Электрическая сеть промышленного района

 

Из таблиц 12, 13 видно, что токи в послеаварийных режимах не превышают допустимых значений, а это значит, что выбранные сечения проводов нам подходят.

 

5 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ  
ПОДСТАНЦИЙ

 

 

При выборе трансформаторов необходимо руководствоваться тем, что на подстанциях, которые питают потребителей первой и второй категории, должно быть установлено не менее двух трансформаторов. Таким образом, если произойдёт авария на одном из двух трансформаторов, то оставшийся в работе должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей. Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность которых равна 60–70 % от максимальной нагрузки подстанции.

При установке на подстанции двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 30–40 % на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течение пяти суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 0,93 (по ПУЭ).

Тогда мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых  будет определяться по формуле 4:

, (4)

где S_н – наибольшая мощность нагрузки подстанции.

На подстанциях, которые питают потребителей третей категории, можно  установить один трансформатор, мощность которого рассчитывается из условия  максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей ().

Используя выражение 4 для узлов 2, 3, 4, 5, а для  узла 6 условие , рассчитаем требуемые мощности трансформаторов:

– для  узла 2:

,

– для узла 3:

,

– для узла 4:

,

– для узла 5:

,

– для узла 6:

.

В таблице 14 приведены выбранные трансформаторы

 

Таблица 14 – Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях.

Номер узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВА	Нагрузка на трансформатор с учетом перегрузки в 40%	Категория потреби-телей электро-энергии	Коли- чество трансфор-маторов	Тип и мощность выбранных трансформаторов, их основные параметры
1	Балансирующий
2	32,93	23,52	I, II	2	ТРДН-25000/110
3	20,73	14,81	I, II	2	ТДН-16000/110
4	42,68	30,49	I, II	2	ТРДН-40000/110
5	29,27	20,91	I, II	2	ТДТН-25000/110
6	8,54	–	III	1	ТМН-6300/110

 

 

6ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

 

Схемы электрических  сетей должны с наименьшими затратами  обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у приемников, удобство и безопасность эксплуатации сети.

При выборе схемы подстанции следует учитывать  число присоединений (линий и  трансформаторов), требования пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям, возможности перспективного развития. 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, т. к. значительную долю в стоимости подстанции составляет стоимость выключателей, поэтому, прежде всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа выключателей.

Таким образом, выбираем мостиковую схему для двухтрансформаторных подстанций с двусторонним питанием, а при подключении 3, 4 линий схему подстанции с одиночной секционированной и обходной системами шин с совмещенным секционным и обходным выключателем.

Однолинейные  схемы электрической сети вариантов 1 и 2 приведены в графическом приложении.

 

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

 

 

На данном этапе необходимо выбрать наиболее экономически выгодную схему сети. Для этого проводится технико-экономическое сравнение вариантов.

Сопоставление вариантов производится по одному критерию – приведенным затратам.

Приведенные затраты можно рассчитать по формуле 5:

, (5)

где – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений равный 0,12; 

– единовременные капитальные вложения в сеть; 

– годовые эксплуатационные расходы.

Капитальные вложения в сеть рассчитываются по формуле 6:

, (6)

где – капитальные вложения в строительство ЛЭП;

–капитальные  вложения в строительство подстанций.

Капитальные вложения в строительство ЛЭП определяются по формуле 7, тыс у.е.:

, (7)

где – удельная стоимость i-й линии, тыс.у.е./км.

– протяженность i-ой линии.

В таблицах 15 и 16 приведены стоимости ЛЭП для схем 1 и 2 соответственно, которые расчитаны по формуле 7.

Например, стоимость линии 1–2 для схемы 1 будет  равна:

 

 

 

Таблица 15– Стоимость ЛЭП для схемы сети 1

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода	Удельная стоимость, тыс. у.е./ км	Полная стоимость, тыс. у.е..
1–3	27	АС 240/32	18,8	507,6
1–5	36	АС 240/32	18,8	676,8
2–3	24	АС 70/11	16,5	396
2–4	31	АС 95/16	16,4	508,4
7–4	11	2×АС 240/32	30,7	337,7
7–5	37	АС 70/11	16,5	610,5
5–6	18	АС 240/32	18,8	338,4
1–2	24	АС 70/11	16,5	396
Итого:				3771,4

 

Таблица 16– Стоимость ЛЭП для схемы сети 2.

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода	Удельная стоимость, тыс. у.е./ км	Полная стоимость, тыс. у.е..
1–3	27	2×АС 240/32	30,7	828,9
1–5	36	2×АС 150/24	25,7	925,2
2–3	24	2×AС 150/24	25,7	616,8
2–4	31	АС 70/11	16,5	511,5
7–4	11	2×АС 240/32	30,7	337,7
7–5	37	АС 70/11	16,5	610,5
5–6	18	АС 70/11	16,5	297
Итого:				4127,6

 

Капитальные вложения в строительство подстанций рассчитываются по формуле 8, тыс. у.е.:

, (8)

где – расчетная стоимость трансформаторов-й подстанции, тыс. у.е.;

– стоимость распределительного устройства подстанции, тыс. у.е.;

– постоянная часть затрат на подстанцию, тыс. у.е.;

– стоимость компенсирующего устройства подстанции, тыс. у.е.;

Стоимость распределительного устройства подстанции определяется по формуле 9:

, (9)

где – стоимость ячейки с выключателем, тыс. у.е.;

– число  ячеек с выключателем

Например, капитальные вложения в строительство подстанций 5 варианта 1 равны:

;

;

;

 

В таблицах 17 и 18 приведены стоимости подстанций для схем вариантов 1 и 2 соответственно.

 

 

 

 

 

 

Таблица 17 – Стоимость подстанций для схемы сети 1

Номер узла	Стоим. трансформаторов тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Стоимость распределительных устройств тыс. у.е.	Полная стоимость подстанций тыс. у.е.
2	168	290	342	800
3	126	210	120	456
4	218	290	342	850
5	182	320	342	844
6	49	105	36	190
Итого:				3140

 

Таблица 18– Стоимость подстанций для схемы сети №2.

Номер узла	Стоим. трансформаторов тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Стоимость распределительных устройств тыс. у.е.	Полная стоимость подстанций тыс. у.е.
2	168	290	342	800
3	126	290	399	815
4	218	290	342	850
5	182	320	399	901
6	49	105	36	190
Итого:				3556

 

Капитальные вложения:

– вариант 1:

 

– вариант 2:

 

Годовые эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле 10:

, (10)

Где p– коэффициент нормативного отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание. Для линий для подстанций ;

 –  стоимость единицы потерь электроэнергии в электрических сетях;

– потери энергии.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП по формуле 11

, (11)

где –нагрузочные потери мощности в i-той линии;

 –время наибольших потерь в i-той линии.

Время наибольших потерь можно определить по формуле 12:

. (12)

Для всех линий, кроме линии 5–6, время наибольших потерь будет равно:

.

А для  линии 5–6 оно будет равно:

.

Нагрузочные потери мощностей в линиях можно определить из программы RASTR для расчетных схем, которые приведены на рисунках 8 и 9.

 

Рисунок 8 – Расчетная схема варианта 1

 

Рисунок 9 – Расчетная схема варианта 2

 

На рисунках 8 и 9 сопротивления заданы в Омах, мощности в МВА, реактивные проводимости в мкСм.

В таблицах 19 и 20 представлены значения нагрузочных потерь мощностей в линиях схем 1 и 2 соответственно.

 

 

Таблица 19 –  Нагрузочные потери мощностей в линиях схемы 1

Номер линии	1–3	1–5	2–3	2–4	7–4	7–5	5–6	1–2
Нагрузочные потери мощности, МВт	0,323	0,639	0,111	0,196	0,436	0,156	0,075	0,525

 

 

 

Таблица 19 –  Нагрузочные потери мощностей в линиях схемы 2

Номер линии	1–3	1–5	2–3	2–4	7–4	7–5	5–6
Нагрузочные потери мощности, МВт	0,574	0,762	0,346	0,094	0,288	0,104	0,071