Задание
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы. Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на рисунке 1.1, а их характеристики - в таблице 1.1. Электрическая сеть расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, II районе по гололеду. В таблице 1.1 даны значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Рi = Рмаксi, МВт.
Рисунок 1.1
Расстояния между точками: l01=30 км; l12=30 км; l23=22 км; l34=44 км; l04=32 км; l02=40 км;
l03=36 км; l13= 44 км; l14= 76км; l24= 66км; l05=36 км; l15=66 км; l25=70 км; l35=56 км; l45=40 км.
Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии
| Параметр | Рi, МВт | cosi | Тмi, ч | Uннi, кВ | Доля нагрузки 3-й категории d3i, % |
| Источник питания 0 | - | 0,75 | - | - | - |
| Подстанция 1 | 15 | 0,73 | 4700 | 10 | 0 |
| Подстанция 2 | 38 | 0,75 | 5300 | 10 | 0 |
| Подстанция 3 | 38 | 0,78 | 3500 | 10 | 10 |
| Подстанция 4 | 36 | 0,7 | 5800 | 6 | 0 |
| Подстанция 5 | 30 | 0,71 | 3700 | 6 | 0 |
Определяем значения полной мощности нагрузок потребителей 
, МВА, взяв значения активной мощности нагрузки Pi, МВт и коэффициента мощности cosi потребителей из таблицы 1.1.
Задача 1
Используя данные из задания, составить несколько вариантов радиально-магистральных схем и схем, имеющих замкнутый контур, и выбрать из них наиболее рациональные варианты схемы исполнения электрической сети.
Решение.
Составляем варианты радиально-магистральной схемы электрической сети (рисунок 2.1). На рисунке 2.1 б) приведена радиальная схема, на рисунках 2.1 а), в) и г) - радиально-магистральные или разветвленные схемы.
а) в)
Рисунок 2.1- Варианты радиально-магистральных схем
Производим предварительный анализ и выбор вариантов радиально-магистральных схем исполнения сети, сводя данные в таблицу 2.1. В данной таблице в столбцах «Кол-во выключателей n, шт» и «n, шт» число без скобок показывает количество выключателей на подстанциях в случае, если промежуточная подстанция является ответвительной, а число в скобках - если промежуточная подстанция является проходной.
В таблицах 2.1, 2.2 длина ЛЭП lЛЭП, км рассчитывается следующим образом. Если на участке сети используется двухцепная ЛЭП, то длина ЛЭП определяется по выражению lЛЭП = 2 lуч, где lуч - длина участка сети, т.е. расстояние между двумя указанными точками, а если используется одноцепная ЛЭП, то по выражению lЛЭП = lуч.
Делаем вывод о выборе варианта радиально-магистральной схемы. Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.1 в), исходя из упрощенных критериев.
Таблица 2.1 - Предварительный выбор варианта радиально-магистральной схемы
| Вариант | Участок | lЛЭП, км | lЛЭП, км | Номер п/ст | Кол-во выключателей n, шт | n, шт | Pi нагрузки, МВт | Момент мощности Pi lс, МВткм | Pi lс, МВткм |
| 01 | 60 | 1 | 3 | 15 | 900 | ||||
| 02 | 80 | 2 | 3 | 38 | 3040 | ||||
| А) | 03 | 72 | 348 | 3 | 3 | 22 | 38 | 2736 | 11140 |
| 04 | 64 | 4 | 3 | (30) | 36 | 2304 | |||
| 05 | 72 | 5 | 3 | 30 | 2160 | ||||
| 0 (РЭС) | 11 | ||||||||
| 01 | 60 | 1 | 3 | 15 | 900 | ||||
| 12 | 60 | 2 | 3 | 38 | 2280 | ||||
| Б) | 03 | 72 | 352 | 3 | 3 | 20(32) | 38 | 2736 | 11244 |
| 34 | 88 | 4 | 3 | 36 | 3168 | ||||
| 05 | 72 | 5 | 3 | 30 | 2160 | ||||
| 0 (РЭС) | 7 | ||||||||
| 01 | 60 | 1 | 3 | 15 | 900 | ||||
| 12 | 60 | 2 | 3 | 38 | 2280 | ||||
| В) | 03 | 72 | 344 | 3 | 3 | 26(30) | 38 | 2736 | 10908 |
| 05 | 72 | 4 | 3 | 36 | 2592 | ||||
| 54 | 80 | 5 | 3 | 30 | 2400 | ||||
| 0 (РЭС) | 7 | ||||||||
| 01 | 60 | 1 | 3 | 15 | 900 | ||||
| 02 | 80 | 2 | 3 | 38 | 3040 | ||||
| Г) | 04 | 64 | 364 | 3 | 3 | 25 | 38 | 2432 | 11700 |
| 43 | 88 | 4 | 3 | 36 | 3168 | ||||
| 05 | 72 | 5 | 3 | 30 | 2160 | ||||
| 0 (РЭС) | 9 |
Составляем варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур (рисунок 2.2). Схема, приведенная на рисунке 2.2 а), является простейшей замкнутой схемой, которая называется кольцевой схемой.
Рисунок 2.2 - Варианты схем, имеющих замкнутый контур
Предварительный анализ и выбор вариантов схем исполнения сети, имеющих замкнутый контур, производим, сводя данные в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 - Предварительный выбор варианта схемы, имеющей замкнутый контур
| Вариант | Участок | lЛЭП, км | lЛЭП, км | Номер п/ст | Кол-во выключателей n, шт | n, шт |
| 01 | 30 | 1 | 3 | |||
| 12 | 30 | 2 | 3 | |||
| а) | 23 | 22 | 202 | 3 | 3 | 21 |
| 34 | 44 | 4 | 3 | |||
| 45 | 40 | 5 | 3 | |||
| 05 | 36 | 0 (РЭС) | 3 | |||
| 01 | 60 | 1 | 7 | |||
| 02 | 40 | 2 | 3 | |||
| б) | 23 | 22 | 242 | 3 | 3 | 23 |
| 34 | 44 | 4 | 3 | |||
| 45 | 40 | 5 | 3 | |||
| 05 | 36 | 0 (РЭС) | 5 | |||
| 01 | 60 | 1 | 3 | |||
| 02 | 40 | 2 | 3 | |||
| в) | 23 | 22 | 270 | 3 | 3 | 25 |
| 34 | 44 | 4 | 3 | |||
| 40 | 32 | 5 | 3 | |||
| 05 | 72 | 0 (РЭС) | 7 | |||
| 01 | 30 | 1 | 3 | |||
| 12 | 30 | 2 | 3 | |||
| г) | 23 | 22 | 230 | 3 | 3 | 23 |
| 34 | 44 | 4 | 3 | |||
| 30 | 32 | 5 | 3 | |||
| 05 | 72 | 0 (РЭС) | 5 |
Делаем вывод о выборе варианта схемы, имеющей замкнутый контур. Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.2 а), исходя из упрощенных критериев.
Задача 2
Используя данные из задачи 1, произвести приближенный расчет потокораспределения мощности в сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.
Решение.
Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.
Составляем схему радиально-магистральной сети в нормальном режиме (рисунок 3.1).
Рисунок 3.1
Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.1).
Рассчитываем потоки мощности для участков сети.
Рассчитываем мощности, передающиеся через радиальный участок 012:
Рассчитываем мощность, передающуюся через участок 054:
Рассчитываем мощность, передающуюся через участок 03:
Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.
Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.1).
Рассчитываем потоки мощности для участков сети.
Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме.
Составляем схему сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме (рисунок 3.3).
Рисунок 3.2
Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.2).
Рассчитываем мощности, передающиеся через участки кольцевой сети 0123450.
Рассчитываем потоки мощность для головного участка сети 01 по правилу электрических моментов.
Рассчитываем потоки мощности для остальных промежуточных участков сети 12 и 23, 34, 45 по первому закону Кирхгофа.
Точка 3 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей.
Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме.
Составляем схему сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме (рисунок 3.3). В данном случае участке сети 0123450 наиболее загруженным головным участком в нормальном режиме является участок 01. Рассматривая послеаварийный режим сети, предположим, что данный участок 01 вышел из строя. Тогда в послеаварийном режиме кольцевой участок сети 0123450 преобразуется в радиальный 054321.
Рисунок 3.3
Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.3).
Рассчитываем мощности, передающиеся через радиальный участок 012345:
Для выбора номинального напряжения рассчитаем мощности участков при обрыве участка 05.
Задача 3
Используя данные из задачи 2, выбрать номинальные напряжения электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.
Решение.
Выбор номинального напряжения для радиально-магистральной сети.
По формуле Стилла 
вычисляем номинальное напряжение Uном, кВ для каждого участка сети:
Полученные нестандартные значения номинального напряжения округляем до ближайших стандартных.
Ближайшими меньшим и большим стандартными значениями являются:
- для участка 01 Uном01м =35 кВ и Uном01б =110 кВ;
- для участка 12 Uном12м =35 кВ и Uном12б =110 кВ;
- для участка 43 Uном03м =35 кВ и Uном03б =110 кВ;
- для участка 04 Uном04м =35 кВ и Uном04б =110 кВ.
- для участка 05 Uном04м =35 кВ и Uном04б =110 кВ.
Проверяем полученные значения номинальных напряжений по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах.
Принимаем номинальное напряжение сети на всех участках Uном =35 кВ.
Проверка в нормальном режиме:
Участок 012
Участок 03
Участок 054
Следовательно напряжение 35 кВ не подходит из-за больших потерь
Принимаем номинальное напряжение сети на всех участках Uном =110 кВ.
Проверка в нормальном режиме:
Участок 012
Участок 03
Участок 054
Проверка Uном =110 кВ в послеаварийном режиме:
Участок 012
Участок 03
Участок 054
Так как для номинального напряжения Uном =110 кВ все условия проверки Uнр 15%Uном в нормальном режиме и Uпавр 25%Uном в послеаварийном режиме выполняются, то номинальное напряжение сети Uном =110 кВ подходит.
После проверки в нормальном и послеаварийном режимах на всех участках радиально-магистральной сети окончательно принимаем номинальное напряжение сети Uном =110 кВ.
Выбор номинального напряжения для сети, имеющей замкнутый контур.
По формуле Стилла вычисляем номинальное напряжение сети Uном, кВ.
Рассчитаем номинальное напряжение на наиболее загруженном головном участке 05:
Полученные нестандартные значения номинального напряжения округляем до ближайших стандартных.
Ближайшими меньшим и большим стандартными значениями являются:
- для участка 05 Uном05м =110 кВ и Uном05б =220 кВ;
Проверяем полученные значения номинальных напряжений по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах.
Так как условие Uнр 15%Uном в нормальном режиме не выполняется, то номинальное напряжение Uном = 110 кВ не подходит.
Принимаем номинальное напряжение сети Uном =220 кВ.
Проверка Uном =220 кВ в нормальном режиме:
Проверка Uном =220 кВ в послеаварийном режиме, когда из строя выходит наиболее загруженный участок 01 (рисунок 3.3) (условия должны выполняться до наиболее удаленной подстанции):
Так как для номинального напряжения Uном =220 кВ на кольцевом участке 012345 все условия проверки Uнр 15%Uном в нормальном режиме и Uпавр 20%Uном в послеаварийном режиме выполняются, то номинальное напряжение Uном = 220 кВ подходит.
Задача 4
Используя данные из задач 2, 3 рассчитать баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.
Решение.
Приближенный баланс активной мощности в сети.
Приближенный баланс реактивной мощности в радиально-магистральной сети.
Так как Uном =110кВ 
следовательно:
тогда
Приближенный баланс реактивной мощности в сети, имеющей замкнутый контур.
тогда
Определим реактивную мощность источника питания
Задача 5
Используя данные из задачи 4, определить необходимость установки компенсирующих устройств в электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.
Решение.
Определение необходимости установки компенсирующих устройств в сети.
Определяем мощность компенсирующих устройств, необходимых для сети.
Так как Qку=17,04Мвар > 0, то существует необходимость установки компенсирующих устройств в сети.
Распределяем суммарную мощность компенсирующих устройств по подстанциям.
Определяем необходимое количество и мощность батарей конденсаторов по подстанциям для компенсации реактивной мощности.
На подстанции 1 и 2 устанавливаем по одной батареи КС2-1,05-60 при 1,1Uном Qбк1=3,8 Мвар, номинальным напряжением Uном = 10 кВ
На подстанции 4 и 5 устанавливаем по 2-е батареи с конденсаторами при КС2-1,05-60 при 1,1Uном Qбк1=7,6 Мвар, номинальным напряжением Uном = 10 кВ.
Уточняем мощности нагрузок подстанций на основании выбранных батарей конденсаторов.
Исходя из уточненных мощностей нагрузок подстанций, пересчитываем мощности, передаваемые по участкам сети.
Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.
Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.
В схеме имеющей замкнутый контур нет необходимости установки
компенсирующих устройств т.к.
Задача 6
Используя данные из задачи 5, выбрать трансформаторы на подстанциях в электрической сети для двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.
Решение.
На подстанции 1 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых
Выбираем на подстанции 1 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТДН-16000/110.
На подстанции 2 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых
Выбираем на подстанции 2 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.
На подстанции 3 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых
Выбираем на подстанции 3 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.
На подстанции 4 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых
Выбираем на подстанции 4 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.
На подстанции 5 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых
Выбираем на подстанции 5 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-25000/110.
Каталожные и расчетные данные трансформаторов выписываем из таблицы 6.9 [4] или таблице 7.1.
Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/110:
Sном=40 МВА, пределы регулирования 91,78%, UномВН=115 кВ, UномНН=10,5/10,5 кВ, Uкз=10,5%, Pкз=172 кВт, Pхх=36 кВт, Iхх=0,65%, Rт=1,4 Ом, Xт=34,7 Ом, Qх=260 квар.
Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТДН-16000/110:
Sном=16 МВА, пределы регулирования 91,78%, UномВН=115 кВ, UномНН=11 кВ, Uкз=10,5%, Pкз=85 кВт, Pхх=19 кВт, Iхх=0,7%, Rт=4,38 Ом, Xт=86,7 Ом, Qх=112 квар.
Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-25000/110:
Sном=25 МВА, пределы регулирования 91,78%, UномВН=115 кВ, UномНН=10,5/10,5 кВ, Uкз=10,5%, Pкз=120 кВт, Pхх=27 кВт, Iхх=0,7%, Rт=2,54 Ом, Xт=55,9 Ом, Qх=175 квар.
Выбор трансформаторов для сети имеющей замкнутый контур.
На подстанции 1 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого
Выбираем на подстанции 1 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.
На подстанции 2 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого
Выбираем на подстанции 2 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220.
На подстанции 3 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого
Выбираем на подстанции 3 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.
На подстанции 4 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого
Выбираем на подстанции 4 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220.
На подстанции 5 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которыого
Выбираем на подстанции 5 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.
Каталожные и расчетные данные трансформаторов выписываем из таблицы 6.9 [4] или таблице 7.1.
Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220:
Sном=40 МВА, пределы регулирования 81,5%, UномВН=230 кВ, UномНН=11/11 кВ, Uкз=12%, Pкз=170 кВт, Pхх=50 кВт, Iхх=0,9%, Rт=5,6 Ом, Xт=158,7 Ом, Qх=360 квар.
Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТДН-32000/220:
Sном=32 МВА, пределы регулирования 81,5%, UномВН=220 кВ, UномНН=10,5/10,5 кВ, Uкз=12%, Pкз=167 кВт, Pхх=53 кВт, Iхх=0,9%, Rт=8,66 Ом, Xт=34,7 Ом, Qх=288 квар.
Задача 7
Используя данные из задачи 6, произвести выбор сечений проводов воздушных ЛЭП электрической сети для двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.
Решение.
Для воздушных линий 110 кВ выбираем сталеалюминиевые провода марки АС, а для прокладки линий используем железобетонные опоры. Цепность линии определяем по схемам рассматриваемой электрической сети.
Результаты выбора и проверки сечений проводов воздушных ЛЭП сведем в соответствующие таблицы 8.3-8.6.
Таблица 8.3 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП радиально-магистральной сети
| Участок | | | Iнр, А | марка-F, мм2 | Iдоп, А |
| 01 | 26,5+j20 | 18,2 | 97 | АС-95/16 | 330 |
| 12 | 19+j14,85 | 47,6 | 254 | АС-185/29 | 520 |
| 03 | 19+j15,25 | 48,72 | 260 | АС-185/29 | 520 |
| 05 | 15+j11,1 | 46,2 | 247 | АС-185/29 | 520 |
| 54 | 18+j14,56 | 36,4 | 194 | АС-150/24 | 450 |
Сечение провода F, мм2 определяем по таблице 8.1.
Допустимый длительный ток Iдоп, А определяем по таблице 8.2.
Таблица 8.4 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП радиально-магистральной сети
| Участок | | | Iпавр, А | Окончательные марка-F, мм2 | Iдоп, А |
| 01 | 53+j40 | 66 | 353 | АС-240/32 | 610 |
| 12 | 38+j29,7 | 48 | 257 | АС-240/32 | 610 |
| 03 | 38+j30,49 | 48,7 | 258 | АС-240/32 | 610 |
| 05 | 36+j29,12 | 46,3 | 248 | АС-185/29 | 520 |
| 54 | 30+j22,2 | 37 | 198 | АС-150/24 | 520 |
Ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме Iпавр, А сравниваем с допустимым длительным током Iдоп, А для выбранного сечения провода соответствующего участка сети, значение которого приведено в таблице 8.3. Если выполняется условие проверки по допустимому нагреву Iдоп Iпавр для выбранного сечения провода, то это значение и окончательно оставляем «Окончательные марка-F, мм2 », а если указанное условие не выполняется, то переходим на следующее большее стандартное сечение провода до тех пор, пока данное условие не будет выполняться.
Допустимый длительный ток Iдоп, А для окончательного сечения провода определяем по таблице 8.2.
Таблица 8.5 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП сети, имеющей замкнутый контур
| Участок | | | Iнр, А | марка-F, мм2 | Iдоп, А |
| 01 | 81,54+j73,38 | 109,7 | 293 | АС-240/32 | 610 |
| 12 | 66,54+j59,28 | 89 | 238 | АС-240/32 | 610 |
| 23 | 28,54+j25,77 | 38,2 | 102 | АС-240/32 | 610 |
| 34 | 10,05+j5,3 | 11,4 | 30 | АС-240/32 | 610 |
| 45 | 46,05+j42,02 | 62,3 | 167 | АС-240/32 | 610 |
| 50 | 76,05+j71,77 | 104,6 | 280 | АС-240/32 | 610 |
Сечение провода F, мм2 определяем по таблице 8.1.
Допустимый длительный ток Iдоп, А определяем по таблице 8.2.
Таблица 8.6 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП сети, имеющей замкнутый контур
| Участок | при выходе из строя участка | | Iпавр, А при выходе из строя участка | Iпаврmax, А | Окончательные марка-F, мм2 | Iдоп, А | |||
| 50 | 01 | 50 | 01 | 50 | 01 | ||||
| 01 | 157+j144,57 | - | 213,42 | - | 571 | - | 571 | АС-300/39 | 710 |
| 12 | 142+j130,47 | 15+j14,1 | 192,84 | 20,55 | 516 | 55 | 516 | AC-300/39 | 710 |
| 23 | 104+j96,96 | 53+j47,61 | 142,18 | 71,24 | 380 | 191 | 380 | AC-240/32 | 610 |
| 34 | 66+j66,47 | 91+j78,1 | 93,67 | 119,9 | 251 | 321 | 251 | AC-240/32 | 610 |
| 45 | 30+j29,75 | 127+j114,82 | 42,25 | 171,2 | 113 | 458 | 458 | AC-240/32 | 610 |
| 50 | - | 157+j144,57 | - | 194,36 | - | 520 | 520 | AC-300/39 | 710 |
Наибольший ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме Iпаврmax, А сравниваем с допустимым длительным током Iдоп, А для выбранного сечения провода соответствующего участка сети, значение которого приведено в таблице 8.5.
Если выполняется условие проверки по допустимому нагреву Iдоп Iпаврmax для выбранного сечения провода, то это значение и окончательно оставляем «Окончательные марка-F, мм2 », а если указанное условие не выполняется, то переходим на следующее большее стандартное сечение провода до тех пор, пока данное условие не будет выполняться.
Допустимый длительный ток Iдоп, А для окончательного сечения провода определяем по таблице 8.2.
Задача 8
Используя данные задач 2 - 7, для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - составить схемы замещения электрической сети и определить их параметры.
Решение.
Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1 а), а сети, имеющей замкнутый контур, - на рисунке 9.2 б).
Результаты расчета параметров схем замещения воздушных ЛЭП и трансформаторов радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в таблице 9.2 и 9.3.
Рисунок 9.1 - Схемы замещения электрической сети:
а) радиально-магистральной сети; б) сети, имеющей замкнутый контур
Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения воздушных ЛЭП электрических сетей
| Участок сети | Кол-во цепей ЛЭП | Марка-сечение F, мм2 провода | Uном, кВ | lуч, км | r0, Ом/км | x0, Ом/км | b010-6, См/км | Rуч, Ом | Xуч, Ом | Qcуч’, Qcуч’’, Мвар | |
| Радиально-магистральная сеть | |||||||||||
| 01 | 2 | АС-240/32 | 110 | 30 | 0,12 | 0,405 | 2,81 | 1,8 | 6,075 | 1,02 | |
| 12 | 2 | АС-240/32 | 110 | 30 | 0,12 | 0,405 | 2,81 | 1,8 | 6,075 | 1,02 | |
| 03 | 2 | АС-240/32 | 110 | 36 | 0,12 | 0,405 | 2,81 | 2,16 | 7,29 | 1,22 | |
| 05 | 2 | АС-185/29 | 110 | 36 | 0,162 | 0,413 | 2,75 | 2,92 | 7,434 | 1,19 | |
| 54 | 2 | АС-150/24 | 110 | 40 | 0,198 | 0,420 | 2,70 | 3,96 | 8,4 | 1,3 | |
| Сеть, имеющая замкнутый контур | |||||||||||
| 01 | 1 | АС-300/39 | 220 | 30 | 0,098 | 0,429 | 2,64 | 1,47 | 6,435 | 3,83 | |
| 12 | 1 | AC-300/39 | 220 | 30 | 0,098 | 0,429 | 2,64 | 1,47 | 6,435 | 3,83 | |
| 23 | 1 | AC-240/32 | 220 | 22 | 0,12 | 0,435 | 2,6 | 1,32 | 4,785 | 2,77 | |
| 34 | 1 | AC-240/32 | 220 | 44 | 0,12 | 0,435 | 2,6 | 2,64 | 9,57 | 5,54 | |
| 45 | 1 | AC-240/32 | 220 | 40 | 0,12 | 0,435 | 2,6 | 2,4 | 8,7 | 5,03 | |
| 50 | 1 | AC-300/39 | 220 | 36 | 0,098 | 0,429 | 2,64 | 1,76 | 7,772 | 4,6 | |
Таблица 9.3 - Определение параметров схем замещения трансформаторов электрических сетей
Радиально-магистральная сеть
| Номер подстанции | Кол-во трансф- орматоров | Тип трансформатора | Sномтр, МВА | Pхх, МВт | Iхх, % | Sст, МВА | zтр= Rтр+j Xтр, Ом |
| 1 | 2 | ТДН-16000/110 | 16 | 0,019 | 0,7 | 0,038+j0,224 | 2.19+j43,4 |
| 2 | 2 | ТДРН-40000/110 | 40 | 0,036 | 0,65 | 0,054+j0,35 | 1,27+j27,95 |
| 3 | 2 | ТРДН-40000/110 | 40 | 0,036 | 0,65 | 0,054+j0,35 | 1,27+j27,95 |
| 4 | 2 | ТРДН-40000/110 | 40 | 0,036 | 0,65 | 0,054+j0,35 | 1,27+j27,95 |
| 5 | 2 | ТДРН-25000/110 | 25 | 0,027 | 0,7 | 0,072+j0.52 | 0.7+j17.35 |
Сеть, имеющая замкнутый контур
| Номер подстанции | Кол-во трансф- орматоров | Тип трансформатора | Sномтр, МВА | Pхх, МВт | Iхх, % | Sст, МВА | zтр= Rтр+j Xтр, Ом |
| 1 | 1 | ТДН-32000/220 | 32 | 0,053 | 0,9 | 0,11+j0,58 | 4.33+j99,25 |
| 2 | 1 | ТДРН-40000/220 | 40 | 0,050 | 0,9 | 0,1+j0,72 | 2.8+j79,35 |
| 3 | 1 | ТРДН-32000/220 | 32 | 0,053 | 0,9 | 0,11+j0,58 | 4.33+j99,25 |
| 4 | 1 | ТДРН-40000/220 | 40 | 0,050 | 0,9 | 0,1+j0,72 | 2.8+j79,35 |
| 5 | 1 | ТРДН-32000/220 | 32 | 0,053 | 0,9 | 0,11+j0,58 | 4.33+j99,25 |
Задача 9
Используя данные задачи 2, для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - разработать схемы электрических соединений сети.
Решение.
Выбранный вариант радиально-магистральной сети приведен на рисунке 2.1 г). Схема (рисунок 10.2) соответствует случаю, когда схема является ответвительной.
Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений радиально-магистральной сети в случае, когда схема является ответвительной.
Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети, имеющей замкнутый контур
Технико-экономические расчеты при проектировании электрических сетей
Общие положения
В практике технико-экономических расчетов при проектировании электрических сетей применяют два метода: метод окупаемости затрат и метод приведенных затрат [1, 2].
При методе окупаемости затрат определяют срок окупаемости капиталовложений - время, в течение которого удорожание капитальных затрат по данному варианту окупится экономией эксплуатационных издержек [1, 2]:
(10.1)
где Tо - срок окупаемости, год;
Ксети1, Ксети2 - единовременные капиталовложения по первому и второму вариантам исполнения электрической сети, тыс.руб;
Исети1, Исети2 - ежегодные эксплуатационные издержки на первый и второй варианты исполнения электрической сети, тыс.руб.
Полученное значение срока окупаемости Tо сравнивают с нормативным Tонорм. Если Tо < Tонорм, то окончательно выбирают вариант с большими капиталовложениями и меньшими эксплуатационными издержками. Если Tо > Tонорм, то окончательно выбирают вариант с меньшими капиталовложениями и большими эксплуатационными издержками. Если Tо = Tонорм, то можно выбрать любой вариант, исходя из других условий, например, надежности и оперативной гибкости работы электрической сети.
Недостатками метода окупаемости затрат является то, что могут сравниваться только два варианта исполнения электрической сети, данный метод не может использоваться при небольшой разнице между составляющими технико-экономического расчета.
Указанные недостатки отсутствуют у метода приведенных затрат.
При методе приведенных затрат для каждого из рассматриваемых вариантов исполнения электрической сети рассчитываются приведенные затраты по выражению [1, 2, 4]:
(10.2)
где Зпрi - приведенные затраты по i-ому варианту исполнения электрической сети, тыс.руб;
pн =0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
Ксетиi - единовременные капиталовложения на сооружение i-ого варианта исполнения электрической сети, тыс.руб;
Исетиi - ежегодные эксплуатационные издержки на i-ый вариант исполнения электрической сети, тыс.руб.
После сравнения значений приведенных затрат рассматриваемых вариантов окончательно выбирают вариант исполнения электрической сети с минимальными приведенными затратами Зпр.
Сравниваемые варианты должны удовлетворять следующие условия:
- одинаковая стадия проектирования;
- экономическая сопоставимость (по ценам одного уровня);
- варианты исполнения электрической сети должны быть равной надежности, в противном случае необходимо учитывать ущерб от перерывов электроснабжения потребителей Усети, тыс. руб:.
(10.3)
где Усетиi - ущерб от перерывов электроснабжения потребителей для i-ого варианта исполнения электрической сети, тыс.руб.
Равноэкономичными считаются варианты исполнения электрической сети, приведенные затраты которых отличаются меньше, чем на 5%. В этом случае окончательный выбор варианта производят, исходя из других критериев и условий [1, 2, 4].
При технико-экономическом сравнении вариантов исполнения электрической сети для решения нижеприведенных задач принимаем следующие допущения [5]. Единовременные капиталовложения на сооружение сети рассчитываются из расчета срока строительства в один год, а последующая ее нормальная эксплуатация происходит с неизменными ежегодными эксплуатационными издержками в течение всего периода эксплуатации. Варианты исполнения электрической сети принимаются равноценными по надежности, если при отключении одной цепи двухцепной линии или одной линии в замкнунтой сети питание потребителей сохраняется по другой цепи или другой линии. Технико-экономические расчеты производим методом приведенных затрат.
Задача 10
Для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - определить капиталовложения еа сооружение электрической сети, используя разработанные схемы электрических соединений из задачи 10.
Решение.
Для радиально-магистральной сети определяем капиталовложения на сооружение электрической сети, используя разработанную схему электрических соединений, приведенную на рисунке 10.2, а для сети, имеющей замкнутый контур, - на рисунке 10.2.
Для удобства расчеты по определению капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети произведем в табличной форме (таблицы 12.1, 12.2).
Таблица 12.1 - Определение капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП электрической сети по вариантам
| Участок | lуч, км | Тип опор | Марка-сечение F, мм2 провода | С0лэп, тыс.руб/км | Клэп=С0лэпlуч, тыс.руб | Клэп, тыс.руб |
| Радиально-магистральная сеть (вариант I) | ||||||
| 01 | 30 | Железобетонные двухцепные | АС-240/32 | 16,4 | 492 | |
| 12 | 30 | Железобетонные двухцепные | АС-240/32 | 16,4 | 492 | |
| 03 | 36 | Железобетонные двухцепные | АС-240/32 | 16,4 | 590,4 | 2506,8 |
| 05 | 36 | Железобетонные двухцепные | АС-185/29 | 12,9 | 464,4 | |
| 54 | 40 | Железобетонные двухцепные | АС-150/24 | 11,7 | 468 | |
| Сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II) | ||||||
| 01 | 30 | Железобетонные одноцепные | АС-300/39 | 17,8 | 534 | |
| 12 | 30 | Железобетонные одноцепные | AC-300/39 | 17,8 | 534 | |
| 23 | 22 | Железобетонные одноцепные | AC-240/32 | 16,4 | 360,8 | 3447,2 |
| 34 | 44 | Железобетонные одноцепные | AC-240/32 | 16,4 | 721,6 | |
| 45 | 40 | Железобетонные одноцепные | AC-240/32 | 16,4 | 656 | |
| 50 | 36 | Железобетонные одноцепные | AC-300/39 | 17,8 | 640,8 | |
Таблица 12.2 - Определение капиталовложений на сооружение подстанций электрической сети по вариантам
| Элемент | Стоимость | Кп/ст, | |||||||||||
| сети | РЭС | п/ст 1 | п/ст 2 | п/cт 3 | п/ст 4 | п/ст 5 | тыс. руб | ||||||
| Радиально-магистральная сеть (вариант I) | |||||||||||||
| РУ на РЭС | 7 35 | - | - | - | - | - | |||||||
| ОРУ на подстанции | |||||||||||||
| - типовая схема | - | 120 | 120 | 120 | 120 | 120 | |||||||
| - дополнительные выключатели | - | - | - | - | - | - | 2933 | ||||||
| - трансформаторы | - | 2 63 | 2 109 | 2 84 | 2 84 | 2 109 | |||||||
| - батареи конденсаторов | - | - | 40+30 | - | - | 40+30 | |||||||
| - постоянная часть затрат | - | 210 | 210 | 210 | 210 | 210 | |||||||
| Итого | 245 | 456 | 618 | 498 | 498 | 618 | |||||||
| Сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II) | |||||||||||||
| РУ на РЭС | 3 90 | - | - | - | - | - | |||||||
| ОРУ на подстанции | |||||||||||||
| - типовая схема | - | 280 | 280 | 280 | 280 | 280 | |||||||
| - дополнительные выключатели | - | - | - | - | - | - | 5076 | ||||||
| - трансформаторы | - | 2 155 | 2 169 | 2 155 | 2 155 | 2 169 | |||||||
| - батареи конденсаторов | - | - | - | - | - | - | |||||||
| - постоянная часть затрат | - | 360 | 360 | 360 | 360 | 360 | |||||||
| Итого | 270 | 950 | 978 | 950 | 950 | 978 | |||||||
Для радиально-магистральной сети (вариант I):
Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):
Задача 11
Для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - определить ежегодные эксплуатационные издержки, используя данные из задачи 10.
Решение.
Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта радиально-магистральной сети (варианта I).
Определяем нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций по таблице 8.2 [4]:
алэп=2,4%, ап/ст=6,4%; орлэп=0,4%, орп/ст=3%.
Определяем отчисления от капиталовложений на амортизацию:
Определяем отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:
Определяем число часов использования максимума активной нагрузки Tм в году для суммарной нагрузки электрической сети:
Определяем время максимальных потерь для суммарной нагрузки электрической сети:
По рисунку 8.1 [4] определяем стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии:
для T ’=/max=/kм2= 3163,6 / 0,952 = 3505 ч Зэ’ = 1,4 коп/(кВтч) =
=1,410-2 тыс.руб/(МВтч)
- для T ’’ = 8760 ч Зэ’’ = 1,2 коп/(кВтч) =1,210-2 тыс.руб/(МВтч)
Определяем потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.1.
Таблица 13.1 - Определение потерь электроэнергии в воздушных ЛЭП для радиально-магистральной сети
| Участок сети | Кол-во цепей ЛЭП | Sлэпоцi, МВА | Uном, кВ | Rлэпi, Ом | , ч | Wлэпi’, МВтч | Wлэп’, МВтч | Wлэпi’’, МВтч | Wлэп’’, МВтч |
| 01 | 2 | 11 | 110 | 7,28 | 3163,6 | 230,3 | 0 | ||
| 12 | 2 | 44,8 | 110 | 3 | 3163,6 | 1337,9 | 0 | ||
| 23 | 2 | 17,04 | 110 | 2,28 | 3163,6 | 173,1 | 3663,7 | 0 | 0 |
| 04 | 2 | 46 | 110 | 4,9 | 3163,6 | 1081,8 | 0 | ||
| 45 | 2 | 28,2 | 110 | 5,4 | 3163,6 | 840,6 | 0 |
Определяем потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.2.
Таблица 13.2 - Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для радиально-магистральной сети
| Подстанция | Кол-во тр-ров n, шт | | Sномтрi, МВА | Pкз, МВт | , ч | Wтрi’, МВтч | Wтр’, МВтч | Pхх, МВт | T, ч | Wтрi’’, МВтч | Wтр’’, МВтч |
| 1 | 2 | 21,98 | 16 | 0,085 | 3163,6 | 251,7 | 0,019 | 8760 | 332,8 | ||
| 2 | 2 | 56,52 | 40 | 0,172 | 3163,6 | 384,4 | 0,036 | 8760 | 630,7 | ||
| 3 | 2 | 34,1 | 25 | 0,12 | 3163,6 | 258,9 | 1440 | 0,027 | 8760 | 473 | 2540 |
| 4 | 2 | 36,47 | 25 | 0,12 | 3163,6 | 276,9 | 0,027 | 8760 | 473 | ||
| 5 | 2 | 56,52 | 40 | 0,12 | 3163,6 | 268,2 | 0,036 | 8760 | 630,7 |
Определяем потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.3.
Таблица 13.3 - Определение потерь электроэнергии в батареях конденсаторов для радиально-магистральной сети
| Подстанция | Wбкi’, МВтч | Wбк’, МВтч | Qбкi, Мвар | Tбк, ч | Wбкi’’, МВтч | Wбк’’, МВтч |
| 2 | 0 | 11,7 | 7000 | 245,7 | ||
| 5 | 0 | 0 | 11,7 | 7000 | 245,7 | 491,4 |
Определяем потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:
Определяем потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:
Определяем затраты на возмещение потерь электроэнергии в радиально-магистральной сети:
Определяем ежегодные эксплуатационные издержки для радиально-магистральной сети:
Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта сети, имеющей замкнутый контур (варианта II).
Определяем нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций по таблице 8.2 [4]:
алэп=2,4%, ап/ст=6,4%; орлэп=0,4%, орп/ст=2,0%.
Определяем отчисления от капиталовложений на амортизацию:
Определяем отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:
Определяем число часов использования максимума активной нагрузки Tм в году для суммарной нагрузки электрической сети:
Определяем время максимальных потерь для суммарной нагрузки электрической сети:
По рисунку 8.1 [4] определяем стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии:
для T ’=/max=/kм2= 3163,6/0,952 = 30505 ч Зэ’ = 1,4 коп/(кВтч)=
=1,410-2 тыс.руб/(МВтч)
- для T ’’ = 8760 ч Зэ’’ = 1,2 коп/(кВтч) =1,210-2 тыс.руб/(МВтч)
Определяем потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.4.
Таблица 13.4 - Определение потерь электроэнергии в воздушных ЛЭП для сети, имеющей замкнутый контур
| Участок сети | Кол-во цепей ЛЭП | Sлэпi, МВА | Uном, кВ | Rлэпi, Ом | , ч | Wлэпi’, МВтч | Wлэп’, МВтч | Wлэпi’’, МВтч | Wлэп’’, МВтч |
| 01 | 1 | 94 | 220 | 4,08 | 3163,6 | 2356,4 | 0 | ||
| 12 | 1 | 72,8 | 220 | 3,84 | 3163,6 | 1330,2 | 0 | ||
| 23 | 1 | 17,4 | 220 | 2,76 | 3163,6 | 54,6 | 7900,4 | 0 | 0 |
| 34 | 1 | 16,7 | 220 | 2,88 | 3163,6 | 52,5 | 0 | ||
| 45 | 1 | 53 | 220 | 3,12 | 3163,6 | 572,9 | 0 | ||
| 50 | 1 | 108,9 | 220 | 4,56 | 3163,6 | 3534,7 | 0 |
Определяем потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.5.
Таблица 13.5 - Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для сети, имеющей замкнутый контур
| Подстанция | Кол-во тр-ров n, шт | | Sномтрi, МВА | Pкз, МВт | , ч | Wтрi’, МВтч | Wтр’, МВтч | Pхх, МВт | T, ч | Wтрi’’, МВтч | Wтр’’, МВтч |
| 1 | 2 | 21,98 | 35 | 0,167 | 3163,6 | 124,6 | 0,053 | 8760 | 928,6 | ||
| 2 | 2 | 56,52 | 40 | 0,17 | 3163,6 | 536,9 | 0,05 | 8760 | 876 | ||
| 3 | 2 | 34,1 | 35 | 0,167 | 3163,6 | 300 | 1841,5 | 0,053 | 8760 | 928,6 | 4538 |
| 4 | 2 | 36,47 | 35 | 0,167 | 3163,6 | 143,1 | 0,053 | 8760 | 928,6 | ||
| 5 | 2 | 56,52 | 40 | 0,17 | 3163,6 | 536,9 | 0,05 | 8760 | 876 |
Определяем потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в сети, имеющей замкнутый контур:
Определяем потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в сети, имеющей замкнутый контур:
Определяем затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети, имеющей замкнутый контур:
Определяем ежегодные эксплуатационные издержки для сети, имеющей замкнутый контур:
Задача 12
Из выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - выбрать окончательный вариант, используя данные из задач 10 и 11.
Решение.
Данные технико-экономического расчета методом приведенных затрат ведем в таблицу 14.1.
Для радиально-магистральной сети (вариант I):
Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):
Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):
Так как относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов ЗпрI,II = 41% > 5%, то для данного случая выбираем к исполнению радиальномагистральную схему исполнения.
Таблица 14.1 - Основные технико-экономические показатели для предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети
| Показатели | Вариант исполнения электрической сети: | |
| радиально-магистральная сеть (вариант I) | сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II) | |
| Капиталовложения Ксети, тыс.руб | 6789,84 | 9574,6 |
| Потери электроэнергии W=W’ +W’’, МВтч | 8135,1=5103,7+3031,4 | 14279,9=9741,9+4538 |
| Затраты на возмещение потерь электроэнергии Зпот, тыс.руб | 107,9 | 190,9 |
| Ежегодные эксплуатационные издержки Исети, тыс.руб | 530 | 749,7 |
| Приведенные затраты Зпр, тыс.руб | 1344,8 | 1898,7 |
| Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов Зпр, % | 41% | |
На основе инженерной оценки характеристик предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур, (вариант II), - в качестве окончательного выбираем вариант I, и принимаем его к исполнению.
Литература
1. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов /В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева.- 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Высш. шк., 1998. -511 с.
2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. -М.: Энергоатомиздат, 1989. -592 с.
3. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. -Минск: Вышэйша школа, 1978. -304 с.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. -3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1985. -352 с.
5. Минакова Н.Н., Татьянченко Л.Н. Электрические сети и системы: Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов специальности 10.04.00 «Электроснабжение промышленных предприятий» /Алт. политехн. ин-т им. И.И. Ползунова. -Барнаул: Б.и., 1989. -35 с.
6. ГОСТ 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки.
7. Правила устройства электроустановок. /М-во топлива и энергетики РФ. -6-е изд., перераб. и доп., с изм. -М.: Главгосэнергонадзор России, 1998. -608 с.