Разработка схемы электрической сети

1.2.1. Анализ расположения источников питания и нагрузок. Составление приближенного баланса активных и реактивных мощностей района сети

На первом этапе расчетов оценивается ориентировочное потребление активной и реактивной мощностей с шин источника питания. Для этого необходимо составить приближенный баланс мощностей района нагрузок. При составлении баланса следует учитывать несовпадение во времени максимальных нагрузок отдельных потребителей района, принимая

(1.1)

где – коэффициент одновременности ( );

– активная суммарная мощность, состоящая из максимальных нагрузок m потребителей;

– активная максимальная мощность потребителей j – го узла.

Ориентировочно можно считать, что при наличии в сети одной – двух ступеней трансформации потери активной мощности составляют примерно 5 %.

Необходимая реактивная мощность проектируемой сети определяется реактивными нагрузками, значение которых вычисляется по выражению

.

Суммарная потребляемая мощность с учетом потерь реактивной мощности в элементах сети и зарядной мощности ЛЭП определяется выражением

. (1.2)

При составлении приближенного баланса реактивной мощности принимают, что потери в индуктивных сопротивлениях линии компенсируются зарядной мощностью, а основная часть потерь реактивной мощности – это потери в трансформаторах, которые составляют примерно 10 % от полной мощности нагрузок в режиме максимальных нагрузок.

1.2.2. Разработка вариантов схемы электрической сети. Выбор и обоснование номинальных напряжений участков сети. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов на подстанциях

При составлении вариантов схемы сети (рис. П.1.1) необходимо учесть следующие положения:

· питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшему расстоянию;

· передача электроэнергии потребителям должна производиться в направлении общего потока мощности от источника питания, следует избегать обратных потоков мощности в распределительной сети района нагрузок;

· каждый вариант сети должен удовлетворять условиям надежности электроснабжения (потребители первой и второй категорий должны снабжаться энергией от двух независимых источников питания(по двум линиям электропередачи и на подстанциях должны быть установлены два трансформатора).

Номинальное напряжение ВЛ, кВ, может быть определено по эмпирической формуле, предложенной Г.А.Илларионовым,

, (1.3)

где – длина ВЛ, км;

– передаваемая активная мощность на одну цепь ВЛ, МВт.

Одновременно с выбором конфигурации схемы сети решаются вопросы выбора схем электрических соединений распределительных устройств (РУ) понижающих подстанций на напряжении 110-220 кВ. Схемы выбираются типовыми в соответствии с [1,7]. Типовые схемы РУ обозначаются двумя числами, указывающими напряжение сети и номер схемы (например, 110-5Н, 220-7 и т.п.). Следует учитывать, что наиболее дорогими элементами РУ подстанций (ПС) являются выключатели (элегазовые). В [1,7] приведены типовые схемы РУ и области их применения. Рекомендуется применять следующие схемы РУ:

110–4Н, 220–4Н для тупиковых и ответвительных ПС (при двух присоединяемых ВЛ), 220-7 – при двух ВЛ и мощности трансформаторов 125 МВ · А и более, 110–5АН (220–5АН) или

110–5Н (220–5Н) – для проходных ПС при двух ВЛ и мощности трансформаторов до 63 МВ· А включительно, 110–12 (220–12) – при трех и более ВЛ.

Сравнение и оценка намеченных вариантов схем сети проводятся предварительно по суммарной длине ВЛ сети с учетом количества их цепей и по числу выключателей в схемах ПС, а также их стоимости. Из рассматриваемых вариантов следует выделить два наилучших для дальнейшего их сравнения в разд. 1.2.5.

Выбор типа, числа и номинальных мощностей трансформаторов на подстанциях района осуществляется в зависимости от мощности потребителей и степени их ответственности (категории) в соответствии с рекомендациями [2]. Вопросы выбора трансформаторов и их проверка подробно рассматриваются в [3].

В случае, когда в соответствии с [2] на подстанции предусматривается установка двух трансформаторов (для потребителей 1-й и 2-й категорий), номинальная мощность каждого из них определяется приближенно по формуле

, (1.4)

где – мощность потребителей подстанции.

Типы и номинальные мощности трансформаторов выбираются по шкале стандартных номинальных мощностей силовых трансформаторов, приведенной в [1] или в [4]. Технические данные трансформаторов приведены там же.

Для выбранных трансформаторов следует оценить их нагрузочную способность по коэффициентам загрузки в нормальных и послеаварийных (при отключении одного трансформатора) режимах работы:

. (1.5)

Если , то необходимо проверить допустимость аварийной перегрузки по [3, табл.П2.1- П2.6] , учитывая указанные в задании и по условию

(1.6)

При выполнении условия (1.6) принимается окончательное решение о выбранных трансформаторах на всех ПС района.

Результаты выбора числа, мощности и типа трансформаторов заносятся в табл.1.1.

Таблица 1.1.Результаты выбора трансформаторов

Номер ПС	Тип трансформатора

1.2.3. Определение расчетных нагрузок сети. Выбор марок, сечений проводов воздушных ЛЭП и типов опор по результатам расчета установившихся режимов

Расчетные нагрузки сети определяются с учетом потерь активных и реактивных мощностей в трансформаторах и ВЛ по схемам замещения вариантов (двух) схем. Расчет установившегося режима максимальных нагрузок проводится вручную для каждого варианта поочередно. Рассчитываются только перетоки активных и реактивных мощностей на каждом участке схемы замещения. Расчет проводится по параметрам (Р, Q и U) концакаждого участка. Подробно эти расчеты приведены в [4].

Выбор сечения проводов ВЛ напряжением 110-220 кВ производится по нормированным значениям экономической плотности тока.

Суммарное сечение ( ) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

(1.7)

где – расчетный ток нормального режима работы (обе цепи

ВЛ), ;

– нормированная плотность тока, А/мм .

Значения плотности тока приведены в табл.П.1.

Ток нормального режима определяется по выражению

, (1.8)

где – поток мощности в конце ВЛ (расчетная нагрузка) (рис.1.2).

Рис.1.2. Схема замещения ВЛ (одна цепь)

Сечения, полученные по (1.7), округляются до ближайших стандартных значений (табл.П.2).

Выбранные сечения проводов должны быть проверены по допустимой токовой нагрузке (по нагреву) в послеаварийном режиме работы (отключена одна цепь двухцепной ВЛ) по выражению

, (1.9)

где – допустимые длительные токи для неизолированных проводов марок АС (табл.П.3);

– определяется из расчета установившегося режима.

При выборе сечений ВЛ следует иметь в виду, что минимально допустимыми по условиям короны сечениями являются: 70 мм –

для ВЛ 110 кВ и 240 мм – для ВЛ 220 кВ.

Порядок расчета по мощностям кольцевых сетей подробно изложен в [4]. В целом расчет простых замкнутых сетей всегда сводится к расчету линии с двухсторонним питанием. При этом общий порядок расчета замкнутой сети по мощности состоит в следующем:

· рассчитывается предварительное распределение мощностей по участкам сети;

· выбираются сечения проводов на участках;

· определяются параметры всех участков в соответствии с принятой схемой замещения;

· определяются расчетные нагрузки каждой ПС;

· уточняется распределение мощностей по участкам с учетом их сопротивлений;

· выявляется действительное распределение мощностей по участкам с учетом потерь мощности на каждом.

Результаты выбора сечений проводов ВЛ следует представить в виде табл. 1.2.

По результатам расчета потокораспределения двух вариантов сети следует оценить различие в активных и реактивных мощностях источника питания (ПС А ).

Таблица 1.2. Результаты выбора сечений проводов ВЛ

1.2.4. Выбор схем электрических соединений понижающих подстанций

Для каждого варианта схемы сети выбираются типовые схемы РУ подстанций на всех напряжениях по [2,7] (см. разд. 2.2) и варианты схем представляются в пояснительной записке с указанием всех выбранных элементов ( марки проводов ВЛ и их длины, типы трансформаторов, номинальные напряжения ).

1.2.5. Выбор варианта схемы электрической сети по критерию минимума дисконтированных затрат

В условиях рыночной экономики для сравнительной экономической оценки вариантов схем электрической сети в качестве основного показателя используютсясуммарные дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы ( ) сети:

, (1.10)

где – капитальные затраты в год t;

– эксплуатационные издержки в год t;

– норма дисконта ( дана в задании);

– текущие годы строительства и эксплуатации сети;

- срок службы сети (временной уровень, на который разрабатывается проект, задан в задании); дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (t=1).

Критерием для выбора варианта сети является минимум суммарных дисконтированных затрат.

Капитальные вложения (К)определяются по укрупненным показателям стоимости (УПС) линий и ПС (2, разд. 7) или по табл.

П2.9 – П2.16 с применением индексов пересчета на дату разработки проекта. Одни и те же элементы, повторяющиеся в вариантах, не учитываются.

Стоимости ВЛ определяются по выражению

(1.11)

где – стоимость 1 км ВЛ (провода марки АС) для средних условий строительства в Европейской части страны, которая приведена в табл. П2.9; l – длина ВЛ, км.

Для определения стоимости строительства ВЛ в других районах страны рекомендуется применять повышающие зональные коэффициенты на базовую стоимость табл.1.3.

Таблица 1.3.Зональные повышающие коэффициенты на стоимость электросетевых обьектов

Базовые показатели стоимости ВЛ учитывают все затраты производственного назначения и соответствуют средним условиям строительства и расчетному напору ветра до 0,6 кПа. Условия строительства ВЛ, учтенные в базовых показателях стоимости, приведены в табл. 1.4.

В случаях, когда отсутствует подробная информация об условиях прохождения ВЛ, базовые показатели могут быть использованы без корректировки. Отдельные усложняющие условия строительства ВЛ учитываются по [1,10].

Таблица 1.4Условия строительства ВЛ, учтенные в базовых показателях стоимости

Стоимости ПС определяются по выражению

(1.12)

где – стоимость распределительного устройства (РУ) на высшем напряжении ПС, котораяопределяется по табл. П2.10 (типовая схема электрических соединений РУ) или по табл. П2.11 (с учетом количества ячеек РУ);

–стоимость трансформаторов ПС (табл.П2.12);

–постоянная часть затрат по ПС, которая учитывает подготовку и благоустройство территории, устройство собственных нужд ПС, внутриплощадочные и подъездные дороги, водоснабжение и канализацию, наружное освещение, ограду и пр.(табл.П2.16).

Показатели стоимости РУ 35-220 кВ учитывают установленное оборудование (выключатель, разъединитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, панели управления, РЗА, кабельное хозяйство и др.), а также строительные и монтажные работы.

Показатели стоимости трансформаторов также учитывают установленное оборудование и строительные и монтажные работы (табл. П2–13–П2–15).

Если на ПС установлены компенсирующие устройства, линейные регулировочные трансформаторы, то их стоимость определяется по [1] и учитывается в (1.12).

Эксплуатационные издержки ( ), входящие в (1.10), определяются по выражению

, (1.13)

где – ежегодные издержки на ремонты и обслуживание (без учета затрат на амортизацию) ВЛ и ПС;

–финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, по облигациям и др. по годам расчетного периода (при отсутствии информации не учитываются);

– затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети.

В формуле (1.10) амортизационные отчисления на реновацию в составе не учитываются, поскольку в условиях рыночных отношений в экономике источником финансирования (на новое строительство) могут быть любые поступления: кредиты банков, накопленная прибыль и др. При этом амортизационные отчисления могут расходоваться не только на финансирование капитальных вложений, но и на другие цели.

Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание определяются по выражению

, (1.14)

где – норма отчислений % на ремонты и обслуживание для ВЛ

и ПС (табл. 1.5);

– стоимость ВЛ и ПС без учета строительно - монтажных работ и без учета постоянной части затрат для ПС.

Оценка удельного веса строительно-монтажных работ и стоимости оборудования в общем объеме капитальных вложений в ВЛ и ПС может быть сделана по данным табл.1.6.

Таблица 1.5.Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов сети,

% капитальных затрат

Затраты на возмещение потерь электроэнергии рассчитываются по формуле

, (1.15)

где – расчетные потери электроэнергии в сети;

– тариф на электроэнергию.

Методы расчета потерь электроэнергии при проектировании электрических сетей изложены в [5].

Таблица 1.6.Составляющие стоимости строительных и монтажных работ, оборудования и

прочих затрат по ВЛ и ПС (%)

Результаты сравнения вариантов сети желательно представить в форме табл. 1.7.

Таблица 1.7. Результаты сравнения вариантов сети

Вариант	, т.руб	, т.руб	, т.руб	, т.руб	, кВт ч	, т.руб	, т.руб

 

Следует оценить разницу дисконтированных затрат в процентах и выбрать оптимальную схему сети.

 

Дата добавления: 2015-06-30; просмотров: 308; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!