторов (см. табл. 22 ПЗ)
∆Pт' = ∆Pв + ∆Pс + ∆Pн.(13.11)
Потери нагрузочной энергии в трансформаторах ПС определяются по следующему выражению:
DWт' = DРт' ∙ tу,(13.12)
где tу - годовое время наибольших потерь в узлах сети.
Стоимость нагрузочных потерь в трансформаторах ПС рассчитывается по формуле:
ИDWт' = ∑DWт' ∙ β',(13.13)
где β' − удельная стоимость нагрузочных потерь в трансформаторах 110 кВ (табл. А.15).
Общая стоимость потерь в трансформаторах ПС определяется по формуле:
ИDWт = ИDWт' + ИDWт" ≈ ИDWп.(13.14)
Годовые затраты для ПС сети рассчитываются как:
Ип = Иор.п + Иа.п + ИDWп.(13.15)
Результаты определения технико-экономических показателей ПС 110 кВ электрической сети представляются в табл. 31 ПЗ.
11.3 Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ
Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ определяются следующим образом.
Наибольшая активная мощность сети находится по формуле:
∑P = ∑(Pнi + Pсi).(13.16)
Годовой отпуск электроэнергии рассчитывается как:
∑W = ∑(Pнi + Pсi) ∙ Tнб.уi.(13.17)
Суммарные потери активной мощности в сети определяются по формулам:
∑∆P = ∑∆Pл' + ∑∆Pт" + ∑∆Pт';(13.18)
∑∆P% = (∑∆P / ∑P) ∙ 100.(13.19)
Суммарные потери электроэнергии в сети определяются по формулам:
∑∆W = ∑∆Wл' + ∑∆Wт" + ∑∆Wт';(13.20)
∑∆W% = (∑∆W / ∑W) ∙ 100.(13.21)
Удельные капиталовложения в линии на 1 МВт наибольшей активной нагрузки и на 1 км линии находятся из выражения:
кл = ∑Кл / (∑P ∙ ∑L).(11.22)
Удельные капиталовложения в ПС и сети на 1 МВт наибольшей активной мощности рассчитываются по формулам:
кп = ∑Кп / ∑P;(13.23)
кс = Кс / ∑P.(13.24)
Годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт для линий Иор.л принимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС Иор.п - из табл. 31 ПЗ; годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт сети Иор.с рассчитываются по формуле:
Иор.с = Иор.л + Иор.п.(13.25)
Амортизационные отчисления на реновацию линий Иа.л принимаются с табл. 30 ПЗ, а для ПС Иа.п - с табл. 31 ПЗ; амортизационные отчисления на реновацию сети Иа.с рассчитываются по формуле:
Иа.с = Иа.л + Иа.п.(13.26)
Стоимость потерь в линиях ИDWл принимается из табл. 30 ПЗ, на ПС ИDWп - из табл. 31 ПЗ (ИDWп » ИDWт); стоимость потерь в сети ИDWс находятся по формуле:
ИDWс = ИDWл + ИDWп.(13.27)
Годовые затраты для линий Ил принимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС Ип - из табл. 31 ПЗ; годовые затраты для сети Ис вычисляются по формуле:
Ис = Ил + Ип.(13.28)
Для оптимального варианту развития электрической сети 110 кВ также определяются следующие показатели эффективности:
− доход
Д = ∑W ∙ (свых - свх),(11.29)
где свых и свх - значение среднего тарифа на выходе и входе электрической сети; для сети 110 кВ и ниже свых = 5 ∙ 10−2 тыс. дол./(МВт×ч.),
свх = 4,05 ∙ 10−2 тыс. дол./(МВт×ч.) (см. табл. А.15);
− балансовая прибыль
Пб = Д - Ис;(11.30)
− текущая годовая чистая прибыль
Пt = Пб - Нп;(11.31)
где Нп - налог на прибыль;
Нп = p ∙ Пб,(11.32)
где р - ставка налога, который действует, на прибыль; в данное время р = 0,3;
− интегральный дисконтований чистая прибыль (интегральный эффект)
Пд.с = (Пt + Иа.с) / E - Кс;(11.33)
− рентабельность инвестиций
R = (Пt + Иа.с) / Кс;(11.34)
− срок окупаемости
Ток = 1 / R.(11.35)
Результаты определения сводных технико-экономических показателей оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ записываются в табл. 32 ПЗ.
Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных "Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети" (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент КНБУ. (При перерасчете показателей стоимости, приведенных в тыс. дол., использован коэффициент КНБУ = ...... (согласно данных НБУ Украины на ........2012 г.).
Таблица 30 - Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети
ВеличинаЛинии сетиLл, кмnцеп(F), шт.(мм2)к0, тыс. дол.Кл, тыс. дол.∑Кл, тыс. дол.aа.л, отн. ед.0,02Иа.л, тыс. дол.aор.л, отн. ед.0,012Иор.л, тыс. дол.DРл', МВт∑DРл', МВтtл, ч/годDWл', МВт×ч∑DWл', МВт×чb',
тыс. дол./(МВт×ч.)4,05·10−2ИDWл', тыс. дол.Ил, тыс. дол.
Таблица 31 - Определение технико-экономических показателей ПС 110 кВ электрической сети
ВеличинаПС123456Шифр ВРП ВНШифр ВРП СНШифр ЗРП ННnтxSн.т, шт. xМВАUвн /Uсн /Uнн, квКп, тыс. дол.∑Кп, тыс. дол.aа.п, отн. ед.0,036Иа.п, тыс. дол.aор.п, отн. ед.0,024Иор.п, тыс. дол.ΔPт'', МВт∑ΔPт'', МВтТвкл, ч/год8760∑ΔWт'', МВт·чb",
тыс. дол./(МВт·ч)3,0410−2ИΔWт'', тыс. дол.ΔPт', МВт∑ΔPт', МВтТнб.в, ч/годτв, ч/годΔWт', МВт·ч∑ΔWт', МВт·чb',
тыс. дол./(МВт·ч)4,0510−2ИΔWт', тыс. дол.ИΔWт (ИΔWп),
тыс. дол.Ип, тыс. дол.
Таблица 32 - Сводные технико-экономические показатели электрической сети 110 кВ
ПоказателиОбозначение
показателяЗначение
показателя1 Технические1.1 Номинальное напряжение сетиUном.свн, кВ330Uном.вн, кВ110Uном.сн, кВ35Uном.нн, кВ101.2 Наибольшая активная мощность сети∑Р, МВт1.3 Годовой отпуск электроэнергии∑W, МВт×ч1.4 Суммарные потери активной мощности в сети∑ΔР, МВт∑ΔР%, %1.5 Суммарные потери электроэнергии в сети∑ΔW, МВт·ч∑ΔW%, %2 Объемные2.1 Количество понижающих ПСnпс, шт.62.2 Количество трансформаторовnт, шт.122.3 Суммарная установленная мощность трансформаторов∑Sн.т, МВА2.4 Количество ячеек выключателей на стороне ВН ПСnяч.в, шт.2.5 Суммарная длина линий в одноцепном исполнении∑L, км
Продолжение таблицы 32
ПоказателиОбозначение
показателяЗначение
показателя3 Экономические3.1 Суммарные капиталовложения∑Кл, тыс. дол.∑Кп, тыс. дол.Кс, тыс. дол.3.2Удельные капиталовложениякл, тыс. дол./(МВт·км)кп, тыс. дол./МВткс, тыс. дол./МВт3.3 Стоимость потерь электроэнергииИΔWл, тыс. дол.ИΔWп, тыс. дол.ИΔWс, тыс. дол.3.4 Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонтИор.л, тыс. дол.Иор.п, тыс. дол.Иор.с, тыс. дол.3.5 Амортизационные отчисления на реновациюИа.л, тыс. дол.Иа.п, тыс. дол.Иа.с, тыс. дол.3.6 Ежегодные затратыИл, тыс. дол.Ип, тыс. дол.Ис, тыс. дол.3.7 ДоходД, тыс. дол.3.8 Балансовая прибыльПб, тыс. дол.3.9 Текущая годовая чистая прибыльПt, тыс. дол.3.10 Интегральный эффектПдс, тыс. дол.3.11 Рентабельность инвестицийR, отн. ед.3.12 Срок окупаемостиТок, лет СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше. ГКД 341.004.003-94.  Киев, 1994.
2 Правила устройства электроустановок. - Харьков: Форт, 2009.
3 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6-750 кВ. ГКД 341.004.001-94. - Киев, 1994.
4. Определение экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Методика. Энергосистемы и электрические сети. ГКД 340.000.002-97. - Киев, 1997.
5. Барбашов И. В., Веприк Ю. Н., Черкашина В. В., Шутенко О. В. Основы анализа установившихся режимов электрических систем и сетей: Учебное пособие. - Харьков: НТУ "ХПИ", 2010.
6 Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
7 Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38750 кВ. Провода линий электропередач 35750 кВ. ГКД 341.004.002-94. - Киев, 1994.
8 Барбашов И.В. Общая характеристика современных электрических систем и сетей: Учебное пособие. - Харьков: НТУ "ХПИ", 2002.
9 Пособие по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83) / Гипрокоммунэнерго, МНИИТЭП.  М.: Стройиздат, 1987.
10 Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей / Под ред. В.А. Веникова. - М.: Высш. шк., 1975.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А.1 - Пропускная способность и дальность передачи линий 110 кВ [6]
Сечение
провода, мм2Передаваемая мощность, МВтДлина линии, кмнатуральнаяпри плотности
тока 1,1 А/мм2предельная при КПД равном 0,9средняя между
соседними ПС24030458025
Таблица А.2 - Схемы электрических сетей 110 кВ, рекомендуемые при проектировании их развития [1]
Наименование сетиСхемаОбласть
использования схемыПримечанияОдинарная с двусторонним питанием ПС от разных источниковЭлектроснабжение районов, кроме городов и промузлов 1. Предельная протяженность сети до 120 км
2. Рекомендуется присоединение не более трех ПСДвухцепная
радиальная
(тупиковая)Глубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятийПотребители резервируются по сети вторичного напряженияДвухцепная
магистральнаяГлубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятий1. ПС питают технологически не связанных между собой потребителей
2. Потребители резервируются по сети вторичного напряжения
Продолжение таблицы А.2
Наименование
сетиСхемаОбласть
использования
схемыПримечанияДвухцепная
с двусторонним
питанием ПС
от разных
источниковЭлектроснабжение больших, крупных и крупнейших городов, а также транспортных потребителей1. Предельная протяженность сети до 120 км.
2. Рекомендуется присоединение не более шести проходных ПС (или чередование проходных и ответвительных ПС). Примечание. При параллельном следовании двух линий рекомендуется выполнять их на двухцепных опорах. Не допускается применение линий на двухцепных опорах в особо гололедных районах для питания тяговых ПС, головных перекачивающих станций нефтепроводов, электроприводных компрессорных станций газопроводов и шахт.
Таблица А.3 − Схемы ОРУ тупиковых, ответвительных и проходных ПС электрических сетей 110 кВ [3]
Наименование ПСПрисоединение ПС к сетиШифр и наименование схемыУсловное
изображение
схемыОбласть и условия применения схемыТупиковая110-2. Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линийНа стороне ВН
тупиковых и ответвительных ПС 35−220 кВОтветвительнаяПроходная110-3. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линийНа стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности через ПС при наличии ОАПВ110-4. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторовНа стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности по одной линии110−220 кВ при отсутствии ОАПВ; при необходимости сохранения транзита мощности через ПС при повреждении трансформатора.
Таблица А.4 - Схемы ОРУ узловых ПС электрических сетей 110 кВ [3]
Наименование ПСПрисоединение ПС к сетиШифр и наименование схемыУсловное изображение схемыОбласть и условия применения схемыУзловая35-5. Одна секционированная выключателем система шинНа стороне ВН узловых ПС 35 кВ и на стороне СН 35 кВ ПС более высоких напряжений. В качестве начального этапа развития схемы допускается подключение двух отходящих линий, по одной на каждой секции.110-6. Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шинНа стороне ВН узловых ПС сети 110−220 кВ при преобладающем числе парных линий или линий, резервируемых от других ПС. Допускается подключение не резервируемых линий не более одной на любой из секций.
Согласно [1], количество ВЛ 110 кВ, присоединяемых к ПС, не должно, как правило, превышать четырех.
Продолжение таблица А.4
Наименование ПСПрисоединение ПС к сетиШифр и наименование схемыУсловное изображение схемыОбласть и условия применения схемыУзловая110-7. Две рабочие и обходная система шинНа стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий до 12 включительно.110-8. Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя ШСВНа стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий более 12, а также при необходимости снижения токов короткого замыкания.
Таблица А.5 - Характеристики ВЛ 110 кВ [4]
Количество цепей, шт.Сечение, мм2ОпорыДопустимый ток нагрева Iдоп (при возд = +25С), АСтоимость к0, тыс. дол/км11(240/32)ЖБ одностоечные свободностоящие6052522(240/32)60541
Таблица А.6 - Среднемесячная температура воздуха в осенне-зимний сезон для некоторых областей Украины 9
Областьвозд, С Областьвозд, СВинницкая0Николаевская+5Луганская0Одесская+5Днепропетровская0Полтавская0Донецкая0Сумская0Житомирская0Харьковская0Закарпатская+5Херсонская+5Запорожская+5Хмельницкая0Киевская0Черкасская0Кировоградская0Черниговская0Крымская+5Черновицкая0
Таблица А.7 - Поправочные коэффициенты, отн. ед., на температуру воздуха для неизолированных проводов 7
возд, Сдоп, СКоэффициент kθ, при температуре воздуха, С−50+5+10+25+701,291,241,21,15
Таблица А.8  Расчетные данные ВЛ 110 кВ со сталеалюминиевыми проводами 6
Номинальное сечение
провода, мм2r0, Ом/км, при +20 Сx0, Ом/кмb0, 10-6 Смкмq0, Мвар/км240/320,120,4052,810,0375 Примечание. Зарядная мощность q0 посчитана по среднеэксплуатационному напряжению 1,05Uном; усредненные среднегеометрические расстояния между фазами приняты при напряжении 110 кВ равными 5 м.
Таблица А.9 - Основные технические данные двухобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ [6]
ТипUн.в,
кВUн.н.,
кВuк,
%Pх,
кВтPк,
кВтQх,
кварRт,
ОмXт,
ОмGт,
10-6
СмBт,
10-6
СмТМН-6300/1101156,6;
1110,511,54450,414,7220,40,873,81 ТДН-10000/1101156,6;
1110,51460707,951391,065,29 ТДН-16000/1101156,6;
1110,519851124,3886,71,448,47 ТРДН-25000/1101156,3/6,3;
10,5/10,510,5271201752,5455,92,0413,23 ТРДН-40000/1101156,3/6,3;
10,5/10,510,5361722601,4034,72,7219,66 ТРДЦН-63000/1101156,3/6,3;
10,5/10,510,5592604100,87224,4631,0 Примечание. Регулирование напряжения двухобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН 9х1,78 % в нейтрали ВН.
Таблица А.10 - Основные технические данные трехобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ и автотрансформаторов 330 кВ [6]
ТипUн.в,
кВUн.в,
кВUн.н.,
кВuк.в−с
%uк.в−н
%uк.с−н
%Pх,
кВтPк.в−с
кВтQх
кварТМТН-6300/11011538,56,6;
1110,5176145875,6 ТДТН-10000/11011538,56,6;
1110,51761776110 ТДТН-16000/11011538,56,3;
10,510,517623100160 ТДТН-25000/11011538,56,3;
10,510,517,56,531140175 ТДТН-40000/11011538,56,6;
1110,517643200240 ТДТН-63000/11011538,56,3;
10,510,5176,556290441 АТДЦТН-125000/330/11033011510,5;
38,5103527115370625 АТДЦТН-200000/330/11033011510,5;
38,5103422,51806001000
Продолжение таблицы А.10
ТипRв,
ОмRс,
ОмRн,
ОмXв,
ОмXс,
ОмXн,
ОмGт,
10-6
СмBт,
10-6
СмТМТН-6300/1109,79,79,7225,70131,21,065,72 ТДТН-10000/110555142,2082,71,298,32 ТДТН-16000/1102,62,62,688,90521,7412,1 ТДТН-25000/1101,51,51,556,9035,72,3413,23 ТДТН-40000/1100,80,80,835,5022,33,2518,15 ТДТН-63000/1100,50,50,522013,64,2333,35 АТДЦТН-125000/330/1101,31,32,691,50213,41,065,74 АТДЦТН-200000/330/1100,80,8258,50126,61,659,18 Примечания: 1. Регулирование напряжения трехобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН 9х1,78 % в нейтрали ВН и ПБВ 2х2,5 % на стороне СН.
2. Регулирование напряжения автотрансформаторов осуществляется за счет РПН 6х2 % на стороне СН.
Таблица А.11 - Стоимость строительства подстанций 110 кВ, тыс. дол. [4]
Тип ПСНапряжение, кВНомер
схемы по НТП ПССтоимость при мощности трансформаторов, МВА2x6,32x102x162x252x402x63Открытая
110/10110-1400440500650--110-26006407008509701090110-3(4)65069075090010201140110-69009401000115012701390110/35/
10110-1570620670720--110-277082087092010701250110-3(4)82087092097011201300110-6107011201170122013701550Закрытая110/10110-2---105012501450110-3(4)---120014001600 Примечания:
1. В РУ 110, 35 и 10 кВ учтена установка масляных выключателей с током отключения соответственно до 25; 12,5 и 31,5 кА;
2. В РУ 110 кВ со схемой 110-6 учтено присоединение 4-х ВЛ, а в остальных схемах - 2-х ВЛ;
3. В РУ 35 кВ везде предусмотрена схема 35-5 с присоединением 4-х ВЛ;
4. Схемы РУ 10 кВ и учтенное количество линейных ячеек 10 кВ в зависимости от мощности трансформаторов приведены ниже:
Напряжение, кВМощность трансформаторов, МВА2x6,32x102x162x252x402x63110/10Схема РУ 10 кВ10-110-110-110-210-210-2Количество линейных ячеек101622323242110/35/10Схема РУ 10 кВ10-110-110-110-110-210-2Количество линейных ячеек101622222232
Таблица А.12 - Стоимость ячеек РУ 10−750 кВ, тыс. дол. [4]
Напряжение, кВТип выключателяТок отключения доСтоимость110Масляный25504062 Таблица А.13 - Ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей [4]
Напряжение, кВИздержки, % от стоимости основных фондовВЛПС35−1101,22,4220−7500,92,4 Таблица А.14 - Нормы амортизационных отчислений [4]
Наименование электрических сетейНорма амортизационных
отчислений, % от капзатратВЛ 35−750 кВ
на стальных и ж.б. опорах
2ПС 10−750 кВ
электрооборудование
ПС в целом
4,4
3,6 Примечание. Норма отчислений по ПС в целом приведена как средневзвешенная с учетом соотношения стоимостей оборудования, зданий и сооружений.
Таблица А.15 - Значения среднего тарифа на входе и выходе в электрические сети разных напряжений, тыс. дол./МВт·ч [4]
Наименование сетивходвыходСети 110(150) кВ и ниже4,05∙10−25∙10−2в т.ч сети 110(150) кВ4,05∙10−24,3∙10−2 Коэффициент к среднему тарифу для определения стоимости потерь холостого хода равен·0,75−0,8.
Таблица А.16 - Основные технические данные некоторых турбогенераторов [6]
ТипРн.г,
МвтcosгUн.г,
кВXd,
о.е.Xd,
о.е.Xd,
о.е.X2,
о.е.X0,
о.е.ТВФ-100-21000,8010,50,1910,2781,920,2340,0973ТВВ-160-21600,85180,2210,3292,30,2690,115ТВВ-200-2а2000,8515,750,1800,2722,1060,2200,1ТВВ-220-22200,8515,750,2000,2901,970,2400,09ТГВ-300W3000,85200,1950,3002,1950,2380,096ТВВ-320-23200,85200,1730,2581,6980,2110,09ТВВ-500-2Е5000,85200,2220,3182,310,2740,125
Таблица А.17 - Основные технические данные двухобмоточных повышающих трансформаторов 110-330 кВ [6]
ТипUн.в.,
кВUн.н., кВuк,
%Pх,
кВтPк,
кВтQх,
кварRт,
ОмXт,
ОмGт,
10-6СмBт,
10-6СмТДЦ-125000/11012110,510,5120400687,50,3712,38,246,96ТДЦ-200000/1101211810,517055010000,27,711,6168,3ТДЦ-250000/11012115,7510,520064012500,156,113,6685,38ТДЦ-400000/1101212010,532090018000,083,821,86122,94ТДЦ-200000/33034718112205609001,6866,21,837,47ТДЦ-250000/33034715,751124060511251,252,91,999,33ТДЦ-400000/330347201136581016000,6333,0313,29ТДЦ-630000/3303472011405130022050,4213,3618,31
Таблица А.18 - Перечень и область применения схем РУ 10 кВ [3]
Шифр и наименование схемыУсловное изображение схемыУсловия применения схемы10-1. Одна одиночная секционированная выключателем система шинПри двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами.10-2. Две одиночные секционированные выключателями системы шинПри двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами либо с нерасщепленной обмоткой и сдвоенными реакторами.10-3. Четыре одиночные секционированные выключателями системы шинПри двух трансформаторах с расщепленной обмоткой 10 кВ и сдвоенными реакторами.
Таблица А.19 - Схемы ОРУ 330 кВ [3]
Шифр и наименование схемыУсловное изображение схемы330-9. Четырехугольник330-10. Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя330-11. Полуторная
Таблица А.20 - Удельная повреждаемость и время простоя при аварийных и плановых отключениях линий 110 кВ [10]
Наименование линий и их характеристикиАварийное отключениеПлановое отключениеУдельная
поврежда-емость
λ,
1/(год ∙ 100 км);
Время
Простоя
tав,
(1/год) 10−3Время простоя при капитальном ремонте
tк.р,
(1/час) 10−3Время простоя при текущем
ремонте
tт.р,
(1/час) 10−3Одноцепные на ЖБ опорах1,220,50227,43,2Двухцепные на
ЖБ опорах
при отключении одной цепи1,1820,40727,43,2Двухцепные на
ЖБ опорах
при отключении обеих цепей0,0482,74------ Примечание. Периодичность капитального ремонта для ВЛ - 1/6 1/час;
периодичность текущего ремонта - 1/1 1/час.
Рисунок А.1 − Примеры обозначений, показываемых на рисунке 4 ПЗ
2
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
348
Размер файла
1 054 Кб
Теги
sistemy, kursach, seti
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа