Сечение проводов проверяют по
допустимой токовой нагрузке по нагреву. По потерям напряжения ВЛ 35 кВ и выше
не подлежат, т.к повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводов
по сравнению с применением трансформаторов с РПН и средств компенсации
реактивной мощности экономически нецелесообразно. По короне проверяют провода,
прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более
низких отметках проверка не производиться, если сечения проводов равны
минимально допустимым по условиям короны или превышает их [1].
Выбор трансформаторов у
потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас
все подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование
под нагрузкой).
Номинальная мощность
трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом
работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы
при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с
допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение
потребителей. По таблице 1.37 [2] находим зимнюю эквивалентную температуру для
рассматриваемого района: . Поскольку
нагрузка изменилась только в пунктах 2, 4, 6, то произведём выбор
трансформаторов только в этих пунктах, причём для обоих рассматриваемых
вариантов развития трансформаторы будут одинаковыми. Выбор трансформатора в
пункте 2:
PТ2
= P2 + P5;
QТ2 = Q'2
+ Q'5;
Таблица 3.5 - Нагрузка
трансформатора T2
t, час
0 - 4
4 - 8
8 - 12
12 - 16
16 - 20
20 - 24
Р2, МВт
10,2
30,6
40,8
40,8
51
10,2
Р5, МВт
4,8
7,2
12
9,6
4,8
4,8
РТ2, МВт
15
37,8
52,8
50,4
55,8
15
Q'2, МВАр
1,58
4,74
6,32
6,32
7,91
1,58
Q'5, МВАр
1,11
1,66
2,77
2,22
1,11
1,11
QТ2, МВАр
2,69
6,4
9,09
8,54
9,02
2,69
SТ2, МВА
15,24
38,34
53,58
51,12
56,52
15,24
МВА
Проверим возможность работы при
данной нагрузке уже существующих в пункте 2 трансформаторов ТДТН-40000/110:
МВА
По графику нагрузки определяем:
Интервал недогрузки t = 12 ч
Интервал перегрузки h = 12 ч
Эквивалентная нагрузка за период
недогрузки:
МВА
Эквивалентная нагрузка за период
перегрузки:
МВА
Коэффициент загрузки на
интервале
t:
Коэффициент перегрузки на
интервале h:
;
По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K трансформатор проходит. Выбор
трансформатора в пункте 4:
PТ4
= P4; ;
Таблица 3.6 - Нагрузка
трансформатора T4
t, час
0 - 4
4 - 8
8 - 12
12 - 16
16 - 20
20 - 24
Р4, МВт
4
12
16
16
20
4
РТ4, МВт
4
12
16
16
20
4
SТ4, МВА
4,03
12,08
16,11
16,11
20,14
4,03
МВА
Проверим возможность установки
трансформаторов ТДН-16000/110:
МВА
МВА
МВА
;
По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K трансформатор проходит. Выбор
трансформаторов в пункте 6:
PТ6
= P6; ;
Таблица 3.7 - Нагрузка
трансформатора T6
t, час
0 - 4
4 - 8
8 - 12
12 - 16
16 - 20
20 - 24
Р6, МВт
3,8
15,2
19
19
11,4
3,8
РТ6, МВт
3,8
15,2
19
19
11,4
3,8
SТ6, МВА
3,93
15,72
19,65
19,65
11,79
3,93
МВА
Проверим возможность установки
трансформаторов ТДН-16000/110:
Чтобы выбрать один вариант схемы
развития сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический
расчёт.
Варианты сопоставляются по приведенным
затратам на сооружение сети и её эксплуатацию. При этом допускается
сопоставление только в отличающихся частях вариантов схем. Экономически
целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными
затратами при условии, что затраты на другой вариант превышают наименьшие более
чем на 5%.
При выполнении
технико-экономических расчётов используются укрупнённые показатели стоимости
элементов электрических сетей.
-
суммарные капиталовложения в подстанции и линии,
-
суммарные издержки
У - ущерб от недоотпуска
электроэнергии, принимаем У = 0, поскольку у нас все линии двухцепные,
подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не рассматриваем.
В расчёте будем сравнивать
только отличающиеся части схем. Таковыми являются:
Для первого варианта:
Для второго варианта:
1) Линия ИП2-4
2) Линия 4-6
3) ОРУ ВН пункта 4
1) Линия ИП2-2
2) Линия 3-6
3) ОРУ ВН пункта 2
Капиталовложения в подстанцию 2,
4, 6, издержки на потери электроэнергии в трансформаторах подстанций 2, 4, 6, постоянная
часть затрат на реконструкцию подстанции 2, а также возвратная стоимость
демонтируемой подстанции 4 (35 кВ) и двух выключателей 35 кВ из ОРУ СН
подстанции 2 в обоих вариантах одинаковы.
Технико-экономический расчёт для
варианта №1:
Капиталовложения в линии:
,
где К0 - стоимость
сооружения одного километра линии, тыс. руб/км (таблица 7.5 [1]), L - длина линии, км.
Предположим, что все опоры стальные.
Расчёт сведём в таблицу:
Таблица 3.8 - Капитальные вложения
в линии варианта №1
Линия
ИП2-4
4-6
Марка провода
АС-120/19
АС-70/11
UНОМ, кВ
110
110
Длина, км
33,8
23,5
К0, тыс. руб/км
64
64
КВЛ, тыс. руб
2163
1504
К∑ВЛ = КИП2-4
+ К4-6 = 2163 + 1504 = 3667 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
В нашем случае это только
капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 4.
Два источника питания могут быть
связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В нашем случае
это ПС 4. Выберем схему ОРУ ВН 110 - 12 "Одна секционированная система шин
с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем", количество
присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).
Число ячеек: NЯЧ
= 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)
Стоимость ОРУ ВН: тыс. руб., где 75 тыс. руб. - стоимость
одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7.16 [1]).
К∑ПС = 750 тыс.
руб.
Суммарные капиталовложения:
тыс.
руб.
Суммарные издержки:
,
где:
,
- ежегодные издержки на обслуживание и
ремонты воздушных линий и подстанций соответственно.
-
ежегодные издержки на потери электроэнергии в сети.
;
,
где:
, - ежегодные издержки на обслуживание и
ремонты линий и подстанций соответственно, в процентах от капиталовложений.
%
для ВЛ 35 кВ и выше на стальных опорах
(таблица 6.2 [1])
%
для электрооборудования и распределительных устройств до 150 кВ (таблица 6.2 [1])
тыс.
руб.
тыс.
руб.
,
где:
p0
= 1,0 коп/кВт·ч - стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии
ΔW
- годовые потери электроэнергии в сети, МВт·ч
В нашем случае ΔW - потери электроэнергии в линиях ИП2-4, 4-6, 4-2, ИП1-2,
ИП1-3.
Найдём годовые потери
электроэнергии в линии ИП2-4:
МВт
ч
МВт·ч
Расчёт потерь в линиях сведём в
таблицу:
Таблица 3.9 - Годовые потери
электроэнергии в линиях варианта №1
Линия
ИП2-4
4-6
2-4
ИП1-2
1-3
SВЛ MAX, МВА
38,52
19,52
2,01
57,46
23,54
UНОМ, кВ
110
110
110
110
110
RВЛ, Ом
4,12
4,96
9,62
3,24
5,63
ТMAX Л, ч
4674
4294
4068
4612
4068
τ Л, ч
3064
2683
2468
3000
2468
ΔPВЛ, МВт
0,505
0,156
0,0032
0,884
0,258
ΔWВЛ, МВт∙ч
1547,3
419,1
7,89
2652
636,3
МВт·ч
Тогда издержки на потери
электроэнергии:
тыс.
руб.
Суммарные издержки:
тыс.
руб.
Приведенные затраты:
тыс.
руб.
Технико-экономический расчёт для
варианта №2:
Капиталовложения в линии:
Расчёт представлен в виде
таблицы:
Таблица 3.10 - Капитальные
вложения в линии варианта схемы №2
Линия
ИП2-2
3-6
Марка провода
АС-120-19
АС-70/11
UНОМ, кВ
110
110
Длина, км
63,2
30,9
К0, тыс. руб/км
64
64
КВЛ, тыс. руб
4045
1978
К∑ВЛ = КИП2-2
+ К3-6 = 4045 + 1978 = 6023 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
В нашем случае это только
капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 2.
Схема ОРУ ВН: 110 - 12
Число ячеек: NЯЧ
= 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)
Стоимость ОРУ ВН: тыс. руб., где 75 тыс. руб. - стоимость
одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7.16 [1]).
К∑ПС = 750 тыс.
руб.
Суммарные капиталовложения:
тыс.
руб.
Суммарные издержки:
Издержки на обслуживание и
ремонт:
тыс.
руб.
тыс.
руб.
Издержки на потери
электроэнергии в сети:
Расчёт потерь в линиях
представлен в виде таблицы:
Таблица 3.11 - Годовые
потери электроэнергии в линиях варианта схемы №2
Линия
ИП2-2
2-4
ИП1-2
ИП1-3
3-6
SВЛ MAX, МВА
38,52
20,14
45,87
43,08
19,52
UНОМ, кВ
110
110
110
110
110
RВЛ, Ом
7,71
9,62
3,24
4,49
6,52
ТMAX Л, ч
4674
4068
3928
4170
4296
τ Л, ч
3064
2468
2340
2564
2685
ΔPВЛ, МВт
0,945
0,322
0,563
0,689
0, 205
ΔWВЛ, МВт∙ч
2896,7
795,9
1317,4
1765,7
551,2
МВт·ч
Издержки на потери
электроэнергии:
тыс.
руб.
Суммарные издержки:
тыс.
руб.
Приведенные затраты:
975,56
тыс. руб.
Итак, получили: З1= 653,2
тыс. руб. З2= 975,56 тыс. руб.
Найдём разницу в процентах:
>
5%,
следовательно, выбираем вариант
развития сети №1
Вывод: в данной главе были
составлены два рациональных варианта схемы развития сети, для которых были
выбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения и сечения
проводов линий, а также выбраны (проверены) трансформаторы у потребителей. Затем
был проведён технико-экономический расчёт, по результатам которого был выявлен
наиболее экономичный вариант развития сети.