Проектирование электрических сетей (стр. 5 из 19)
Рис.1.5. Фрагмент карты-схемы третьего варианта развития электрической сети
Рис.1.6. Фрагмент схемы третьего варианта развития электрической сети
Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.
Расчетная схема третьего варианта в незначительной части отличается от схемы второго варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица с информацией об узлах будет такая же, как и во втором варианте.
В данных по ветвям вместо связи П25-П15 появится связь П25-П16. Остальные ветви останутся без изменений.
По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет нормального максимального режима третьего варианта развития сети. Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б3.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр = 52 А;
для ЛЭП П25-П16 Iр = 34 А.
Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.
Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.
Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.
Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.
Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.
Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б3.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр = 475 А;
для ЛЭП П25-П16 Iр= 390 А.
Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп = 610А.
Как видно, неравенства Iдоп>Iрвыполняются, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.
Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.
Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электрической сети.
1.2.3.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат
Определяем капитальные вложения по третьему варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.
Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.
Кл = 951,3 · (28,8 + 32,5) = 58 314,69 тыс.руб.
Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).
Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.
Тип подстанции П16 предусматривает только два присоединения, поэтому её необходимо перевести к типу “одна секционированная с обходной системой шин с отделителями в цепях трансформаторов”[3]. Для этого на П16 нужно установить ещё три выключателя 110 кВ. определим затраты на установку выключателей:
Кпс = 3·2 205 = 6 615 тыс.руб.
Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:
К = 58 314,69 + 6 615 = 64 929,69 тыс.руб.
Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):
И' = [(2,4 + 0,4)·64 929,69+9,4·6 615] / 100 = 2 439,84 тыс. руб.
Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.
Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:
ΣΔРмакс = 13,67+1,56 = 15,23 МВт.
Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб=5200ч.
τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.
Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):
ΔЭ' = 3633 · 15,23 · 103 = 55 330,59 103кВт·ч.
Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):
ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103кВтч.
Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).
Зэ' и Зэ" определяем по рис.8.1 [3]:
Зэ' = 134 коп/кВт·ч;
Зэ' = 110 коп/кВт·ч.
Зпот = 134·55 330,59 ·103+ 110·10 599,6·103 = 85 802,55 тыс.руб.
Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)
И = 2 439,84 + 85 802,55 = 88 242,39 тыс.руб.
По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по третьему варианту:
З = 0,12 · 58 314,69 + 88 242,39 = 95 240,15 тыс. руб.
1.2.4 Выбор наилучшего варианта развития электрической сети
Результаты технико-экономического сравнения вариантов сведены втаблице 1.5.
Как следует из табл. 1.5, более выгодным является первый вариант, так как 3I < ЗII < ЗIII, следовательно, выбираем первый вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчёты.
Таблица 1.5 - Результаты технико-экономических расчетов
| Наименование затрат | Величина затрат, тыс.руб. | |||
| Вариант 1-й | Вариант 2-й | Вариант 3-й | ||
| Капитальные затраты | Стоимость сооружений ЛЭП | 45 360 | 61 929,63 | 58 314,69 |
| Стоимость установки выключателей | – | – | 6 615 | |
| Итого | 45 360 | 61 929,63 | 64 929,69 | |
| Ежегодные эксплуата-ционные издержки | Эксплуатационные издержки | 1 270,08 | 1 734,03 | 2 439,84 |
| Затраты на возмещение потерь | 86 240,69 | 85 948,6 | 85 802,55 | |
| Итого | 87 510,77 | 87 682,63 | 88 242,39 | |
| Приведенные затраты | 92 953,97 | 95 114,19 | 95 240,15 | |
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ П25
2.1 Схема подстанции
Подстанция 110/10 кВ с диспетчерским названием П25 выполнена по заданию электрических сетей энергорайона "В".
В выбранном варианте развития электрической сети энергорайона предусмотрена установка двух трансформаторов типа ТДН-10000/110 мощностью 10000 КВ А каждый.
В соответствии со схемой развития энергосистемы подстанция 110/10 кВ П25 подключается к энергосистеме одной двухцепной ВЛ 110 кВ П8-П25.
Для обеспечения надежного питания присоединенных потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах, а так же для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала на подстанции П25 запроектировано строительство ОРУ 110 кВ по схеме мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. На напряжении 10 кВ - схема "одна одиночная секционированная выключателем система шин".
Оперативный ток на ПС - постоянный, напряжение 110В.
Для выбора аппаратуры на проектируемой подстанции необходимо произвести расчет токов короткого замыкания.
2.2 Расчет токов КЗ
2.2.1 Общие сведения
Коротким замыканием (КЗ) называют замыкание между фазами, а в сетях с заземленной нейтралью также замыкания одной или нескольких фаз на землю или на нулевой провод. В сетях с изолированной нейтралью замыкания одной из фаз называется простым замыканием. При этом виде повреждения ток в месте замыкания обусловлен главным образом емкостью фаз относительно земли и обычно не превышает 100 А.
Короткое замыкание сопровождается снижением напряжения в системе. Особенно низкое напряжение получается вблизи места короткого замыкания.
Различают металлические и дуговые КЗ. Если переходное сопротивление в месте КЗ мало, то имеет место металлическое КЗ; в противном случае говорят о дуговом КЗ. При напряжении выше 1кВ электрическая дуга практически не влияет на величину тока КЗ, а при напряжении до 1кВ дуга существенно ограничивает ток КЗ. Падение напряжения на дуге напряжением до 1кВ находится в пределах 50-200В. В трехфазной системе с изолированной нейтралью могут быть трехфазные, двухфазные КЗ и двойные замыкания на землю. Двойным называется замыкание на землю разных фаз в различных точках сети. В сетях напряжением до 1кВ с глухозаземлённой нейтралью могут быть трехфазные, двухфазные, двухфазные на землю и однофазных КЗ. Трехфазное КЗ называют симметричным, так как сопротивление во всех фазах одинаковы. Остальные виды КЗ называют несимметричными. При симметричном КЗ в токах содержатся только составляющие прямой последовательности. При остальных видах КЗ в токах содержатся составляющие не только прямой, но и обратной последовательности. Соединение фазы с землей при заземленной нейтрали вызывает появление токов обратной и нулевой последовательностей.
Многолетняя аварийная статистика разных стран показывает, что в сетях с заземленными нейтралями наиболее частыми (65% от общего числа КЗ) являются однофазные. Наиболее редкими (5%) являются трехфазными КЗ. Однако при трехфазных КЗ ток короткого замыкания наиболее велик и создает наибольшие отрицательные последствия. Поэтому все расчеты ведут прежде всего по току трехфазного КЗ. Следует отметить также, что часто в процессе развития аварии первоначального вид КЗ переходит в другой вид.