Электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети 1 страница

Технико-экономические расчеты для выбора окончательного варианта электрической сети

В этом подразделе из трех выбранных вариантов сети, один из которых является радиально-магистральной схемой, а третий и четвертый – смешанными схемами, на основе сравнения технико-экономических расчетов должен быть выбран наивыгоднейший – окончательный вариант.

В ходе технико-экономических расчетов этих вариантов рассчитываются и выбираются номинальные напряжения сети. Затем рассчитываются потокораспределения мощностей по линиям и на его основе рассчитываются и выбираются, по условиям экономической целесообразности, производится их проверка по допустимой потере напряжения и проверка по условиям нагрева. В необходимом случае проводится корректировки параметров проводов и тросов. Скорректированные таким образом расчеты позволяют перейти к окончательному сравнению выбранных вариантов по технико-экономическим показателям.

1.3.1 Выбор номинального напряжения электрической сети

Величина номинального напряжения сети определяет технико-экономические показатели проектируемой электрической сети. Известно, что повышение номинального напряжения в линиях сети ведет к росту мощности передаваемой по линиям и одновременно снижаются потери электроэнергии, эксплуатационные расходы, существенно уменьшаются сечения проводов и общие затраты металла на сооружение линий и облегчает возможное развитие сети. Вместе с тем увеличиваются капитальные вложения на строительство сети. С другой стороны уменьшение номинального напряжения в линиях сети ведет к меньшим капитальным затратам на строительство сети, но приводит к большим эксплутационным расходам из-за роста потерь электроэнергии и уменьшению пропускной способности. Из приведенных выше замечаний очевидна важность правильного выбора номинального напряжения сети при ее проектировании.

Величины номинальных напряжений электрических сетей выбираются в соответствии с действующим стандартом ГОСТ 721-77*.

Для предварительных расчетов, как правило, используют критерий экономически целесообразного номинального напряжения каждой цепи электрической сети, которое определяется исходя из величины передаваемой мощности по линиям в электрической сети и протяженности линий сети [3].

В соответствии с таким подходом, рассчитаем по нижеприведенной формуле Илларионова, которая дает удовлетворительные результаты для шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ:

, (1.24)

где 1000, 500 и 2500 - эмпирические коэффициенты;

- длина линий, соединяющая подстанции, в километрах радиально-магистральной схемы вариант 2 и смешанных схем вариантов 3 и 4;

- суммарная максимальная активная мощность, передаваемая потребителям подстанций по этим линиям в МВт.

В варианте 2 для линии, соединяющей РПП и п/ст1, расчетное номинальное напряжение этой линии в соответствии с 1.24 составит:

Поскольку потокораспределение замкнутой части сети еще неизвестно выбор напряжения произведем по различающимся линиям вариантов 2 и 4, получены результаты, представленные в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Результаты расчетов выбора номинального напряжения проектируемой электрической сети

Линии общие для двух вариантов	Варианты
РПП–п/ст1	2 и 4		11,9	85,95
п/ст1–п/ст4			10,2	81,96
п/ст4–п/ст3			8,8	73,94
п/ст3–п/ст2		16,5	5,3	61,55
п/ст2–п/ст5	2 и 4	16,5	2,4	42,60
п/ст5–п/ст6	2 и 4		1,29	31,57
п/ст1–п/ст2			10,2	81,35

Приведенные в последнем столбце значения показывают, напряжение для всех линий питающих потребителей 1, 2, 3,4 и 5 выбирается 110 кВ, т.к. оказались выше 40,5 кВ и, следовательно, в соответствии с таблицей 6.26 [5] выбирать ближайшую низшую ступень 35 кВ нельзя. А для линии питающую п/ст-6 допустимо номинальное напряжение 35 кВ, линию 5-6 и п/ст 6 не реконструируем поскольку категорийность и мощность потребителей не изменилась. На п/ст 5 устанавливаем трехобмоточный трансформатор напряжением 110/35/10 кВ

1.3.2 Расчет потокораспределения мощностей по линиям

В соответствии с принятым порядком расчета после выбора номинального напряжения производится расчет потокораспределения мощностей по линиям.

Этот расчет в последующем позволяет произвести выбор сечений проводов линий сети и в конечном итоге (с помощью последующих расчетов) выбрать из вариантов 2, 3 и 4 наиболее выгодный.

Расчет потокораспределения мощностей производится последовательно, начиная с самой удаленной подстанции и соответствующей линии. Для варианта 2 самой удаленной подстанцией является п/ст6 и линия, соединяющая п/ст 5 и п/ст 6.

Исходя из полученных данных таблицы 1.5 определяем потокораспределение для схемы варианта 2.

,,

,,

,,,,

,,

,,

где - полная потребляемая мощность потребителей i -ой подстанции в МВА, приведенная в нижней строке таблицы 1.5.

Используя результаты расчета потокораспределения для варианта 2, была построена схема замещения, представленная на рисунке 1.9.

Рисунок 1.10 – Схема замещения варианта 2

Для варианта 3 и 4 произведем такой же расчет, как и для варианта 2. При этом для линий, соединяющих подстанции 5-6 и 2-5 потокораспределение будет таким же, как и у варианта 2, т. к. конфигурация линий 35 кВ одинакова для всех вариантов. Для линий, соединяющих подстанции РПП-1, РПП-4, 3-2, 1-2 и 3-4, потокораспределение мощностей варианта 3 рассчитывается по следующим выражениям:

(1.25)

, (1.26)

, (1.27)

, (1.28)

(1.29)

где - длины линий в километрах по рисунку 1.7.

При подстановке соответствующих значений получено:

,

,,

По результатам расчета составлена схема замещения, показанная на рисунке 1.11.

Рисунок 1.11 – Схема замещения варианта 3

Для варианта 4 мощность, проходящая по линиям РПП-1 и 1-2, будет равна мощностям линий РПП-1 и 1-4 варианта 2, соответственно. Для остальных линий потокораспределение определим по следующим выражениям:

, (1.29)

, (1.30)

(1.31)

Подставляя значения, получаем следующие результаты:

,,

По полученным результатам составляем схему замещения варианта 4.

Рисунок 1.12 – Схема замещения варианта 4

Анализируя результаты распределения вариантов можно выявить следующую особенность в варианте 3, имеется участок с малой загрузкой в нормальном режиме работы сети, что не позволяет эффективно использовать линию 3-2.

1.3.3 Выбор сечений проводов и тросов линий вариантов по условиям экономической целесообразности

При выборе сечений проводов и тросов следует различать экономическую целесообразность выбираемого сечения и его техническую приемлемость. Экономическая целесообразность предполагает выбор такого сечения, при котором сумма затрат на строительство линии и на оплату потерь энергии в ней минимальна. Техническая приемлемость означает, что провод выбранного сечения должен обладать достаточной механической прочностью и удовлетворять условиям нагрева, потерям на корону [7].

Известны два общепризнанных метода выбора экономически целесообразного сечения – экономической плотности тока и экономических интервалов.

Метод экономической плотности тока по сравнению с методом экономических интервалов многократно проще, но в условиях современных рыночных отношений может дать заведомо невыгодный экономический результат. Метод экономических интервалов учитывает большее число критериев, основываясь на экономических, более гибкий, но он и трудоемок. Учитывая возможность широкого использования программных методов вычисления, последний недостаток этого метода оказывается не существенным. По вышеизложенным причинам расчет проводился с использованием метода экономических интервалов.

В соответствии с используемым методом, были определены границы экономических интервалов и построены расчетные номограммы (подробное изложение расчета номограмм границ экономических интервалов приведены в приложении А).

Для определения сечения проводов линий предварительно рассчитаем величину токов протекающих в проектируемых линиях, по следующему выражению:

, (1.29)

где - количество цепей линии, определяемые по рисунку 1.5 и 1.7 для вариантов, штук;

- действительная часть комплексного числа мощности в МВА, передаваемой по линии, рассчитанной в 1.3.2;

- выбранное номинальное напряжение сети, кВ ();

- коэффициент мощности потребителей i -ой подстанции по таблице 1.3.

Рассчитанная величина тока в линии является входным параметром для приведенных на рисунке А.1 приложения А. На этом графике по оси ординат откладывается расчетное значение тока и, двигаясь параллельно оси абсцисс, находится пересечение с линией, рассчитанного значения параметра. Точка пересечения указывает на интервал ближайших оптимальных сечений (для соответствующего значения расчетного тока равного для линии РПП–п/ст1 (вариант 2) 154,4А полученное значение сечение провода равно 70 мм²). Результаты расчетов по всем линиям вариантов 2 и 4 представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 – Результаты расчетов расчетного тока и выбора сечений проводов на линиях по номограммам границ экономических интервалов, с учетом потерь на корону и проверкой по условиям нагрева

Линия	Варианты		^1	^2	^3
110 кВ
РПП–п/ст1	2 и 4	70,3		267,3	230,4
п/ст1–п/ст4		61,6		267,3	230,4
п/ст3–п/ст4		53,1		267,3	230,4
п/ст2–п/ст3		32,2		267,3	230,4
РПП–п/ст1		76,2		390,0	315,9
п/ст1–п/ст2		57,0		390,0	315,9
п/ст2–п/ст3		7,5		390,0	315,9
п/ст3–п/ст4		49,3		390,0	315,9
РПП–п/ст4		66,2		390,0	315,9
п/ст1–п/ст2		61,6		267,3	230,4
п/ст2–п/ст3		32,6		390,0	315,9
п/ст3–п/ст4		9,2		390,0	315,9
п/ст2–п/ст4		26,1		390,0	315,9
п/ст2–п/ст5	2,3 и 4	29,1		267,3	230,4
35 кВ
п/ст5–п/ст6*	2,3 и 4	49,2		264,2	214,6

^*Примечание: линия 5-6 не реконструируется, поэтому сечение принято по имеющемуся на настоящий момент.

1 - Желаемое сечение, выбираемое с учетом потерь на корону, а также с проверкой по условиям нагрева провода. По условиям образования короны по ПУЭ [6] рекомендуется принимать для линий напряжением 110 кВ провода диаметром не менее 11,3 мм (АС-70 мм²). Проверка сечений проводов линий по условиям нагрева производится обычно только для послеаварийных режимов, когда линии сильно перегружены. В нормальных режимах такая проверка обычно не делается, т.к. сечения, выбранные по условиям экономической целесообразности, как правило, значительно выше сечений, допустимых по нагреву. При этом проверка состоит в сравнении тока перегрузки с током, являющимся для данного сечения допустимым.

2 – Фактическая температура провода. Для выбранных сечений проводов линий по таблице 1.3.29 из [6] определяем допустимые значения токов, при температуре воздуха +25^оС и приводим их к фактической температуре. При этом коэффициент, учитывающий поправку на температуру исходя из максимальной температуры летом +41^оС, берем из таблицы П.11 [3]:

(1.30)

Для провода АС-70/11 для провода АС-95/16 – 267,30, для провода АС-120/19 – 315,90, для провода АС-150/19 – 364,50, для провода АС-185/24 – 421,20, для провода АС-240/32 – 490,05, для провода АС-300/39 – 575,10.

3 – Расчетный послеаварийный ток, определяемый, в случае аварии одной из цепей двухцепной линии или для кольцевых схем отключением одной цепи, как удвоенное произведение расчетного тока. Для линии соединяющей пятую и шестую подстанции питание потребителей осуществляется по одноцепной линии, и в случае отключения линии, ток по цепи не течет.

В таблице 1.7 послеаварийные токи не превышают допустимых значений, следовательно, провода удовлетворяют условиям нагрева, как в нормальном режиме, так и послеаварийном режиме.

Стальные тросы (канаты), применяемые на линиях электропередачи в качестве молниезащитных, а также в качестве оттяжек опор, выпускаются по ГОСТ 3062-69, ГОСТ 3063-66 и ГОСТ 3064-66. Согласно указанным ГОСТ, по установившейся практике [8] на линиях напряжением 110 кВ, выбираем трос ТК-9.1 сечением 50 мм².

1.3.4 Проверка сечений проводов линий по допустимой потере напряжения

Потеря напряжения в линиях электропередачи не должна превышать допустимых пределов [9], чтобы напряжение на шинах потребителей, питающихся по этим линиям, оставалось в рамках, предусмотренным стандартом. Расчет потери напряжения производится для проверки сечения, выбранного по условиям экономической целесообразности. При проверке по потери напряжения уже выбранного сечению определяются параметры схемы замещения электрической сети, а затем рассчитывается ее электрический режим, и полученная величина потери напряжения сравнивается с допустимой [7].

Для определения потери напряжения нужно рассчитать активное и реактивное сопротивление линий.

Активное сопротивление линий вычисляют по формуле

, (1.31)

где - погонное активное сопротивление одного километра провода линии впо таблице А.1 приложения А;

- длина линий, соединяющая подстанции, в километрах, рисунки 1.5 и 1.7 для варианта 2 и 4 соответственно;

- количество цепей линии, определяемые по рисункам 1.5 и 1.7 для варианта 2 и 4 соответственно, штук;

Подставляя соответствующие значения для линии, соединяющей РПП и подстанцию 1 варианта 2, получим:

.

Для остальных линий расчет производим аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу 1.8.

Реактивное сопротивление линии вычисляют по формуле

, (1.32)

где - погонное реактивное сопротивление одного километра провода линии,, определяется по формуле:

, (1.33)

где - диаметр провода линии в миллиметрах по таблице А.1 приложения А;

- среднее геометрическое расстояние между осями проводов для одноцепных и двухцепных опор,. Для одноцепных опор, при расположении фаз горизонтально, для двухцепных опор, при расположении фаз вертикально, [10]).

Реактивное сопротивление провода АС-70 одноцепных опор, составит:

Для других сечений расчет произведем аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 – Расчет погонного реактивного сопротивления одного километра линии вариантов 2,3 и 4 для одноцепных и двухцепных железобетонных опорах ряда сечений

Величина	Сечение провода
АС-95/16	АС-120/19
	13,5	15,2
	0,306	0,249
	0,43	0,422
	0,42	0,412

Реактивное сопротивление для линии, соединяющей РПП и подстанцию 2 варианта 2, составит:

.

Для остальных линий расчет по формуле 1.32 производим аналогично, и результаты расчета сведем в таблицу 1.9.

Потери мощности и потери напряжения в режиме наибольших нагрузок на каждой линии выбранных вариантов, вычислим по следующим выражениям:

, (1.34)

, (1.35)

где и - соответственно действительная и мнимая части комплексного числа полной мощности в МВА, передаваемой по линии, рассчитанной в 1.3.2;

и- активное и реактивное сопротивление провода линии по таблице 1.9 в.

Подставляя соответствующие значения, для линии, соединяющей РПП и подстанцию 1 варианта 2, получаем:

Для остальных линий расчет по выражениям 1.34 и 1.35 производим аналогично, и результаты расчета сведем в таблицу 1.9.

Таблица 1.9а – Результаты расчетов параметров электрической сети для выбора и проверки сечений проводов линий по допустимой потере напряжения

Линия	Варианты
110 кВ
РПП–п/ст1	2 и 4	2,52	3,47	0,82	0,13
п/ст1–п/ст4		2,91	3,99	0,83	0,11
п/ст3–п/ст4		1,84	2,52	0,45	0,05
п/ст2–п/ст3		2,52	3,47	0,37	0,03
РПП–п/ст1		4,11	6,96	0,78	0,06
п/ст1–п/ст2		4,36	7,38	0,62	0,04
п/ст2–п/ст3		4,11	6,96	0,07	0,001
п/ст3–п/ст4		2,99	5,06	0,36	0,02
РПП–п/ст4		5,73	9,71	0,94	0,07
п/ст1–п/ст2		2,68	3,67	0,76	0,11
п/ст2–п/ст3		4,11	6,96	0,33	0,01
п/ст3–п/ст4		2,99	5,06	0,07	0,001
п/ст2–п/ст4		4,11	6,96	0,27	0,01
п/ст2–п/ст5	2,3 и 4	4,11	6,96	0,30	0,01
35 кВ
п/ст5–п/ст6^*	2,3 и 4	2,99	4,94	0,36	0,02

С помощью рисунка 1.11 и таблицы 1.9а для варианта 2 рассчитаем суммарные потери мощности во всей сети и общие потери напряжения до наиболее удаленной точки.

Суммарные потери мощности во всей сети составят:

,,

что, в процентном отношении составляет:

,

где - генерируемая активная мощность системы, МВт (формула 1.9а)

Общая потеря напряжения (т.е. потеря напряжения от РПП до наиболее удаленной подстанции):

,,

или, в процентах:

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем режим, возникающий после отключения одной из цепей линии РПП–п/ст1. При этом сопротивление линии и, соответственно, потеря напряжения на линии возрастут вдвое. Определим общую потерю напряжения в этом режиме:

,,

или, в процентах:

С помощью рисунка 1.12 и таблицы 1.9а для варианта 3 рассчитаем суммарные потери мощности во всей сети и общие потери напряжения до наиболее удаленной точки.

Суммарные потери мощности во всей сети:

,,

что, в процентом отношении составляет:

,

Общая потеря напряжения:

,,

или, в процентах:

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем, что отключена линия РПП-1. При этом потокораспределение схемы изменится, и будет соответствовать значениям табл. 1.9б.

Таблица 1.9б – Результаты расчетов параметров электрической сети для проверки сечений проводов линий по допустимой потере напряжения в аварийном режиме варианта 3.

Линия
РПП–п/ст4	23,4	8,9	5,73	9,71	2,00
п/ст3–п/ст4	20,7	7,7	2,99	5,06	0,92
п/ст2–п/ст3	13,7	5,1	4,11	6,96	0,83
п/ст1–п/ст2	3,4		4,36	7,38	0,20

Для варианта 3 с помощью таблицы 1.9б получаем общую потерю напряжения линий для послеаварийного режима:

,,

или, в процентах:

С помощью рисунка 1.13 и таблицы 1.9а для варианта 4 рассчитаем суммарные потери мощности во всей сети и общие потери напряжения до наиболее удаленной точки.

Суммарные потери мощности во всей сети:

,,

что, в процентом отношении составляет:

,

Общая потеря напряжения:

,,

или, в процентах:

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем режим, возникающий после отключения одной из цепей линии РПП–п/ст1. Определим общую потерю напряжения в этом режиме:

,,

или, в процентах:

Предполагая, что на подстанциях будут установлены трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой, которые могут регулировать напряжение в пределах от минус 16% до плюс 16% от номинального, в ходе проведенных расчетов, при выбранных сечениях, потеря напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режиме не превышает допустимых значений. Следовательно, сечения проводов линий выбраны верно.

1.3.5 Технико-экономический расчет для выбора окончательного варианта электрической сети

После выбора сечений проводов линий по условиям экономической целесообразности и проверки на потери напряжения переходят к окончательному сравнению отобранных предварительно вариантов по технико-экономическим показателям. Основными технико-экономическими показателями являются капитальные вложения К, эксплутационные расходы (издержки) И, себестоимость передачи электроэнергии С и чистый дисконтированный доход ЧТД, также к ним можно отнести суммарные потери мощности и потери электроэнергии.

Капитальные вложения К - это расходы, необходимые для сооружения сетей, подстанций и электрооборудования. Для электрической сети капиталовложения вычисляют по формуле:

, (1.36)

где - капитальные вложения на сооружение линий, тенге/год, определяемые по выражению:

, (1.37)

здесь - стоимость сооружения одного километра линий в на одноцепных и двухцепных железобетонных опорах для ряда сечений по таблице А.1 приложение А.

- длина линий, соединяющих подстанции, в километрах радиально-магистральной схемы вариант 2 и смешанных схем вариантов 3 и 4.

Подставляя соответствующие значения, для варианта 2 получим:

Для вариантов 3 и 4 порядок расчета тот же, получено и, соответственно.

- капитальные вложения на сооружение подстанций, тенге/год, определяются по укрупненным показателям стоимости распределительных устройств подстанций. Они включают в себя затраты на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и т.д. Укрупненные показатели стоимости распределительных устройств подстанций возьмем по таблицам 41.13-41.15 [11].

Для подстанций, имеющих потребителей только третьей категории используем блочную схему «Блок линия – трансформатор с разъединителем», стоимостью сооружения (с четом удорожания); имеющих потребителей первой и второй категорий - блочную схему «Два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны трансформаторов», стоимостью сооружения; для кольцевых схем - схему «Тройной мостик с одним выключателем в перемычке и разъединителями с дистанционными приводами в цепях ВЛ», стоимостью сооружения.

Выбор и стоимость выключателей на напряжение 110 кВ, установленных на РПП и на подстанциях, произведем по таблице 31.2 [12]: тип выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1, стоимость.

Тогда, исходя из рисунка 1.5, капитальные вложения на сооружение подстанций в варианте 2 составят

,.

Аналогично, для варианта 3, исходя из рисунка 1.6, капитальные вложения на сооружение подстанций составят

,.

И для варианта 4, исходя из рисунка 1.7, капитальные вложения на сооружение подстанций составят

,

Общие капитальные вложения на сооружение линий, подстанций и электрооборудования в варианте 2 составят:

.

Для остальных вариантов расчет производится аналогично. Результаты расчетов представлены в таблицу 1.10.

Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплутационные расходы (издержки) И, тенге/год, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года. Их вычисляют по следующей формуле:

(1.38)

где - эксплуатационные расходы для линий и подстанций, тенге/год;

- стоимость потерь электроэнергии, тенге/год;

и - соответственно ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание линий и тоже для подстанций, % (, по таблице 6.1 [3]);

(1.39)

- стоимость потерь 1 кВт´ч электроэнергии, тенге/кВт´ч ()

- потери электроэнергии для выбранных вариантов за год, МВт´ч, определяемые по формуле:

, (1.40)

здесь - суммарные потери мощности в МВт´ч, рассчитанные в 1.3.4;

- время наибольших потерь, ч (по формуле 1.6).

Подставляя соответствующие значения, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы для вариантов 2, 3 и 4 получаем данные представленные в табл. 1.11., 1.12 и 1.13 соответственно.

При оценке экономической эффективности показателем экономического эффекта является величина (чистого дисконтированного дохода) который вычисляется по формуле:

(1.41)

где - результат (доходы), достигаемые на t-ом шаге расчета;

- затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге расчета;

- коэффициент дисконтирования (норму дисконта, принимаем Е =0,15);

- суммарные дисконтированные капиталовложения;

-капиталовложения на t-ом шаге расчета.

Одним из показателей финансовой эффективности является индекс доходности:

(1.42)

А также внутреняя норма доходности

(1.43)

Срок окупаемости и срок погашения кредита определяются графически из графиков ЧТД и срока окупаемости.

Для варианта 4 расчет производится аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 1.10.

Таблица 1.10 – Итоговая таблица для экономического сравнения выбранных вариантов.

Показатели	Единица измерения	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4
Напряжение	кВ
Мощность	МВт	23,9	23,9	23,9
Число часов использования максимальной нагрузки	ч/год
Рентабельность реализованной продукции	%	36,67	27,53	25,54
Рентабельность передачи эл. энергии	%	20,37	22,67	22,26
Чистый дисконтированный доход (ЧТД)	Млн.тенге	71,803	89,374	72,29
Внутренняя норма дохода	%	1,35	1,46	1,35
Срок окупаемости	лет	9,55	9,20	9,50
Срок возврата кредита	лет	7,85	7,25	7,80

Дата добавления: 2017-01-14