Формирование однолинейной схемы электрической сети

 

При выборе наилучшего варианта сети необходимо учитывать не только стоимость линий, но и стоимость оборудования подстанций. Для этого должны быть сформированы однолинейные схемы подстанций.

При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям, возможности перспективного развития. Схемы подстанций должны быть составлены таким образом, чтобы была возможность их постепенного расширения и соблюдения требований необходимой релейной защиты и автоматики. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются так, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения соседних присоединений.

Одновременно следует стремиться к максимальному упрощению схемы подстанции. Значительную долю в стоимости подстанции составляет стоимость выключателей, поэтому, прежде всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большого числа выключателей.

В зависимости от требований надёжности и числа присоединений на стороне высшего напряжения (110 кВ) подстанции необходимо рассмотреть следующие схемы: блочные схемы с питанием подстанции по отдельной линии, мостиковые схемы (четыре присоединения), схему с одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещённым секционным и обходным выключателем (до шести присоединений), схему с двумя рабочими и обходной системой шин (от семи до пятнадцати присоединений).

На стороне среднего напряжения (35 кВ) в зависимости от числа трансорматоров на подстанции выбираем одиночную не секционированную (один трансформатор) либо одиночную секционированную (два трансформатора) схемы.

Принципы подключения присоединений на стороне низшего напряжения (10 кВ) следующие: при одном трансформаторе используется одна не секционированная система шин, при двух трансформаторах — одна секционированная система шин. Если на подстанции предусматриваются трансформаторы с расщепленными обмотками, то, в зависимости от числа присоединений на низшей стороне, создается схема с одной секционированной системой шин (не более восьми присоединений) или с двумя секционированными системами шин (восемь присоединений и более).

Однолинейные схемы для обоих вариантов схем приведены на Листе 1 графического материала.

 

Рис 6.1 Однолинейная схема сети (Схема 1)

Рис 6.2 Однолинейная схема сети (Схема 2)

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ: НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ

НАГРУЗОК, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ

РЕЖИМОВ

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, расчёт напряжения на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Расчёт начинается с составления схемы замещения электрической сети (линии замещаются П-образной схемой замещения, а трансформаторы Г-образной) и определения её параметров. Для каждой линии рассчитывается активное и индуктивное сопротивление и ёмкостная проводимость. Для трансформаторов подстанций находится активное и реактивное сопротивления и указываются потери холостого хода.

Расчёты наибольших, наименьших нагрузок и послеаварийных режимов производим с помощью ЭВМ в программе RASTR.

Режим наибольших нагрузок - это режим сети, при котором включены все нагрузки на максимальную мощность.

В режиме наименьших нагрузок принимаем в узлах 2,3,4,5 P_нм = 0,6∙Р_нб , а в узлах 6,7,8 P_нм = 0,4∙Р_нб при напряжении, равном номинальному.

Послеаварийный режим - это режим работы системы при обрыве линии в режиме наибольших нагрузок. Напряжение не должно выходить за пределы (0,9÷1,1)∙U_ном.

Определим параметры линий:

- активное сопротивление

R=R₀·L, (7.1)

где R₀ – удельное активное сопротивление данной марки и сечения провода, Ом/км, (таблица 7.1);

L – длина линии, км;

- реактивное сопротивление

X=X₀·L, (7.2)

где X₀ - удельное реактивное сопротивление данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км, (таблица 7.1);

- реактивная проводимость

b=b₀·L, (7.3)

где b₀ – удельная емкостная проводимость данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км, (таблица 7.1);

Параметры R_0, X₀, b₀ выбираем из литературы [1, с. 282].

Определим параметры трансформаторов:

- активное сопротивление обмоток R_т, Ом;

- реактивное сопротивление обмоток X_т, Ом;

- потери активной мощности холостого хода (в стали) трансформатора P_х, кВт;

- потери реактивной мощности холостого хода (на намагничивание) трансформатора Q_х, квар.

 

Таблица 7.1 − Данные по проводам ВЛ 110 кВ

 

Марка провода	Активное сопротивление R0, Ом/км	Индуктивное сопротивление X0, Ом/км	Емкостная проводимость b0 10-6, См/км
АС-70/11	0,428	0,444	2,55
АС- 95/16	0,306	0,434	2,61
АС-185/29	0,162	0,413	2,75
АС-150/24	0,196	0,420	2,70
AC-240/32	0,121	0,405	2,81

 

В таблицах 5.3 и 5.4 были приведены каталожные данные трансформаторов. Приведём расчётные данные в виде таблиц 7.2, 7.3.

 

Таблица 7.2 − Расчётные данные для двухобмоточных трансформаторов

Тип трансформатора	Sном, МВА	Расчётные данные
R, Ом	X, Ом	ΔQх, квар
ТДН-16000/110		4,38	86,7
ТРДН-25000/110		2,54	55,9
ТРДН-40000/110		1,4	34,7

 

Таблица 7.3 − Расчётные данные для трёхобмоточных трансформаторов

Тип трансформаторов	Sном, МВА	Расчётные данные
R, Ом	X, Ом	ΔQх, квар
В	С	Н	В	С	Н
ТДТН-40000/110		0,8	0,8	0,8	35,5		22,3

 

Представим рассчитанные параметры ветвей в виде таблицы 7.4.

 

Таблица 7.4 − Данные по ветвям наибольших нагрузок

К соответствующим узлам были присоединены потери холостого хода трансформаторов в виде (ΔР_х - jΔQ_х). Если к этим узлам присоединены нагрузки, то необходимо сбалансировать их с этими потерями и представлять одной величиной.

В узлах, где используются два трансформатора, сопротивление обмоток делили пополам, а значения потерь холостого хода для данного типа трансформатора удваивали.

Узлы в схеме замещения трансформаторов нумеруем следующим образом. К номеру узла подстанции добавим цифры 1 и 2:

а) для двухобмоточных трансформаторов:

1 – обозначает низшее напряжение трансформатора;

б) для трёхобмоточных трансформаторов:

0 – обозначает нулевую точку трансформатора; 1 – обозначает среднее напряжение трансформатора; 2 – обозначает низшее напряжение трансформатора.

 

Рис 7.1. Потокораспределение в режиме наибольших нагрузок (Схема 1)

 

Рис 7.2.Потокораспределение в аварийном режиме наибольших нагрузок (Схема 1)

 

В результате расчета мы видим сильное снижение напряжения во всех узлах, для поддержания напряжения сделаем линию: 2-5, двухцепной. Результат расчета представим на рисунке 7.3

Рис 7.3 Электрический расчет наиболее тяжелого послеаварийного режима

 

В результате расчета видим, что все напряжения находятся в допустимых пределах, поэтому сделаем перерасчет схемы 1 для режима наибольших и наименьших нагрузок. Результаты представим на рис 7.4 и 7.5 соответственно

Рис 7.4 Электрический расчет режима наибольших нагрузок

 

Рис 7.5 Электрический расчет режима наименьших нагрузок

Проведя расчёт режимов, убедились, что напряжения не выходят за пределы допустимых значений. U = (0,9÷1,1)U_ном. По результатам электрического расчета далее будут выбираться ответвления трансформаторов, необходимые для поддержания требуемого напряжения.

Расчет схемы 2:

Рис 7.6. Потокораспределение в режиме наибольших нагрузок (Схема 2)

Рис 7.7.Потокораспределение в аварийном режиме наибольших нагрузок (Схема 2)

В результате расчета мы видим сильное снижение напряжения во всех узлах, для поддержания напряжения сделаем линию, отходящие от балансирующего узла: 1-5, двухцепной.

Рис 7.8 Электрический расчет наиболее тяжелого послеаварийного режима (схема 2)

 

В результате расчета видим, что все напряжения находятся в допустимых пределах, поэтому сделаем перерасчет схемы 2 для режима наибольших и наименьших нагрузок.

Рис 7.9 Электрический расчет режима наибольших нагрузок

 

 

Рис 7.10 Электрический расчет режима наименьших нагрузок

Проведя расчёт режимов, убедились, что напряжения не выходят за пределы допустимых значений. U = (0,9÷1,1)U_ном. По результатам электрического расчета далее будут выбираться ответвления трансформаторов, необходимые для поддержания требуемого напряжения.

Расчёты выполнялись для трёх режимов и двух схем,чтобы убедится в том,что напряжение не выходит за пределы допустимых значений, и для того чтобы узнать значения потерь активной мощности после улучшений для каждой сети,необходимых для экономического сравнения двух вариантов электрической сети.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Технико-экономический расчет даёт одни из основных показателей по которым определяют какая конфигурация сети требует меньше затрат по сравнению с другими конфигурациями. Это расчет позволит нам окончательно выбрать конфигурацию сети которая будет использоваться в дальнейшем.

Расчет начнем с капитальных вложений в линии. Они определяются по следующей формуле:

(8.1)

где - капиталовложения в 1 км линии (тыс. у.е./км);

l - длина линий электропередач.

Для линий брали железобетонные опоры с районом по гололёду - III. Информация по расчету оформим в виде таблиц 8.1 и 8.2 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.1

Nн-к линии	Количество цепей	Длинна линии, км	Сечение проводника, мм2	Капиталовложения в 1 км линии, тыс. у. е./км	Капиталовложения в линию, тыс. у. е.
1-5		27.6	AC 120/19	20.4	563.04
1-6		27.6	AC 70/11	21.4	590.64
2-5		46.8	AC 70/11	21.4
2-8		27.6	AC 70/11	14.6	402.96
3-4			AC 70/11	14.6	700.8
3-8		27.6	AC 95/16	14.3	394.68
4-6		50.4	AC 70/11	14.6	735.84
5-7		19.2	AC 70/11	14.6	280.32
Суммарное капиталовложение в линии сети, тыс. у. е.	4670,3

 

Таблица 8.2

Nн-к линии	Количество цепей	Длинна линии, км	Сечение проводника, мм2	Капиталовложения в 1 км линии, тыс. у. е./км	Капиталовложения в линию, тыс. у. е.
1-5		27.6	AC 185/29	23.6	651.36
1-6		27.6	AC 240/32	15.1	416.76
2-7		37.2	AC 70/11	14.6	543.12
2-8		27.6	AC 70/11	14.6	402.96
3-4			AC 95/16	14.3	686.4
3-8		27.6	AC 95/16	14.3	394.68
4-6		50.4	AC 150/24	13.2	665.28
4-7		37.2	AC 70/11	14.6	543.12
5-7		19.2	AC 150/24	13.2	253.44
Суммарное капиталовложение в линии сети, тыс. у. е.	4557,12

 

Далее рассчитаем капитальные вложения в подстанции. Их расчет производится по следующим формулам:

(8.2)

где - капитальные вложения в трансформаторы;

- капитальные вложения в распределительные устройства:

(8.3)

где - капитальные вложения в одну ячейку распределительного устройства;

n - количество ячеек.

- справочная величина, зависит от схем устройства;

- справочная величина.

Определим капитальные вложения в трансформаторы. Всю информацию сведём в таблицы 8.3 и 8.4 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.3

N подстанции	Количество трансформаторов подстанции	Марка трансформаторов	Стоимость одного трансформатора, тыс. у. е.	Суммарная стоимость трансформаторов подстанции, тыс. у. е.
		ТДН-16000/110
		ТДТН-40000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-40000/110
Суммарная стоимость трансформаторов подстанций, тыс. у. е.

 

Таблица 8.4

N подстанции	Количество трансформаторов подстанции	Марка трансформаторов	Стоимость одного трансформатора, тыс. у. е.	Суммарная стоимость трансформаторов подстанции, тыс. у. е.
		ТДН-16000/110
		ТДТН-40000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-40000/110
Суммарная стоимость трансформаторов подстанций, тыс. у. е.

 

Определим стоимость распределительных устройств. Берём ячейку с масленым выключателем при отключаемом токе ниже 30 кА. Полученную информацию сводим в таблицы 8.5 и 8.6 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.5

N подстанции	Тип схемы	Количество ячеек	Стоимость одной ячейки, тыс. у. е.	Суммарная стоимость ячеек подстанции, тыс. у. е
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	Блок "линия - трансформатор" с отделителем
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость ячеек подстанций, тыс. у. е.

 

Таблица 8.6

N подстанции	Тип схемы	Количество ячеек	Стоимость одной ячейки, тыс. у. е.	Суммарная стоимость ячеек подстанции, тыс. у. е
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость ячеек подстанций, тыс. у. е.

 

Теперь рассмотрим постоянную часть капитальных вложений в подстанции. Информацию сведём в таблицы 8.7 и 8.8 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.7

N подстанции	Тип схемы	Постоянные капитальные вложения в подстанцию, тыс. у. е.
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	Блок "линия - трансформатор" с отделителем
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость постоянных капитальный вложений в подстанции, тыс. у. е.

 

Таблица 8.8

N подстанции	Тип схемы	Постоянные капитальные вложения в подстанцию, тыс. у. е.
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость постоянных капитальный вложений в подстанции, тыс. у. е.

 

 

В дополнительные капитальные вложения относим стоимость компенсирующих устройств. Для схемы 2 берём 3 шпунтовые конденсаторные батареи типа КС2-1,05-125 установленной мощностью 10,5 МВар. Стоимость одной батареи 40 тыс. у.е. Суммарная стоимость 120 тыс. у.е.

Суммарные капитальные вложения в подстанции для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Капитальные вложения в сеть находя по следующей формуле:

(8.4)

Найдем капитальные вложения в сеть для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Годовые эксплуатационные издержки для ЛЭП находим по следующей формуле:

(8.5)

где - отчисление на годовые эксплуатационные издержки ЛЭП в процентах от суммарных капитальных вложений в ЛЭП (для железобетонных опор на напряжение 110 кВ ровно 2,8%).

Для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Годовые эксплуатационные издержки для подстанций находим по следующей формуле:

(8.6)

где - отчисление на годовые эксплуатационные издержки подстанций в процентах от суммарных капитальных вложений в подстанции (для распределительных устройств до 150 кВ равно 9,4%).

Для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Издержки связанные с возмещением стоимости потерянной энергии в сети находим по следующей формуле:

(8.7)

где тыс. у. е./МВт*ч - стоимость единицы электроэнергии;

- величина потери электрической энергии в проектируемой сети, МВт*ч.

(8.8)

где - нагрузочные потери электроэнергии в сети;

- потери электроэнергии на холостой ход сети.

(8.9)

где - нагрузочные потери мощности в сети, МВт;

- время наибольших потерь, ч.

(8.10)

 

(8.11)

где - потери мощности холостого сети, МВт;

Проведём расчет для схемы 1:

МВт, из RastrWin3;

МВт, по справочным данным трансформаторов;

ч;

МВт*ч;

МВт*ч;

тыс. у. е.;

 

Для схемы 2:

МВт, из RastrWin3;

МВт, по справочным данным трансформаторов;

ч;

МВт*ч;

МВт*ч;

тыс. у. е.;

Суммарные годовые издержки сети определяется по следующей формуле:

 

(8.12)

Для схемы 1:

тыс. у. е.

Для схемы 2:

тыс. у. е.

Приведённые затраты определяют по следующей формуле:

(8.13)

где - нормативный коэффициент капитального вложения, равен 0,12.

Для схемы 1:

тыс. у. е.

Для схемы 2:

тыс. у. е.

Как видно приведённые затраты для 2 схемы меньше, чем для 1. Исходя из этого за основную принимаем схему 2.

Стоимость передачи электроэнергии определяем по следующей формуле:

(8.14)

где W- передаваемая по сети электроэнергия, МВт*ч.

(8.15)

Себестоимость электроэнергии определяем по следующей формуле:

(8.14)

МВт;

МВт*ч;

у.е./ кВт*ч;

у.е./ кВт*ч;