Схема 4 - Камышинский технологический институт

К. Н. Бахтиаров
Электроснабжение промышленного
района
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ВОЛГОГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
КАМЫШИНСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ)
ГОУ ВПО «ВОЛГОГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Электроснабжение промышленного
района
Учебное пособие к выполнению курсового проекта
Волгоград
2010
1
УДК 621.31:658.26(075.8)
Б 30
Рецензенты: коллектив кафедры «Электроснабжение промышленных
предприятий»
Казанского
государственного
энергетического
университета; к. т. н. Н. П. Хромов
Бахтиаров, К. Н. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА: учеб.
пособие к выполнению курсового проекта / К. Н. Бахтиаров; ВолгГТУ,
Волгоград, 2010. – 88 (+4) с.
ISBN 978-5-9948-0384-4
Рассматриваются вопросы проектирования электрических сетей 110–
220 кВ электроэнергетической системы. Содержатся указания о задачах,
последовательности и методике разработки конкретных разделов проекта.
Даются рекомендации по составу учитываемых технических и
экономических характеристик, критериям конкретных решений и учету
нормативных материалов.
Предназначено в помощь студентам заочной формы обучения
специальности «Электроснабжение промышленных предприятий».
Может быть полезно студентам очной формы обучения при выполнении
курсового, дипломного проекта или выпускной работы бакалавра.
Ил. 41.
Табл. 6.
Библиогр.: 11 назв.
Печатается по решению редакционно-издательского совета
Волгоградского государственного технического университета

ISBN 978-5-9948-0384-4
2
Волгоградский
государственный
технический
университет, 2010
СПИСОК АББРЕВИАТУР
ВЛ – воздушная линия (электропередачи)
ВН – высшее напряжение
ВНД – внутренняя норма доходности
ГПП – главная понизительная подстанция
ИД – индекс доходности
КУ – компенсирующие устройства
ЛЕП – линия электропередач
НН – низшее напряжение
ОРУ – открытое распределительное устройство
ПС – подстанция (трансформаторная)
ПУЭ – Правила устройства электроустановок
РПП – распределительно-приёмный пункт
РПН – устройство для регулирования напряжения под нагрузкой
ЧДД – чистый дисконтированный доход
3
ВВЕДЕНИЕ
Существенное
значение
для
инженеров-электроэнергетиков
(бакалавров) имеет выполнение курсового проекта, в котором в
конкретной форме прорабатываются основы проектирования районных
питающих электрических сетей 110(35)–220 кВ, обеспечивающих
надежную и экономичную работу электроэнергетических систем.
Значимость
этого
проекта
в
подготовке
специалистовэлектроэнергетиков определяется:
– во-первых, тем, что здесь студенты впервые решают конкретную
задачу формирования комплекса линий электропередачи, подстанций,
средств компенсации реактивных нагрузок и т. п. и их характеристик
на основе специальных технических, технико-экономических и
нормативных требований, обеспечивающих необходимое качество
работы собственно проектируемой электрической сети, а также –
электроснабжения потребителей;
– во-вторых, эти непростые задачи должны решаться студентами по
преимуществу
самостоятельно
на
основе
комплекса
знаний
закономерностей электротехники, теории электрических сетей и с
привлечением некоторых материалов курсов по электрическим машинам,
электротехническим материалам и т. п. Многосторонность вопросов
проектирования электрических сетей энергосистем, ограниченное время
работы студентов над проектом и незавершенность (в период работы над
проектом) полного цикла высшего электроэнергетического образования
обуславливают допущения и упрощения выполнения некоторых расчетов
и принятия решений (не приводящие к принципиальным, качественным
или недопустимым погрешностям), которые оговариваются в учебном
пособии.
Исходя из принципиальных учебно-методических установок и
назначения курсового проектирования как одной из основных форм
самостоятельной учебной работы студентов, данное учебное пособие
составлено в форме научно-технических консультаций.
Настоящее издание продолжает и развивает разработки
предшествующих аналогичных материалов кафедры соответственно с
развитием методов расчетов электрических сетей, технических
характеристик электрооборудования линий электропередачи и
подстанций, а также в связи с внедрением автоматизированного
проектирования с применением ЭВМ.
4
1. ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Задание на курсовой проект выдается каждому студенту
индивидуально. Оно представляет собой план местности с нанесенными
точками расположения потребителей и возможных источников
электроснабжения. Заданы также нагрузки потребителей (в часы
наибольших нагрузок) и коэффициенты мощности. Отдельно указан
процентный состав потребителей по категориям электроприемников по
требуемой надежности электроснабжения. Число часов использования
максимума нагрузки для всех потребителей также дано в задании. Кроме
того, в задании указано, насколько снижается мощность потребителей в
часы наименьших нагрузок, и задан коэффициент мощности
энергосистемы.
Основными источниками электроснабжения являются одна или две
подстанции энергосистемы. При этом системообразующие линии,
питающие эти подстанции, в задании не показаны. Кроме подстанций
энергосистемы, в некоторых вариантах присутствуют местные
электростанции ограниченной мощности, работающие в базовом режиме.
Для устранения ограничений по выбору номинальных напряжений
предполагается, что все источники имеют по две независимые секции
шин с номинальными напряжениями 35 кВ, 110 кВ и 220 кВ. В каждом
варианте в долевых единицах указана точная величина напряжения,
поддерживаемая на этих шинах и том или ином электрическом режиме.
Низшее номинальное напряжение подстанций потребителей задается
равным 6 кВ или 10 кВ. Предполагается, что на всех подстанциях
необходимо обеспечить возможность встречного регулирования
напряжения.
Экономические условия, в частности цены на электрооборудование,
стоимость потерь электроэнергии, срок окупаемости капиталовложений,
нормы отчислений на амортизацию и т. д., не приведены. Предполагается,
что эти данные студенты должны получить при изучении курса
«Экономика энергетики». Пример задания представлен на следующей
странице.
5
Камышинский технологический институт (филиал)
ГОУ ВПО «Волгоградский государственный технический университет»
Кафедра электроснабжения промышленных предприятий
«Утверждаю»
Заведующий кафедрой ЭПП
к.т.н.
А.Г. Сошинов
«____»_________200__ г.
Задание на курсовой проект по курсу
«Электропитающие системы и электрические сети»
Студенту Иванову С.А.
группа КЭЛ – 000
Тема проекта: «Электроснабжение промышленного района»
(вариант 1)
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения пунктов
3–8 от источников питания неограниченной мощности 1 и 2.
Географическое расположение пунктов
Масштаб 1см = 10 км
6
1
8
6
5
3
7
4
2
Данные о потребителях электроэнергии
Данные \ пункт
Наибольшая нагрузка в (МВА)
Коэф. мощности нагрузки (cosφ)
3
15
0,8
4
18
0,92
5
20
0,82
6
28
0,75
7
35
0,8
8
40
0,82
Напряжение на шинах источников питания при наибольших
нагрузках – 1,05 Uн, при наименьших нагрузках – 1,02 Uн, при авариях –
1 Uн .
Номинальное напряжение вторичной сети – 10 кВ.
Желаемое вторичное напряжение – 10,4 кВ.
Наименьшая нагрузка – 65 % от наибольшей. Продолжительность
использования наибольшей нагрузки Т м = 5500 час/год.
Коэффициент мощности системы, в которую входит проектируемый
район, cosφсист = 0,95.
Состав потребителей в пунктах – 3–8 в % по категориям надежности
30/30/40.
Выполнить следующие расчеты:
1. Определить баланс мощности и расстановку компенсирующих
устройств.
2. Составить варианты схем с анализом каждого варианта.
7
3. Выполнить предварительный приближенный расчет трех
отобранных вариантов.
4. Провести технико-экономическое сравнение вариантов и
выбрать из них наиболее оптимальный.
5. Выбрать трансформаторы на подстанциях потребителей.
6. Произвести уточненный расчет отобранного варианта сети в
режиме наибольших нагрузок, в режиме наименьших нагрузок и в
послеаварийном режиме.
7. Выполнить расчет регулирования напряжения на подстанциях
потребителей.
8. Уточнить баланс мощности и определить себестоимость
передачи электроэнергии.
В графической части представить:
1. Варианты схем конфигурации сети.
2. Однолинейную схему сети (на схеме указать: поток мощности в
режиме наибольших и наименьших нагрузок, длину участка, марку
провода, уровни напряжения у потребителей).
Графическая часть выполняется на листах формата А1.
Этапы выполнения и отчета: (задаются преподавателем).
Литература.
Дата выдачи задания ____ сентября 200__г.
Срок окончания
____ декабря 200__г.
Руководитель проекта _________________
2. БАЛАНС АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ
2.1. Задачи раздела:
1. Оценка суммарного потребления активной и реактивной
мощности в проектируемой электрической сети.
2. Анализ выполнения условий баланса реактивной мощности в
проектируемой сети.
3. Определение суммарной мощности компенсирующих устройств,
устанавливаемых в сети.
4. Определение мощности компенсирующих устройств и их
размещение в узлах электрической сети.
На этом этапе выполнения проекта оценка баланса реактивной
мощности осуществляется только для нормального режима работы
проектируемой сети при наибольших нагрузках потребителей.
2.2. Обеспечение потребителей активной и реактивной мощностью
Потребление активной мощности в проектируемой сети в период
8
наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах
потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих
трансформаторах. При определении одновременно потребляемой
активной мощности следует учитывать несовпадение по времени суток
наибольших нагрузок отдельных потребителей. За счет этого
несовпадения одновременно потребляемая активная мощность составляет
обычно 95–96 % от суммы заданных наибольших нагрузок. Потери
активной мощности в правильно спроектированной сети составляют 4–6
% от потребляемой мощности.
Источниками активной мощности в электроэнергетических системах
являются электрические станции. Установленная мощность генераторов
электростанций должна быть такой, чтобы покрыть все требуемые
нагрузки с учетом потребителей собственных нужд станций и потерь
мощности в элементах сети, а также обеспечить необходимый резерв
мощности в системе. В курсовом проекте рассматривается
электроснабжение района от одной (двух) из подстанций, входящих в
состав крупной электроэнергетической системы, способной обеспечить
выдачу активной мощности всем потребителям проектируемой сети без
каких-либо ограничений.
Представим нагрузку в комплексной форме (задание на стр. 5):
Si = Si cosφi + Si sinφi = Pi + jQi.
(2.1)
S3 = 12 + j9MBA;
S6 = 21 + j18,48 MBA;
S4 = 16,56 + j7,1MBA;
S7 = 28 + j21MBA;
S5 = 16,4 + j11,4 MBA;
S8 = 32,8 + j22,8 MBA.
Наибольшая суммарная активная мощность,
проектируемой сети, составляет:
P P
  Pi  Pi  k,

треб

потребляемая

в
(2.2)
где Рi – наибольшая активная нагрузка подстанции, i = l, 2, ..., 6;
k = 0,95 – коэффициент разновременности наибольших нагрузок
подстанций;
ΔР = (3–8) % – суммарные потери мощности в сети в долях от
суммарной нагрузки подстанций. Больший процент соответствует более
отдаленным потребителям.
2.3. Баланс реактивной мощности в проектируемой сети
Основным, но не единственным источником реактивной мощности в
системе являются генераторы электростанций. Кроме этого, в
электрических сетях широко используются дополнительные источники
реактивной мощности – компенсирующие устройства (КУ). Основным
типом КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, являются
конденсаторные батареи.
На основе специальных расчетов распределения реактивной
9
мощности в электроэнергетической системе для каждого узла системы
определяется реактивная мощность, которую целесообразно передавать
из системы в распределительные сети, питающиеся от того или иного
узла.
Поэтому при проектировании электрической сети, получающей
питание от системы, задается реактивная мощность Qс, которую
целесообразно потреблять из системы (в заданном узле присоединения)
в режиме наибольших нагрузок.
Потребление большей мощности приведет к дополнительной
нагрузке
системных
источников
реактивной
мощности,
к
дополнительным затратам на генерацию и передачу этой мощности и,
следовательно, к отступлению от оптимального режима питающей
системы. В связи с этим в проекте следует предусмотреть мероприятия,
обеспечивающие выполнение поставленных электроэнергетической
системой условий по потреблению реактивной мощности. Для этого
необходим расчет баланса реактивной мощности в проектируемой сети.
Решить вопрос о необходимости установки КУ в проектируемой
сети следует до выполнения расчетов возможных вариантов схемы и
параметров сети, так как компенсация реактивной мощности влияет на
передаваемые по линиям электропередачи и через трансформаторы
мощности, на потери мощности и напряжения в элементах сети и может
влиять на выбираемые номинальные мощности трансформаторов и
сечения проводов линий. Таким образом, выбор мощности КУ и их
размещение влияют на оценку технических и технико-экономических
характеристик и показателей вариантов схемы сети и, следовательно, на
принятие
окончательного
решения
по
рациональной
схеме
проектируемой сети района.
При небольшом количестве пунктов потребления, рассматриваемых
в данном проекте, результаты расчетов баланса реактивной мощности
для разных схем сетей (при совпадающих номинальных напряжениях)
отличаются незначительно.
Реактивная мощность каждого потребителя и общее потребление
реактивной мощности (требуемая реактивная мощность) определяются
по их активной или полной мощности по формулам:
(2.3)
Qi  Pi  tg  Si  sin .
(2.4)
Q   Q треб   Q i  Q  ,
где QΣ – общие потери реактивной мощности во всей сети. Они
складываются из потерь в линии ΔQл и потерь в трансформаторах Qтр.
Необходимо также учитывать реактивную мощность, которую
генерирует линия Qс.
Таким образом:
(2.5)
Q   Q л  Q тр  Q с .
10
В предварительных расчетах можно принять ΔQл = Qс (так как они
взаимно компенсируются; Qс имеет емкостной характер) и учитывать
только потери мощности в трансформаторах.
ΔQтр = (4–10) % – суммарные потери реактивной мощности в
трансформаторах.
Располагаемая реактивная мощность, соответствующая заданному
коэффициенту мощности энергосистемы, определяется по общему
потреблению активной мощности в часы наибольших нагрузок:
(2.6)
Q расп  Р   tg  c .
Дефицит реактивной мощности, то есть реактивная мощность, которую
необходимо скомпенсировать, определяется путем сравнения общего
потребления реактивной мощности и располагаемой реактивной мощности.
Для восполнения дефицита реактивной мощности на стороне 6–10 кВ
подстанций потребителей устанавливаются компенсирующие устройства.
При этом мощность компенсирующих устройств i-той подстанции
ориентировочно может быть определена по выражению:
(2.7)
QКУ i  Qi  Qi   Pi  Pi  tgc .
Если требуемая мощность компенсирующих устройств превышает
10 Мвар, то для компенсации используют синхронные компенсаторы,
если не превышает, то используют батареи статических конденсаторов.
Далее определяют количество компенсирующих установок:
Q КУ i
(2.8)
.
Q ед
Здесь Qед – единичная мощность установки.
nКУ необходимо округлить до ближайшего целого числа.
В результате компенсации части реактивной мощности
непосредственно на подстанциях потребителей реактивная мощность
каждого потребителя на шинах 10 кВ уменьшается до величины:
(2.9)
Q i'  Q i  n КУ i  Q ед .
При этом полная мощность становится равной:
n КУ i 
 
2
Si'  Pi2  Q i' .
(2.10)
Все данные по балансу мощности рекомендуется свести в табл. 2.1.
2.4. Пример составления баланса мощности
Здесь и далее все примеры приведены для задания, представленного
на стр. 5. Активная мощность третьего потребителя:
S3 = 12 + j9 BA;
Р3 = 12 мВт.
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах,
приходящиеся на третий потребитель, принимаем в размере 5 % от
11
потребляемой активной мощности:
ΔР3 = 0,05∙Р3 = 0,05-12 = 0,6 мВт.
Реактивная мощность третьего потребителя:
Q3 = 9 Мвар.
Зарядную мощность линий, а также потери реактивной мощности в
линиях не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах
третьего потребителя принимаем равными 6 % от его полной мощности:
ΔQ3 = 0,06;
S3 = 0,06 ∙ 15 = 0,9 Мвар.
Повторяем эти расчеты для остальных потребителей и заносим
результаты в табл. 2.1.
Таблица 2.1.
Баланс активной и реактивной мощностей
Потребитель
Si, МВА
Pi, мВт
ΔP, мВт
Qi, Мвар
ΔQi, Мвар
QКУi расч., Мвар
nКУi
QКУi ном, Мвар
Q’I , Мвар
3
15
12
0,6
9
0,9
5,64
17/3
5,61/6,6
2,4
4
18
16,2
0,81
7,2
1,08
2,67
8/3
2,64/3,63
3,57
5
20
16,4
0,82
11,4
1,2
6,92
13/1
4,29/4,62
6,78
6
28
21
1,05
18,48
1,68
12,88
39
12,87
5,61
7
35
28
1,4
21
2,1
13,4
41
13,53
7,47
8
40
32,8
1,64
22,8
2,4
13,8
42
13,86
8,94
Итого
133,02
99,24
55,31
52,8/55,1
По полученным результатам находим требуемую активную и
реактивную мощность:
Ртреб = 133,02 мВт;
Q треб = 99,24 Мвар.
По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяем
располагаемую реактивную мощность:
Qрасп = Р∑·tgφc = 133,02·0,33 = 43,9 Мвар.
Дефицит реактивной мощности составляет:
Qдеф = QКУ = Qтреб – Qрасп = 99,24 – 43,9 = 55,34 Мвар.
Необходима установка компенсирующих устройств.
Вычисляем мощность компенсирующего устройства для третьего
потребителя:
Q КУ 3 расч  Q 3  Q 3   P3  P3   tg c  9  0,9  12  0,9  0,33  5,64 Мвар.
Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10-1
с единичной мощностью 0,33 Мвар.
Определяем количество компенсирующих устройств у третьего
потребителя:
Q
5,64
n КУ i  КУ i 
 17,1 шт.
Q ед 0,33
Принимаем nКУ3 ном = 17 шт.
12
Находим номинальное значение QКУ3:
QКУ3ном = nКУ3 ном · Qед = 17·0,33 = 5,61 Мвар.
Аналогично проводим расчеты для остальных потребителей.
Результаты расчета сводим в табл. 2.1.
Проверяем баланс реактивной мощности:
∑QКУ ном + Qрасп = Qтреб; 52,8 + 43,9 = 96,7 Мвар.
Баланс не сходится на
99,24 – 96,7 = 2,54 Мвар.
Необходимо добавить КУ nКУ = 2,54/0,33 ≈ 7 шт. (в табл. 2.1 через
дробь показана новая расстановка КУ и новая мощность QКуном).
Новый баланс мощности:
∑QКУ ном + Qрасп = Qтреб; 55,1 + 43,9 = 99,0 Мвар.
Баланс не сходится на
99,24 – 99,0 = 0,24 Мвар,
0,24 < 0,33.
Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем
правильными.
С учетом компенсации реактивная мощность третьего потребителя
составит:
Q 3'  Q3  Q КУ 3 ном  9,0  6,6  2,4 Мвар.
Аналогично проводим расчеты для остальных потребителей.
Результаты расчета сводим в табл. 2.1.
13
3. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ
Выбор оптимального варианта схемы сети включает в себя
несколько последовательных этапов. Первым из них является этап, на
котором разрабатываются возможные варианты структуры связей
источников питания с пунктами потребления, то есть варианты
конфигурации сети. На втором этапе делается приближенная техникоэкономическая оценка каждого варианта, и из них отбирается несколько
(не более двух-трех) наиболее конкурентоспособных. И, наконец, на
третьем этапе путем технико-экономического сравнения выбирается
наиболее оптимальный вариант.
3.1. Порядок составления вариантов
При составлении вариантов конфигурации сети необходимо
исходить из следующих соображений.
1. Электрическая сеть должна обеспечить определенную надежность
электроснабжения. Согласно ПУЭ, потребители 1-й и 2-й категории
должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух
независимых источников питания. При питании потребителей района от
шин распределительных устройств электростанций или подстанций
энергосистемы независимыми источниками можно считать разные
секции шин этих распредустройств, если они имеют питание от разных
генераторов или трансформаторов и электрически между собой не
связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении
нормальной работы одной из секций.
Для
питания
потребителей
1-й
категории
применяют
резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 2-й категории
осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но
включение резерва при этом может быть ручным, то есть резервный
источник включается обслуживающим персоналом. Допускается также
питание потребителей 2-й категории и по нерезервированным схемам, но
целесообразность такого решения должна доказываться сравнением
ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при
нерезервированной схеме с необходимым повышением затрат на
создание резервированной схемы.
Питание потребителей 3-й категории может осуществляться по
нерезервированной схеме.
Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при
выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории
потребителей данного пункта.
Вместе с тем, обеспечивать более высокую надежность, чем требуют
ПУЭ, не следует, так как дополнительные капитальные вложения трудно
обосновать.
14
2. Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В
районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:
2.1. Разомкнутые нерезервированные сети, радиальные и
магистральные, выполняемые одноцепными линиями.
2.2.
Разомкнутые
резервированные
сети,
радиальные
и
магистральные, выполняемые двухцепными линиями.
2.3. Замкнутые резервированные сети (в том числе с двухсторонним
питанием), выполняемые одноцепными линиями.
Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным
расположением пунктов потребления и составом потребителей по
категориям. Составление вариантов следует начинать с наиболее простых
схем – радиальных и магистральных, выбирая для них кратчайшие
трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам, расположенным в
одном направлении от источника питания, используется одна трасса.
Передача электроэнергии по линиям должна осуществляться только в
направлении общего потока энергии от источника питания к потребителям. Передача электроэнергии в обратном направлении даже на
отдельных участках сети приведет к повышению капиталовложений,
повышению потерь мощности и энергии. Кроме того, следует учитывать,
что радиальные и магистральные схемы позволяют сооружать
подстанции потребителей без выключателей на стороне высшего
напряжения, то есть более дешевые. Но в то же время они
характеризуются наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном
исчислении).
3. Применение более сложных замкнутых схем повышает
надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как
правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически
целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий
замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина
линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если
экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется
меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило,
экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малозагружаемый участок.
Замкнутые схемы требуют использования на подстанциях потребителей
схем с выключателями на стороне высшего напряжения, и это удорожает
подстанции. Кроме того, если простая замкнутая сеть охватывает 4...6
потребителей, то в послеаварийных режимах, возникающих при
отключении одного из головных участков, в ней происходит
недопустимо большая потеря напряжения. Впрочем, этот недостаток
легко устранить, если расчленить кольцо на два взаимосвязанных контура (то есть перейти к сложнозамкнутой сети) или перевести сеть на
более высокое номинальное напряжение. Поэтому применение замкнутой
15
сети или отказ от ее использования всегда требуют экономического
обоснования.
4. Совершенно необязательно предусматривать для всей сети одно и
то же номинальное напряжение. Отдельные участки, обычно самые
отдаленные и малозагруженные, могут иметь более низкое номинальное
напряжение, чем остальная сеть. Однако при принятии такого решения
следует иметь в виду, что для соединения участков с разными
номинальными
напряжениями
потребуются
трехобмоточные
трансформаторы, причем на большую мощность, которые более дороги,
чем двухобмоточные.
Общее число всех теоретически возможных вариантов схемы сети
может быть очень большим. Поэтому, чтобы не создавать себе лишней
работы, не следует стремиться рассмотреть их все. Но с другой стороны,
проанализировать нужно столько вариантов, чтобы в действительности
лучший вариант с большой степенью вероятности попал бы в их число.
Учитывая все это, рекомендуется следующий порядок составления
вариантов.
1. Составляется наиболее простой вариант радиально-магистральной
сети, где все линии прокладываются двух- или одноцепными линиями по
кратчайшим трассам.
2. Полученный вариант анализируется с точки зрения его возможных
недостатков (большая протяженность линий, большое количество
выключателей, дорогие подстанции и т. д.), и составляются следующие
варианты, в которых эти недостатки в той или иной мере устраняются.
При этом схема сети может оставаться как чисто радиальномагистральной, так и становиться смешанной, то есть включать в себя
кольцевые участки.
3. Составляется вариант кольцевой сети, где все или большинство
потребителей объединяются в кольцо. Этот вариант также анализируется,
и все следующие варианты составляются с целью устранения его
недостатков. При этом также не исключено, что могут вновь появиться
какие-то радиально-магистральные участки.
Все шаги по составлению вариантов нужно отразить в
пояснительной записке. При этом следует иметь в виду, что в каждом
следующем варианте должны устраняться какие-то недостатки
предыдущих вариантов. Не нужно составлять новые варианты просто
так, для количества.
3.2. Электрические схемы подстанций
К моменту выполнения данного курсового проекта студенты еще не
изучали курс "Станции и подстанции систем электроснабжения" и
обычно грамотно выбрать электрические схемы подстанций не могут.
Поэтому ниже очень коротко описаны наиболее часто используемые
16
схемы подстанций потребителей и даны рекомендации по их
использованию. Это необходимо по двум причинам. Во-первых,
подстанции являются неотъемлемой частью любой электрической сети.
Во-вторых, стоимость распределительных устройств высокого
напряжения подстанций потребителей сильно зависит от наличия в них
выключателей. Поэтому для выбора целесообразного варианта сети
необходимо хотя бы в общих чертах представлять, на каких подстанциях
потребуется установка высоковольтных выключателей, в каком
количестве и какие подстанции могут собираться по упрощенным
схемам, то есть без выключателей. Здесь предлагается упрощенная
методика выбора схем подстанций и определения числа выключателей. В
частности, принимается по одному выключателю на каждом фидере,
отходящем от источника питания (подстанция энергосистемы).
Рис 3.2
Рис 3.1
Рис. 3.1.Блок
Блок
«линия
–
линия
–
трансформатор
с
трансформатор»
с выключателем
выключателем
блока
с выключателями
Рис. 3.2.Два
Два
блока
с выключателями
(тупиковая подстанция)
(тупиковая
подстанция)
Схема электрических соединений подстанций потребителей на
стороне высшего напряжения определяется категорией потребителей, а
также местом и ролью подстанции в электрической сети. При этом,
естественно, с целью удешевления сети стремятся применить наиболее
простую схему. В рамках данного проекта допускается производить
выбор схем подстанций из существующих типовых схем без детального
технико-экономического обоснования.
Если подстанция тупиковая (то есть находится в конце радиальной
или магистральной линии), то применяются блочные схемы подстанций
(3Н): блок «линия – трансформатор» (рис. 3.1). Такие схемы
используются, как правило, для питания потребителей 3 категории по
надежности электроснабжения.
Количество трансформаторов на подстанциях выбирается в
зависимости от требуемой надежности электроснабжения. Если среди
потребителей есть потребители 1-й и 2-й категории, то питание
производится по двухцепной линии. В этом случае применяется схема
(4Н): «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со
стороны линий» (риc. 3.2). Поскольку аварийность воздушных линий
17
выше, чем аварийность трансформаторов, то при такой схеме подстанции
при повреждении одной из цепей ВЛ оба трансформатора с помощью
перемычки могут быть подключены к цепи, оставшейся в работе.
Остальные подстанции, подключенные к радиально-магистральной
линии, являются проходными. Для проходных подстанций с
двухцепными
линиями
нашла
применение
схема
«одна
секционированная система шин», показанная на рис. 3.3. Она позволяет
при повреждении на одном из участков одной цепи сохранить на всех
остальных участках нормальный режим. Если в радиальномагистральной сети проходная подстанция получает питание по
двухцепной линии, а дальше идет одноцепная, то может быть применена
упрощенная схема, представленная на рис. 3.4. Такая схема позволяет
сохранить питание одноцепной линий при повреждении любой из цепей
двухцепной линии.
Рис 3.3
Проходная подстанция
Рис 3.4
Рис. 3.3. Проходная подстанция
Проходная подстанция
Рис. 3.4. Проходная
подстанция
В магистральных линиях с двухсторонним питанием, а также в
кольцевых линиях любой участок при повреждении должен отключаться
с двух сторон. Такую функцию выполняют подстанция (5Н) «мостик с
выключателем в цепи линий и ремонтной перемычкой со стороны
линий», представленная на рис. 3.5, и схема (АН) «мостик с
выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со
стороны трансформаторов линий» (рис. 3.6). Схема 5Н применяется при
необходимости секционирования линий и мощности трансформаторов до
63 МВА включительно. Схема 5АН используется при необходимости
секционирования трансформаторов и мощности трансформаторов до 63
МВА включительно.
18
Рис 3.5
Рис. 3.5. Мостик
Мостик
с выключателями
с выключателями
(проходная подстанция)
(проходная
подстанция)
Рисс3.6
Рис. 3.6. Мостик
выключателями
Мостик с выключателями
(проходная
подстанция)
(проходная подстанция)
Рис 3.7
Рис. 3.7. Проходная
подстанция
кольцевой линии
Проходная подстанция
кольцевой линии
При числе присоединений на стороне высокого напряжения более
четырех подстанция становится узловой и требования к надежности
существенно повышаются. Поэтому схема подстанции становится более
сложной. Одна из возможных схем, используемых на узловых
подстанциях, показана на рис. 3.8. Она имеет рабочую систему шин,
секционированную выключателем, и обходную с выключателями во всех
присоединениях.
19
РисУзловая
3.8
Рис. 3.8.
подстанция
Узловая подстанция
3.3. Выбор наиболее конкурентоспособных вариантов
Все составленные варианты делятся на три группы: радиальномагистральные схемы, кольцевые (в основном) схемы и смешанные. Для
каждой подстанции в соответствии с п. 3.2 определяется схема
электрических соединений. Затем внутри каждой группы по каким-либо
критериям, не требующим больших трудозатрат, выбирается наиболее
конкурентоспособный вариант. В качестве таких критериев можно
использовать, например, общую длину линий в одноцепном исчислении
и общее количество выключателей.
Во-первых, эти критерии легко вычисляются, а во-вторых, отражают
наиболее дорогостоящие элементы сети. Выражение «в одноцепном
исчислении» означает, что при суммировании длин ВЛ учитывается
разница в стоимости одно- и двухцепных линий. Длина одноцепных ВЛ
входит в сумму, как она есть, а длина двухцепных умножается на
соответствующий коэффициент, отражающий их большую стоимость.
Сечения проводов при этом вообще не учитываются.
Номинальное напряжение сети на этом этапе еще не определено,
поэтому во всех вариантах, принадлежащих к одной группе, его можно
считать одним и тем же и при сравнении не учитывать.
При определении общего количества выключателей учитываются
выключатели, устанавливаемые на фидерах, отходящих от источников, и
выключатели распределительных устройств подстанций потребителей.
Что касается трансформаторов на подстанциях потребителей, то
если во всех вариантах одной группы предполагается использовать
одинаковые трансформаторы, при сравнении вариантов их также не
учитывают. Если же трансформаторы разные, например, когда в части
вариантов одной группы сеть состоит из участков с разными
номинальными напряжениями и для связи между ними будут
20
использоваться трехобмоточные трансформаторы, то при сравнении
вариантов этой группы отличия в стоимости трансформаторов следует
учесть.
Далее удобно все полученные величины привести к какой-либо
одной, например, к длине линий. Для этого по справочным данным
определяют, скольким километрам одноцепной линии будет по
стоимости соответствовать один выключатель, потом все выключатели, и
общую длину линий увеличивают на эту величину. Аналогично в
километрах линии можно выразить и дополнительные капитальные
вложения в трехобмоточные трансформаторы. В результате для каждого
варианта получается некая приведенная длина линий. Затем по
приведенной длине линий выбирают лучший вариант из каждой группы,
то есть имеющий наименьшую приведенную длину линий (а значит и
наиболее дешевый). Таким образом, из всех предложенных вариантов для
дальнейшего расчета остаются три наиболее конкурентоспособных: один
с радиально-магистральной схемой линий, один с кольцевой и один со
смешанной.
3.4. Пример составления вариантов схемы сети
Для иллюстрации этих правил ниже приводится последовательность
составления вариантов сети для электроснабжения промышленного
района с шестью потребителями, а также процесс выбора из них
ограниченного числа вариантов для дальнейшего рассмотрения.
Источник питания – сборные шины 110–220 кВ подстанции А
энергосистемы (рассмотрен вариант с одним источником питания, как
наиболее сложный).
Географическое
расположение
источника
и
потребителей
представлено на рис. 3.9. Там же указаны расстояния между пунктами (в
километрах). Предполагается, что в пунктах 1, 2, 3 и 6 имеются
потребители 1, 2 и 3 категории, в пункте 4 – только 2 и 3, а в пункте 5 –
только потребители 3 категории. Составление вариантов начинаем с
наиболее простых схем.
21
1
41
42
3
51
32
50
A
61
22
8
28
40
36
57
6
22
4
5
Рис 3.9. Расположение
источника
и
Рис. 3.9. Расположение
источников
и потребителей
потребителей
Вариант 1 (рис. 3.10) представляет собой радиально-магистральную
сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по
кратчайшим трассам. Все линии, за исключением линии 4–5,
двухцепные, линия 4–5 одноцепная, так как в п. 5 имеются потребители
только 3 категории. Предполагаем, что длины линий и нагрузки таковы,
что наиболее целесообразным напряжением в этом случае будет
номинальное напряжение 110 кВ.
На подстанциях ПС1, ПС3, ПС6 применяем схему 5Н (рис. 3.5), на
ПС2 используем узловую схему (рис. 3.8), на ПС4 – схему «сдвоенный
мостик» (рис. 3.4) и на ПС5 – схему блока «линия – трансформатор» (рис.
3.1).
1
3
2
А
6
L = 352 км
N = 33 шт
4
5
Рис. 3.10.
сеть. Вариант
1
РисРадиально-магистральная
3.10. Радиально- магистральная
сеть
.
Вариант1.
Определяем общую длину линий. Ее легко получить, сравнивая
схему варианта с рис. 3.9. Общая длина линий данного варианта в
одноцепном исчислении получается равной:
L∑ = 22 + 1,5(42 + 61 + 57 + 28 + 32) = 352 км.
Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра
двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Поэтому длина
всех линий взята с коэффициентом 1,5.
Необходимое
количество
выключателей
складывается
из
выключателей на подстанциях А энергосистемы (по одному
22
выключателю на каждый отходящий фидер) и выключателей на
подстанциях потребителей. Общее количество выключателей для
данного варианта составляет 33 шт.
Общую длину линий и общее количество выключателей для этого
варианта и всех последующих показываем рядом с их схемами. Основной
недостаток рассмотренного варианта – сложность и дороговизна.
Поэтому предлагаются вариант 2 (рис. 3.11) и вариант 3 (рис. 3.12), в
которых требования к надежности ПС2 ниже. В варианте 2 питание ПС3
осуществляется от ПС1, а в варианте 3 – питание ПС6 осуществляется от
ПС5. В обоих вариантах ПС2 становится проходной, где применяется
схема рис. 3.3. Протяженность линий в этих вариантах больше и затраты
на строительство линий выше.
1
1
3
3
2
А
2
А
6
6
L = 366 км
N =31 шт
4
4
L = 363 км
N =42 шт
5
5
Рис3.12. Радиально- магистральная сеть
.
Рис3.11.
3.11.Радиально-магистральная
Радиально- магистральнаясеть.
сеть
.
Рис.
Вариант2.
Вариант
2
Рис. 3.12. Радиально-магистральная
сеть.
Вариант 3.
Вариант 3
На этом все рациональные варианты радиально-магистральной
конфигурации
сети
исчерпываются,
и
далее
предлагаются
комбинированные варианты, где часть сети имеет по-прежнему
радиально-магистральную конфигурацию, а часть – кольцевую.
1
3
2
А
6
4
L = 373 км
N = 28 шт
5
Рис
3.13. Комбинированная
сеть
.
Рис. 3.13.
Комбинированная
сеть. Вариант
4
Вариант4.
Вариант 4 (рис. 3.13) также является развитием варианта 1 в
направлении удешевления ПС2. В нем потребители 2, 3 и 6 объединены в
кольцевую сеть. Это не только упрощает конструкцию ПС2, но и
позволяет уменьшить суммарную длину линий. Подстанция ПС2 в этом
варианте может быть выполнена по рис. 3.7, а подстанции ПС3 и ПС6 –
по рис. 3.5. Очевидный недостаток этого варианта – это то, что линия 3–6
23
будет нагружена только в послеаварийных режимах, возникающих при
повреждении линии 2–3 или линии 2–6, а все остальное время будет
работать вхолостую или почти вхолостую. В вариантах 5 (рис. 3.14) и 6
(рис. 3.15) часть потребителей также получает питание по кольцевой
сети, что тоже снижает общую длину ЛЭП. Но здесь нет участков,
которые в нормальном режиме были бы явно незагруженными (таких,
как участок 3–6 на рис. 3.13).
1
3
2
А
3
2
А
6
6
4
= 337
L =L337
кмкм
=29
шт
N =N29
шт
4
LL==321
321км
км
NN==29 шт
шт
5
3.14.
Комбинированная сеть.
сеть
.
Рис.Рис
3.14.
Комбинированная
Вариант5.
Вариант
5
5
3.15.
Комбинированная сеть
.
Рис.Рис
3.15.
Комбинированная
сеть.
Вариант6.
Вариант
6
Вариант 7 (рис. 3.16) является дальнейшим развитием варианта 6. В
нем ПС3 питается от ПС2, но более короткой, чем в варианте 6, линией.
Это позволило сократить общую протяженность линий ценой
удорожания ПС2.
1
1
3
2
А
3
2
А
6
L =L 307
кмкм
= 3 07
N =N 28
штшт
= 28
4
5
6
L = 304 км
L = 304 км
N = 28 шт
N = 28 шт
Рис3.16. Комбинированная сеть
.
4
5
Рис
.
Рис.3.17.
3.17. Комбинированная
Комбинированнаясеть
сеть.
Вариант
8. 8
Вариант
Рис. 3.16. Комбинированная
сеть.
Вариант7.
Вариант 7
Вариант 8 (рис. 3.17) получен из варианта 5 путем замены линии 5–6
на линию 2–6. Выигрыша в расстоянии здесь нет, но зато линия 4–5 в
этом варианте одноцепная, хотя подстанция ПС2 здесь более дорогая,
чем в варианте 5.
Вариант 9 (рис. 3.18) предполагает соединение всех потребителей в
одно кольцо. Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом
минимальна. Все подстанции имеют на стороне высшего напряжения
схему «мостик» (рис. 3.5) с тремя выключателями.
24
1
3
2
А
6
4
250
LL
==
250
кмкм
шт
NN
==
2020шт
5
РисКольцевая
3.18. Кольцевая
сеть.
Рис. 3.18.
сеть. Вариант
9
Вариант9.
Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность
кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем
после отключения одного из головных участков, общая потеря
напряжения в сети окажется недопустимо большой. При этом диапазона
регулирования устройств РПН на подстанциях потребителей для
обеспечения требуемого уровня напряжения может не хватить. Если при
расчете это подтвердится, то вся экономия, ожидаемая за счет снижения
уменьшения потери напряжения в послеаварийном режиме, окажется
неэффективной (например, постройка дополнительной линии или
применение более высокого номинального напряжения 220 кВ). Вторым
недостатком этого варианта является то, что к потребителю 2
электроэнергия передается через потребителей 3 и 6, то есть течет, по
существу, в обратном направлении, то есть к источнику. Это приведет к
увеличению общих потерь электроэнергии.
Добиться дальнейшего сокращения протяженности линий не
удается, поэтому считаем, что все основные варианты, видимо,
исчерпаны. Но позже может появиться необходимость в некоторых
дополнительных вариантах (см. ниже). Таким образом, общее количество
вариантов получилось 9. Чтобы не проводить технико-экономический
расчет всех вариантов, сразу же отберем наиболее конкурентоспособные
из них (по одному от каждой группы), а остальные отбросим. Для этого
проведем небольшие оценочные расчеты, позволяющие сравнить между
собой варианты с одинаковыми принципами построения схем сети, хотя
бы в первом приближении.
Например, варианты 1...3 все имеют радиально-магистральные
резервированные схемы с двухцепными линиями и, следовательно,
обеспечивают примерно одинаковый уровень надежности. Поэтому
сравним их между собой по суммарной длине линии и по количеству
выключателей 110 кВ. Сделав такие расчеты, получаем, что суммарная
длина линий (в одноцепном исчислении) в первых трех вариантах
составляет соответственно 352, 366 и 363 км. Необходимое количество
выключателей в этих вариантах 33, 31 и 42. Эти числа нанесены на
25
рисунках. Очевидно, что наиболее конкурентоспособным из этих трех
вариантов является вариант 2. Поэтому для дальнейшего расчета
отбираем именно его, а варианты 1 и 3 далее не рассматриваем. Варианты
4...8 также относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть
потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиальномагистральной. Из них сразу же отбрасываем вариант 4, так как в нем
самая большая протяженность линий. Среди оставшихся четырех
вариантов этой группы явного лидера нет, поэтому определяем для
каждого из них приведенную протяженность линии, приняв, что
стоимость одного выключателя примерно равна стоимости 4 км
одноцепной воздушной линии 110 кВ.
Таким образом, для дальнейшего расчета отбираем вариант 8, а
варианты 5, 6 и 7 отбрасываем.
Сеть кольцевой конфигурации представлена единственным
вариантом 9, поэтому оставляем его для дальнейшего расчета.
Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое
сравнение будем проводить для вариантов 2, 8 и 9.
Выше отмечалось, что 9 рассмотренных вариантов являются
основными. Однако после предварительного расчета и техникоэкономичес-кого
сравнения
может
возникнуть
необходимость
рассмотрения дополнительных вариантов.
Так, например, лишь в результате предварительного расчета можно
выяснить, какая потеря напряжения будет в послеаварийном режиме в
сети, построенной по варианту 9. Если окажется, что она не слишком
велика и регулировочные возможности устройств РПН серийных
трансформаторов
достаточны
для
обеспечения
потребителей
качественным напряжением, то вариант 9 следует оставить для
экономического сравнения.
Если же выяснится, что она больше, чем возможности устройств
РПН, то с целью ее уменьшения рассмотрим способы модернизации
этого варианта (в порядке возрастания эффективности и, естественно,
стоимости).
Во-первых, это выполнение головных участков А–1 и А–4
двухцепными линиями (назовем его вариантом 9а). Тогда и случае
аварии на головном участке отказывает только одна из цепей, поэтому
наиболее тяжелым послеаварийным режимом будет отказ уже не
головного, а следующего за ним участка. Потеря напряжения при этом,
конечно же, меньше.
Во-вторых, это изменение схемы сети. Например, прокладка
дополнительной одноцепной линии А–2 (вариант 10, рис. 3.19). Сеть при
этом становится сложнозамкнутой, длинное кольцо разбивается на два
более коротких, и попутно устраняется обратная передача энергии по
26
участкам 2–3 и 2–6. Другой способ изменения схемы – вариант 11 (рис.
3.20). Здесь длинное кольцо также разбивается на два более коротких и
устраняется обратная передача энергии. Но вновь появляется
малозагруженный участок 3–6.
В-третьих, можно перейти к более высокому классу номинального
напряжения 220 кВ без изменения схемы (вариант 12).
1
1
3
2
А
3
2
А
6
L = 311 км
N = 25 шт
Рис.
6
4
4
L = 318 км
N = 22 шт
5
Рис3.19. Кольцевая сеть.
Вариант10.
3.19. Кольцевая
сеть. Вариант 10
5
Рис. 3.20.
сеть. Вариант
РисКольцевая
3.20. Кольцевая
сеть. 11
Вариант11.
Тогда нужно будет проанализировать варианты 9а, 10, 11 и 12 и
выбрать из них наиболее конкурентоспособный, который и будет
участвовать в технико-экономическом сравнении вместо варианта 9.
Отметим, что рассматривать эти варианты сразу смысла не имеет, так как
по стоимости они все проигрывают варианту 9 и все равно были бы
отброшены. Необходимость их рассмотрения возникает только в случае,
если вариант 9 не проходит по техническим ограничениям (слишком
большая потеря напряжения в послеаварийном режиме). На этом
дополнительные варианты не исчерпываются. Если при техникоэкономическом сравнении выиграет вариант 2, то можно рассмотреть
возможность электроснабжения ПС3 по нерезервированной схеме (так
как в ее составе нет потребителей 1 категории). Для этого линию 2–3
нужно сделать одноцепной (вариант 13). Можно также рассмотреть
вариант выполнения линий 4–5 и 5–6 на напряжение 35 кВ (вариант 14,
рис. 3.21).
1
3
2
А
6
4
5
Рис. 3.21.
сеть. сеть.
Вариант 12
Рис Комбинированная
3.21. Комбинированная
Вариант 12.
На основании вышеизложенного составим варианты схем для
27
района, изображенного на стр. 5.
Первый вариант сети представлен на рис. 3.22. Схема магистральная, линии двухцепные. Длина линий сети в одноцепном исполнении:
l18 = 90 км, l85 = 30 км, l16 = 30 км, l63 = 45 км, l47 = 60 км,
l72 = 64 км. Количество выключателей – 36 шт, что соответствует 144 км
линии. Суммарная длина линий в одноцепном исполнении: l∑ = 463 км.
8
1
3
6
5
7
4
2
Рис. 3.22. Вариант 1
Второй вариант сети представлен на рис. 3.22. Схема кольцевая.
Длина линий сети в одноцепном исполнении: l18 = 60 км, l85 = 20 км, l52 =
61 км, l27 = 42 км, l73 = 32 км, l34 = 42 км, l46 = 30 км, l61 = 20 км.
Количество выключателей – 22 шт, что соответствует 88 км линии.
Суммарная длина линий в одноцепном исполнении: l∑ = 395 км.
8
1
3
6
5
7
4
2
Рис. 3.23. Вариант 2
Третий вариант сети представлен на рис. 3.24. Схема радиальномагистральная, линии
двухцепные. Длина линий в одноцепном
28
исполнении: l16 = 30 км, l64 = 45 км, l13 = 54 км, l27 = 63 км, l75 = 54 км, l58 =
30 км.
Количество выключателей – 36 шт, что соответствует 144 км линии.
Суммарная длина линий в одноцепном исполнении: l∑ = 420 км.
8
1
3
6
5
7
4
2
Рис. 3.24. Вариант 3
Четвертый вариант сети представлен на рис. 3.25. Схема радиальномагистральная, выполненная двухцепными линиями. Длина линий сети в
одноцепном исполнении: l18 = 90 км, l13 = 54 км, l16 = 30 км,
l25 = 61 км, l27 = 63 км, l74 = 60 км. Количество выключателей – 28 шт, что
соответствует 112 км линии.
Суммарная длина линий в одноцепном исполнении: l∑ = 470 км.
8
1
3
6
5
7
4
2
Рис. 3.25. Вариант 4
29
Пятый вариант сети представлен на рис. 3.26. Схема смешанная:
1–6–4 – двухцепная магистраль; 2–5–8–3–7–2 – кольцевая. Длина линий
сети в одноцепном исполнении: l16 = 30 км, l64 = 45 км, l25 = 61 км, l58 = 20
км, l83 = 36 км, l37 = 31 км, l72 = 42 км.
Количество выключателей – 26 шт, что соответствует 104 км линии.
Суммарная длина линий в одноцепном исполнении: l∑ = 369 км.
8
1
3
6
5
7
4
2
Рис. 3.26. Вариант 5
Из приведенных схем выбираются три для дальнейшего расчета.
Выборка производится по суммарной длине линий в одноцепном
исполнении.
Для дальнейшего расчета выбираем второй, третий и пятый варианты.
30
4. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ
В предварительном расчете делается приближенный (без учета
потерь
мощности)
расчет
потокораспределения,
выбираются
номинальное напряжение и сечения линий, выбранные сечения
проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее
тяжелом послеаварийном режимах. Определяются также общие потери
мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы ОРУ на
подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные
номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на
подстанциях потребителей.
Предварительный расчет нужен для получения с минимальными
трудозатратами необходимых данных, на основе которых производится
технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбирается
лучший.
4.1. Расчет потокораспределения
Предварительный расчет потокораcпределения производится для
режима наибольших нагрузок и всегда должен начинаться с составления
расчетной схемы. На расчетную схему наносят нагрузки и указывают
длину участков. Порядок расчета зависит от типа линий, образующих сеть.
Расчет потокораспределения радиально-магистральной линии
делают на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее
удаленных потребителей к источнику. Так как расчет приближенный, то
потерями мощности пренебрегают.
Кольцевую линию вначале условно «разрезают» по источнику и
разворачивают, превращая кольцевую линию в линию с двухсторонним
питанием. Далее определяют поток мощности на одном из головных
участков (условно считая, что вся линия однородна) по формуле:
S головн 
S
k
l1n
 l kn
,
(4.1)
где Sголовн = Рголовн + jQголовн – поток мощности на головном участке;
Sk = Рk + jQk – k-тая нагрузка;
l1n – общая длина кольцевой линии;
lkn – расстояние от места подключения k-той нагрузки до источника,
противоположного рассматриваемому головному участку.
Вычислив поток мощности на головном участке, далее по первому
закону Кирхгофа определяют потоки на остальных участках, двигаясь к
31
противоположному источнику. Потерями также пренебрегают. В конце
расчета рекомендуется сделать проверку. Для этого нужно по формуле
(4.1) определить поток мощности на противоположном головном участке
и сравнить его с потоком мощности, полученным по первому закону
Кирхгофа.
Если от кольцевой линии, где делается расчет потокораспределения,
отходит радиальная или магистральная линия, то все нагрузки этой
линии считаются находящимися в точке подключения линии.
Если кольцевая линия получает питание по радиальной, то "разрез"
делают в точке подключения кольцевой линии к радиальной.
В случае сложнозамкнутой сети ее предварительно преобразуют в
простую замкнутую сеть или проводят расчет потокораспределения
методом узловых потенциалов, используя вычислительную технику.
Если в сеть входят источники ограниченной мощности, работающие
в базовом режиме (например, местная ТЭЦ), то они при расчете
потокораспределения учитываются как отрицательные нагрузки.
4.2. Выбор номинального напряжения
В России для питающих линий применяются напряжения 35, 110
(150) и 220 кВ. При этом напряжение 150 кВ используется для вновь
сооружаемых линий только в том случае, если в данной энергосистеме
уже имеются линии с таким напряжением. Следует также иметь в виду,
что во вновь проектируемых системах электроснабжения городов и
промышленных районов напряжение 35 кВ имеет тенденцию к
исчезновению,
оставаясь
широко
применяемым
только
для
электроснабжения сельскохозяйственных потребителей и небольших (до
5... 10 МВт) промышленных предприятий.
При выборе напряжения прежде всего следует исходить из
технической приемлемости данного номинального напряжения. Под
технической приемлемостью понимается возможность в любых режимах,
как нормальных, так и послеаварийных, обеспечить в наиболее
удаленных точках сети требуемый уровень напряжения (с учетом
диапазона регулирования устройств РПН трансформаторов на
подстанциях потребителей). А также возможность в послеаварийном
режиме длительно и без недопустимого перегрева пропускать по сети
токи, необходимые для нормального функционирования потребителей.
Чем выше напряжение, тем легче выполнить эти требования, так как при
большем напряжении и токи меньше, и потеря напряжения ниже. Но
линии электропередачи и особенно подстанции при более высоком
напряжении становятся значительно дороже. Поэтому при выборе того
или иного номинального напряжения следует учитывать его
экономическую целесообразность, и для того чтобы принять напряжение
выше, чем минимальное технически приемлемое, нужно сделать
32
экономическое обоснование.
Для выбора технически приемлемого напряжения можно
воспользоваться
эмпирическими
формулами,
показывающими
зависимость технически приемлемого напряжения от активной
мощности, приходящейся на одну цепь Рц, и расстояния L, на которое эту
мощность нужно передать.
U
 f l, Pцепи . .
(4.2)
ном
В технической литературе представлено несколько эмпирических
формул. Здесь укажем лишь две.
1. Формула Стилла:


U = 4,34(l + 16Pц),
(4.3)
применяется при l ≤ 250 км и Р ≤ 60 мВт.
2. Формула Илларионова:
U
1000
500 2500

l
Pц
,
(4.4)
где l – длина линии электропередачи, км; Pц – передаваемая активная
мощность в мВт (на одну цепь).
Формула (4.4) дает удовлетворительные результаты для всей шкалы
номинальных напряжений переменного тока в диапазоне от 35 до 1150 кВ.
Однозначно выбирать напряжение по эмпирическим формулам
можно только в том случае, если полученное по формуле значение
находится близко к стандартному. Если полученное по формуле значение
находится в середине между стандартными, то следует рассмотреть оба
варианта и, если оба технически приемлемы, выбрать лучший по
экономическим показателям.
4.3. Выбор сечений проводников
Все реальные проводники обладают некоторым активным
сопротивлением, поэтому при пропускании тока греются, то есть часть
передаваемой по линии электропередачи мощности неминуемо
расходуется на нагрев. При этом суммарные потери электроэнергии в
электрических сетях достигают колоссальных объемов. Существует
только один способ снижения этих потерь – уменьшение активного
сопротивления проводников.
При обычных температурах уменьшить сопротивление проводника
из алюминия или меди можно только путем увеличения его сечения. Но
увеличение сечения влечет за собой увеличение стоимости ЛЭП. Таким
образом, увеличению сечения сопутствуют два конкурирующих фактора.
33
С одной стороны, это снижение затрат на компенсацию потерь
электроэнергии. С другой – увеличение затрат на сооружение ЛЭП.
Понятно, что увеличение сечения выгодно лишь до тех пор, пока первый
фактор действует сильнее, чем второй. Сечение, которое соответствует
минимуму затрат, называют экономически целесообразным. Выбор
экономически целесообразного сечения может производиться разными
методами. В курсовом проекте рекомендуется использовать метод
экономических интервалов тока.
4.3.1. Метод экономических интервалов тока
Зададимся вопросом, как приведенные затраты на линию
электропередачи, выполненную проводом сечением F, зависят от тока Iнб,
протекающего в линии в часы наибольших нагрузок. Для этого
воспользуемся формулой приведенных затрат:
З = рнК + И,
(4.5)
где рн – эффективность капиталовложений; К – затраты на
сооружение линии; И – затраты на эксплуатацию линии.
Подставим в формулу (4.5) соответствующие данному сечению
стоимость сооружения одного километра линии KOi и погонное
сопротивление rQj. В результате получим:
З = (рн + α)K0il + сэ3I2 r0jl·τ = Сi+ Дi·I2.
(4.6)
Как видно из этого выражения, данная зависимость представляет
собой квадратичную параболу (рис. 4.1, кривая ЗД). При этом величина
К0i будет определять положение параболы по высоте (коэффициент Сi), а
величина r0j – крутизну параболы (коэффициент Дi).
Рассмотрим еще два варианта сооружения этой линии, один – с
сечением провода Fi-1 меньшим, чем Fi, а второй – с сечением Fi+1
большим, чем Fi.
Допустим, что K i-1 < KOj, а К i+1 > KOj. Тогда будут выполняться
неравенства: Сj-1 < Сj < Сj+1 и Дj-1 > Дj > Дj+1, а соответствующие параболы
займут положение, показанное на рис. 4.1 (кривые Зj-1 и Зj+1).
34
Как видно из рис. 4.1, в
точках 1, 2 и 3 параболы
пересекаются. Это значит,
что при соответствующих
этим
точкам
токах
приведенные затраты на
линию одинаковы для
двух
сечений.
Так,
например, в точке 1
равнозатратны варианты
линии с сечениями Fi-1 и
Fi, а в точке 2 – варианты
Рис. 4.1. Зависимости приведенных затрат от тока
линии с сечениями Fi+1 и
Fi.
Ток Iгр1, соответствующий точке 1, называется граничным, потому
что при токах меньших, чем этот, выгоднее сечение Fi-1, а при токах
больших, чем этот, выгоднее сечение Fi. Но если ток в линии больше
граничного тока Iгр2, то выгоднее становится сечение Fi+1, так как в этой
области ниже всех проходит парабола Зi+1. Таким образом,
экономическим интервалом сечения Fi (то есть интервалом, где это
сечение самое выгодное) является интервал токов Iнб между Iгр1 и Iгр2.
Аналогично, экономический интервал сечения Fi-1 находится левее
тока Iгр1, а экономический интервал сечения Fi+1 – правее тока Iгр2 (если не
рассматривать варианты с другими сечениями).
Если рассмотреть варианты линии со всеми сечениями,
применяемыми при данном номинальном напряжении, то вся область
токов будет разбита на интервалы, в каждом из которых экономически
целесообразным будет одно из сечений. При этом может оказаться, что для
некоторых сечений кривая затрат на всем протяжении проходит выше
остальных (пунктирная линия на рис. 4.1). Это означает, что данное
сечение своего экономического интервала не имеет, то есть невыгодно при
любых токах.
Таким образом, для выбора экономически целесообразного сечения,
в принципе, достаточно отложить на оси абсцисс ток, ожидаемый в
проектируемой линии в часы наибольших нагрузок, и посмотреть, в
экономический интервал какого сечения он попадает. Однако на
практике рассчитывать затраты и строить кривые по типу рис. 4.1 было
бы слишком трудоемко. Поэтому метод получил свое дальнейшее
развитие, и в литературе опубликованы таблицы граничных токов, а
также номограммы для выбора экономически целесообразных сечений.
4.3.2. Проверка выбранного сечения но техническим ограничениям
35
В процессе эксплуатации провода воздушных линий подвергаются
различным воздействиям. Это нагрев проводов протекающими токами,
атмосферные воздействия (гололед, ветер) и некоторые др. Выбранное
сечение должно быть таким, чтобы эти воздействия не препятствовали
нормальной эксплуатации линий электропередачи и не приводили к
преждевременному выходу проводов из строя.
Кроме того, высоковольтные ВЛ, если сечение проводов выбрано
неверно, оказывают нежелательное воздействие на окружающую среду
вследствие коронного разряда. С одной стороны – это значительные
электромагнитные помехи и акустический шум, с другой –
дополнительные потери энергии.
Учет этих условий накладывает на выбираемые сечения
определенные ограничения. Поэтому сечения, выбранные по условиям
экономической целесообразности, обязательно должны проверяться на
соответствие этим ограничениям.
Как сказано в ПУЭ, все проводники «должны удовлетворять
требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не
только нормальных, но и послеаварийных режимов». Так как в
послеаварийных режимах часть элементов электрической сети выводится
из работы, то оставшиеся работают с перегрузкой. Поэтому и проверку
на допустимый нагрев нужно производить именно для послеаварийных
режимов. При этом особенностью такой проверки является то, что
температура провода как раз и не проверяется. На основе исследований и
длительной практики эксплуатации ВЛ для каждого сечения установлены
так называемые «допустимые нагрузки». Они широко опубликованы в
справочной литературе. Это длительные токи, при которых при
температуре воздуха +25 °С температура провода равна своему
допустимому значению. А вся проверка состоит в том, чтобы проверить
выполнение неравенства:
(4.7)
I ав  k T  I доп ,
где Iдоп – допустимая для данного сечения нагрузка, А; Iав – ток в
проверяемом элементе в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, А;
kT – поправочный коэффициент, учитывающий фактическую
среднемесячную для наиболее жаркого месяца температуру воздуха в 13
часов дня (приводится в справочниках).
Если неравенство (4.7) выполняется, то проверяемое сечение
выбрано правильно, если не выполняется, то сечение необходимо
увеличить.
Интенсивность коронного разряда зависит от состояния атмосферы и
напряженности электрического поля вблизи поверхности провода.
Полностью исключить коронный разряд нельзя, но его можно ограничить
36
до величины, когда потери энергии не превышают экономически
приемлемый уровень. Исследованиями установлено, что в ВЛ 110...220 кВ
такое ограничение имеет место, если диаметр провода dкр удовлетворяет
условию:
Dкр > 0,11UНOM .
(4.8)
По (4.8) для каждого номинального напряжения легко установить
минимальное сечение провода, при котором потери энергии на коронный
разряд экономически приемлемы. Для напряжения 110 кВ это 70 мм, а
для 220 кВ – 240 мм2. Для напряжения 35 кВ потери на коронный разряд
незначительны при любых сечениях, применяемых при этом напряжении.
4.4. Определение параметров проектируемой сети
При проведении предварительного расчета достаточно определить
активные и реактивные сопротивления всех участков линий, входящих в
проектируемую сеть.
Активные (r) и реактивные (x) сопротивления линий вычисляются по
формулам:
r0  l kj
x 0  l kj
rkj 
Ом;
x kj 
Ом ,
(4.9)
nц
nц
где: lkj и nц – длина участка в км и количество цепей; r0, x0 –
погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км.
Значения погонных сопротивлений можно найти в справочниках.
4.5. Приближенный расчет параметров режима
На стадии предварительного расчета достаточно определить потери
мощности в сети в нормальном режиме наибольших нагрузок, а также
потерю напряжения до электрически наиболее удаленных точек сети в
нормальном режиме наибольших нагрузок и наиболее тяжелом
послеаварийном режиме.
Потери активной мощности определяются сначала по участкам сети
по формуле:
ΔPkj 
S2kj
2
U ном
rkj 
Pkj2  Q 2kj
2
U ном
rkj ,
(4.10)
где Skj, Pkj, Qk j – полная, активная и реактивная мощности участка
сети, МВА, мВт, Мвар; rkj – активное сопротивление участка сети, Ом;
ΔРkj – потери активной мощности на участке kj, мВт.
Затем потери мощности по участкам суммируются и
подсчитываются общие потери мощности во всей сети. Полученный
результат будет использован при экономическом сравнении вариантов.
Потери напряжения в нормальном режиме вычисляются также
сначала по участкам сети по формуле:
37
U kj 
Pkj  rkj  Q kj  x kj
U ном
.
(4.11)
Здесь Pkj, Qk j – активная и реактивная составляющие потока
мощности на участке kj.
Потери напряжения до электрически наиболее удаленных точек сети
определяются также путем суммирования потерь напряжения по
участкам. В радиально-магистральнеой сети электрически наиболее
удаленные точки обычно совпадают с точками, наиболее удаленными
географически. В кольцевой сети электрически наиболее удаленными
точками считаются также и точки потокораздела.
Затем выбирается наиболее тяжелый послеаварийный режим. В
радиально-магистральной сети это обычно режим, возникающий после
отказа одной из цепей головного участка магистрали. Так как
потокораспределение при этом не изменяется, то расчет потери
напряжения для этого режима производят так же, как и для нормального
режима, но с учетом изменившихся сопротивлении поврежденного
участка.
В кольцевой сети наиболее тяжелым послеаварийным режимом
можно считать режим, возникающий после отказа наиболее
загруженного головного участка кольца. При этом полностью меняется
потокораспределение, так как сеть из кольцевой превращается в
радиально-магистральную. Поэтому вначале следует рассчитать
потокораспределение в послеаварийном режиме, затем потерю
напряжения по участкам, а затем – потерю напряжения до электрически
наиболее удаленных точек.
В сетях 35 кВ и выше потеря напряжения и отклонения напряжения
от номинального значения не нормируются. Но чтобы поставлять
потребителям
качественную
электроэнергию,
на
подстанциях
потребителей необходимо обеспечить возможность встречного
регулирования напряжения. Поэтому полученные в этом разделе
величины потери напряжения до наиболее удаленных точек в
нормальном, и особенно в послеаварийном режиме, нужно соотнести с
возможностями серийных устройств РПН и сделать вывод, можно ли
будет на всех подстанциях обеспечить встречное регулирование
напряжения.
Если окажется, что потеря напряжения в каком-то режиме выше
возможностей устройств РПН, то это будет означать, что данный вариант
не соответствует техническим требованиям и необходимо или внести в
него какие-то изменения, снимающие данную проблему, или рассмотреть
другой вариант. Одна из возможностей на этом пути (впрочем,
малоэффективная) – это замена на проблемном участке одноцепной
38
линии на двухцепную. Тогда после отказа одной из цепей возникающий
послеаварийный режим уже не будет наиболее тяжелым. Но наиболее
тяжелым послеаварийным режимом станет режим, возникающий после
отказа какого-то другого элемента, и необходимо рассчитать и оценить
потерю напряжения в этом новом режиме.
4.6. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей
Влияние параметров трансформаторов на электрический режим сети
проверяют только на стадии уточненного расчета. Поэтому и выбор
трансформаторов можно произвести после того, как окончательно
выбран вариант. Но если в сравниваемых вариантах предполагается
использовать подстанции с разными номинальными напряжениями, то
для корректного технико-экономического сравнения вариантов
трансформаторы для этих подстанций нужно выбрать раньше, причем
для каждого варианта свои.
Число трансформаторов на подстанциях 35 кВ и выше определяется
категориями потребителей по требуемой степени надежности.
Если потребители какой-то подстанции все относятся к третьей
категории, то на такой подстанции достаточно установить один
трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора Sном
выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей
этой подстанции Sнб:
S
S
ном

нб
.
(4.12)
0,9
Здесь 0,9 − коэффициент загрузки трансформатора в режиме
наибольших нагрузок.
Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или
второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установка двух
трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов
выбирается по двум условиям. Во-первых, в нормальном режиме должно
быть обеспечено электроснабжение всех потребителей, то есть:
S ном 
S нб
.
(4.13)
2  0,9
Во-вторых, в послеаварийном режиме, возникшем в результате
выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено
электроснабжение потребителей первой и второй категории Sнб I, II u с
учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе.
Если нагрузка трансформатора в нормальном режиме не превышает
0,93Sном, то в послеаварийном режиме допускается перегрузка
39
трансформатора на 40 % сверх его номинальной мощности в течение
пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью
не более шести часов в сутки. В задании на курсовой проект суточные
графики не даны, но можно принять, что эти условия выполняются. Тогда вторым условием выбора мощности трансформаторов будет:
Sном 
Sнб
.
(4.14)
1, 4
Если на какой-либо из подстанций предполагается переход на более
низкую ступень напряжения, то на ней устанавливаются трехобмоточные
трансформаторы, причем их номинальная мощность выбирается исходя
как из мощности потребителей, так и проходной мощности.
4.7. Примеры предварительного расчета некоторых
параметров сети и ее электрического режима
В качестве примеров предварительного расчета рассмотрены
расчеты вариантов 2, 3 (рис. 3.23 и 3.24). Они представляют собой
кольцевую и радиально-магистральную сеть. Мощности потребителей в
часы наибольших нагрузок для этих вариантов взяты из табл. 2.1.
Сечения проводов во всех этих примерах выбирались методом
экономических интервалов.
4.7.1. Кольцевая сеть
Нормальный режим
«Разрезаем» кольцевую сеть по источникам питания. Получим две
схемы с двухсторонним питанием. Каждая схема рассчитывается отдельно.
Расчетная схема сети
а)
б)
40
Рис. 4.2. Расчетная схема цепи: а, б − к расчету кольцевой сети
Определяем потокораспределение для схемы на рис. 4.2а:
P l  l   P5  l 52 32,820  61  16,4  61
P18  8 85 52

 25,94 мВт;
l18  l 85  l 52
60  20  61
Q l  l   Q 5  l 52 8,9420  61  6,78  61
Q18  8 85 52

 8,07 Мвар.
l18  l 85  l 52
60  20  61
Потоки мощности на остальных участках находим по первому
закону Кирхгофа:
S85 = S18 – S8 = (25,94 + j8,07) – (32,8 + j8,94) = (–6,86 – j0,87) MBA.
Знак «минус» означает, что поток мощности направлен от узла 5 к
узлу 8.
S52 = S85 + S5 = (6,86 + j0,87) + (16,4 + j6,78) = (23,26 + j17,65) MBA.
Определяем потокораспределение для схемы на рис. 4.2б.
Поток мощности на головном участке 1–8:
P16 
P6 l 64  l 43  l 37  l 72   P4 l 43  l 37  l 72   Р 3 l 37  l 72   P7  l 72

l16  l 64  l 42  l 37  l 72
21,030  42  32  42  16,242  32  42  12,032  42  28,0  42
 41,97 мВт;
20  30  42  32  42
Q l  l  l  l   Q 4 l 43  l 37  l 72   Q 3 l 37  l 72   Q 7  l 72
Q 16  6 64 43 37 72

l16  l 64  l 42  l 37  l 72


5,6130  42  32  42  3,5742  32  42  2,432  42  7,47  42
 10,39 Мвар.
20  30  42  32  42
Потоки мощности на остальных участках вычислим по первому
закону Кирхгофа:
S64 = S16 – S6 = (41,97 + j10,39) – (21,0 + j5,61) = (20,0 + j4,78) MBA.
S43 = S64 – S4 = (20,0 + j4,78) – (16,2 + j3,57) = (3,8 + j1,21) MBA.
S37 = S43 – S3 = (3,8 + j1,21) – (12,0 + j2,4) = (–8,2 – j1,19) MBA.
Знак «минус» означает, что поток мощности направлен от узла 7 к
узлу 3.
S72 = S37 + S7 = (8,2 + j1,19) + (28,0 + j7,47) = (36,2 + j8,66) MBA.
Далее с помощью формулы Илларионова находим целесообразную
величину номинального напряжения по участкам 1–6 (как наиболее
загруженному) и по участку 7–2 (как наиболее протяженному):
41
U16 
1000

500 2500

l16
P16
1000
 108,7 кВ;
500 2500

20 41,97
U 27 
1000

500 2500

l 27
P27
1000
 111,1 кВ.
500 2500

42 36,2
Принимаем Uном = 110 кВ. Принимаем железобетонные опоры и IV
район по гололёду (район может быть задан преподавателем).
Определяем токи на участках сети:
S kj
I kj 
,
3  U ном
и методом экономических интервалов тока (приложение П1) находим
сечение на участках сети:
I18 
I 85 
I 25 
I16 
I 64 
I 43 
I 73 
I 27 
25,94 2  8,07 2
 0,143 кА  143 А  F18  150 мм 2 АС  150;
3 110
6,86 2  0,87 2
3 110
 0,036 кА  36 А  F85  150 мм 2
23,26 2  17,65 2
 0,156 кА  153 А  F25  240 мм 2 АС  240;
3 110
41,97 2  10,39 2
 0,226 кА  227 А  F16  240 мм 2 АС  240;
3 110
20,0 2  4,78 2
 0,108 кА  108 А  F64  150 мм 2 АС  150;
3  110
3,8 2  1,212
3  110
8,2 2  1,19 2
3  110
36,2 2  8,66 2
3  110
АС  150;
 0,021 кА  21 А  F43  150 мм 2 АС  150;

0,044 кА  44 А  F73  150 мм 2 АС  150;
 0,196 кА  196 А  F18  240 мм 2 АС  240.
По справочнику (приложение П2) определяем удельное активное и
индуктивное сопротивление проводов:
АС – 150
r0 = 0,195 Ом/км
x0 = 0,416 ом/км;
АС – 240
r0 = 0,12 Ом/км
x0 = 0,401 ом/км.
Вычисляем активное и индуктивное сопротивление участков сети:
rkj = r0 · lkj;
xkj = x0 · lkj;
42
r18 = 0,195 · 60 = 11,7 Ом;
х 18 = 0,416 · 60 = 24,96 Ом;
r85 = 0,195 · 20 = 3,9 Ом;
х 85 = 0,416 · 20 = 8,32 Ом;
r25 = 0,12 · 61 = 7,32 Ом;
х 25 = 0,401 · 61 = 24,46 Ом;
r16 = 0,12 · 20 = 2,4 Ом;
х16 = 0,401 · 20 = 8,02 Ом;
r64 = 0,195 · 30 = 5,85 Ом;
х 64 = 0,416 · 30 = 12,48 Ом;
r43 = 0,195 · 42 = 8,19 Ом;
х 43 = 0,416 · 42 = 17,47 Ом;
r73 = 0,195 · 32 = 6,24 Ом;
х73 = 0,416 · 32 = 13,31 Ом;
r27 = 0,12 · 42 = 5,04 Ом;
х78 = 0,401 · 42 = 16,84 Ом.
По уравнению (4.10) определяем потери активной мощности на
участках сети и суммарные потери мощности во всей сети:
25,94 2  8,07 2
6,86 2  0,87 2
11,7  0,714 мВт;
Р 85 
3,9  0,015 мВт;
2
110
110 2
23,26 2  17,65 2
41,97 2  10,39 2
Р 25 
7,32  0,516 мВт;
Р 16 
2,4  0,371 мВт;
2
110
110 2
20,0 2  4,78 2
3,8 2  1,212
Р 64 
5,85  0,915 мВт;
Р 43 
8,19  0,011 мВт;
2
110
110 2
8,2 2  1,19 2
36,2 2  8,66 2
Р 73 
6,24  0,035 кВт;
Р 27 
5,04  0,577 мВт.
2
110
110 2
 Р  0,714  0,015  0,516  0,371  0,915  0,011  0,035  0,577  3,154 мВт.
Р 18 
По уравнению (4.11) находим потери напряжения на участках сети и
суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки:
U 58 
6,86  3,9  8,07  8,32
 0,85 кВ;
110
U 25 
23,26  7,32  17,65  24,46
 5,47 кВ;
110
U 58 % 
U 58
0,85
100 % 
100  0,77 %;
U ном
110
U 25 % 
U 25
5,47
100 % 
100  4,97 %;
U ном
110
U 28  U 58  U 25  0,77  4,97  5,74 %;
U 16 
41,97  2,4  10,39  8,02
 1,67 кВ;
110
U 16 % 
U 16
1,67
100 % 
100  1,52 %;
U ном
110
U 64 
20,0  5,85  4,78 12,48
 1,61 кВ;
110
U 64 % 
U 64
1,61
100 % 
100  1,46 %;
U ном
110
U 43 
3,8  8,19  1,2117,47
 0,48 кВ;
110
U 43 % 
U 43
0,48
100 % 
100  0,44 %.
U ном
110
U нб  U 13  U 16  U 64  U 43  1,52  1,46  0,44  3,42 %.
Обычно трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ имеют
РПН с пределами регулирования ±9 ×1,78 % = 16,02 %. Потери
напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН
трансформатора.
Аварийный режим
43
Гораздо тяжелой аварией будет обрыв наиболее загруженного
головного участка. В аварийном режиме определяют только потери
напряжения.
При обрыве головного участка изменится потокораспределение, так
как схема из кольцевой превратится в магистральную.
а)
б)
Рис. 4.3. Схема (а, б) к расчету кольцевой сети
Определяем потокораспределение:
S58 = S8 = 32,8 + j8,94 МВА.
S25 = S58 + S5 = (32,8 + j8,94) + (16,4 + j6,78) = (49,2 + j15,72) МВА.
Потеря напряжения в схеме 4.4а:
U 85 ав 
32,8  3,9  8,94  8,32
 1,84 кВ;
110
U 52 ав 
49,2  7,32  15,72  24,46
 6,67 кВ;
110
U 85 ав % 
U 85 ав
1,84
100 % 
100  1,67 %;
U ном
110
U 52 ав % 
U 52
6,67
100 % 
100  6,15 %;
U ном
110
U 82 ав  U 85 ав  U 52 ав  1,67  6,15  7,85 %.
S46
S34
S73
S27
Определяем потокораспределение в схеме 4.4б:
= S6 = 21,0 + j5,64 МВА.
= S46 + S4 = (21,0 + j5,64) + (16,2 + j3,57) = (37,2 + j9,18) МВА.
= S34 + S3 = (37,2 + j9,18) + (12,0 + j2,4) = (49,2 + j11,58) МВА.
= S73 + S7 = (49,2 + j11,58) + (28,0 + j7,47) = (77,2 + j19,05) МВА.
44
а)
б)
Рис. 4.4. Схема (а, б) к расчету кольцевой сети
Потеря напряжения в схеме 4.4б:
U 64 ав 
21,0  5,85  5,61  12,48
 1,75 кВ;
110
U 64 ав % 
U 64 ав
1,75
100 % 
100  1,59 %;
U ном
110
U 43 ав 
37,2  8,19  9,81  17,47
 4,23 кВ;
110
U 43 ав % 
U 43 ав
4,23
100 % 
100  3,85 %;
U ном
110
U37 ав 
49,2  6,24  11,58  13,31
 4,19 кВ;
110
U37 ав % 
U37 ав
4,19
100 % 
100  3,81 %;
U ном
110
U 72 ав 
77,2  5,04  19,05  16,84
 6,45 кВ;
110
U 72 ав % 
U 72 ав
6,45
100 % 
100  5,86 %;
U ном
110
U 62  U 64 ав  U 43 ав  U37 ав  U 72 ав  1,59  3,85  3,81  5,85  15,11 %.
Вывод: схема удовлетворяет техническим условиям и включается в
экономический расчет.
4.7.2. Радиально-магистральная сеть
Нормальный режим
Каждая радиальная схема или магистраль рассчитываются раздельно.
Определяем потокораспределение:
S13 = S3 = (12 + j2,4) МВА.
S64 = S4 = (16,2 + j 3,57) МВА.
S16 = S64 + S6 = (16,2 + j3,57) + (12 + j2,4) = (28,2 + j5,97) МВА.
S58 = S8 = (32,8 + j8,94) МВА.
S75 = S58 + S5 = (32,8 + j8,94) + (16,4 + j6,78) = (49,2 + j15,72) МВА.
S27 = S75 + S7 = (49,2 + j15,72) + (28 + j7,47) = (77,2 + j23,19) МВА.
Далее с помощью формулы Илларионова вычислим целесообразную
величину номинального напряжения по участку 2–7 (как наиболее
загруженному и протяженному):
U16 
1000
500 2500

l 27
P27

1000
500 2500

42
77,2
45
 150,3 кВ.
Расчетная схема сети
1
3
36
12 + j2,4
6
20
12 + j2,4
30
4
16,2 + j3,57
12 + j2,4
28,2 + j5,97
16,2 + j3,57
Рис 4.4. (а) Ка)расчету радиально-магистральной сети
2
7
42
5
36
49,2 + j15,72
28 + j7,47
77,2 + j23,19
20
8
32,8 + j8,94
16,4 + j6,78
32,8 + j8,94
Рис 4.4. (б) К расчету радиально-магистральной сети
б)
Рис. 4.5. К расчету радиально-магистральной сети
Принимаем Uном = 110 кВ. Принимаем железобетонные опоры и IV
район по гололёду.
Skj
Рассчитаем токи на участках сети: I kj 
(нагрузка на
2  3  U ном
од
ну цепь) и методом экономических интервалов (приложение П1)
определяем сечение на участках сети:
I13 
I16 
I 64 
I 27 
I 75 
I 58 
12,0 2  2,4 2
2  3  110
 0,032 кА  32 А
28,2 2  5,79 2
2  3  110
16,2 2  3,57 2
2  3  110
49,2 2  15,72 2
2  3  110
32,8 2  8,94 2
2  3  110
АС  120;
 0,076 кА  76 А
 F18  120 мм 2
АС  120;
 0,044 кА  44 А
 F18  120 мм 2
АС  120;
77,2 2  23,19 2
2  3  110
 F18  120 мм 2
 0,215 кА  215 А
 F18  240 мм 2
АС  240;
 0,136 кА  136 А
 F18  240 мм 2
АС  240;
 F18  120 мм 2
АС  120.
 0,089 кА  89 А
46
По справочнику (приложение П2) определяем удельное активное и
индуктивное сопротивление проводов:
АС – 120
r0 = 0,249 Ом/км
x0 = 0,423 Ом/км;
АС – 240
r0 = 0,12 Ом/км
x0 = 0,401 Ом/км.
Определяем активное и индуктивное сопротивление участков сети.
Так как линии двухцепные, то сопротивление рассчитывается по формуле:
rkj = r0 · lkj/2;
xkj = x0 · lkj/2;
r13 = 0,249 · 36/2 = 4,48 Ом;
х 13 = 0,423 · 36/2 = 7,61 Ом;
r16 = 0,249 · 20/2 = 2,49 Ом;
х 16 = 0,423 · 20/2 = 4,23 Ом;
r64 = 0,249 · 30/2 = 3,74 Ом;
х 64 = 0,423 · 30/2 = 6,35 Ом;
r27 = 0,12 · 42/2 = 2,52 Ом;
х 27 = 0,401 · 42/2 = 8,42 Ом;
r75 = 0,12 · 36/2 = 1,16 Ом;
х 64 = 0,401 · 36/2 = 7,22 Ом;
r58 = 0,249 · 20/2 = 2,49 Ом;
х58 = 0,423 · 20/2 = 4,23 Ом.
По уравнению (4.10) находим потери активной мощности на
участках сети и суммарные потери мощности во всей сети:
12,0 2  2,4 2
77,2 2  23,19 2
4
,
48

0,055
кВт,
Р

2,52  1,353 кВт,
27
110 2
110 2
28,2 2  5,97 2
49,2 2  15,72 2
Р 16 
2,49  0,171 кВт, Р 75 
1,16  0,256 кВт,
2
110
110 2
16,2 2  3,57 2
32,8 2  8,94 2
Р 64 
3,74  0,085 кВт,
Р 58 
2,49  0,238 кВт,
2
110
110 2
 Р  0,055  0,171  0,085  1,353  0,256  0,238  2,158 кВт.
Р 13 
По уравнению (4.11) вычисляем потери напряжения на участках сети
и суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки:
U 13 
12,0  4,48  2,4  7,61
 0,65 кВ,
110
U 13 % 
U 13
0,65
100 
100  0,59 %,
U ном
110
U 16 
28,2  2,49  5,97  4,23
 0,87 кВ,
110
U 16 % 
U 16
0,87
100 
100  0,79 %,
U ном
110
U 64 
16,2  3,74  3,57  6,35
 0,76 кВ,
110
U 64 % 
U 64
0,76
100 
100  0,69 %,
U ном
110
U 14  U 16  U 64  0,87  0,76  1,63 %,
U 27 
77,2  2,52  23,19  8,42
 3,54 кВ,
110
U 27 % 
U 27
3,54
100 
100  3,22 %,
U ном
110
U 75 
49,2  1,16  15,72  7,22
 1,55 кВ,
110
U 75 % 
U 75
1,55
100 
100  1,41 %,
U ном
110
ΔU 58 
32,8  2,49  8,94  4,23
 1,09 кВ,
110
U 58 % 
U 58
1,09
100 
100  0,99 %,
U ном
110
ΔU нб  U 28  U 27  U 75  U 583  3,22  1,41  0,99  5,62 %.
47
Обычно трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ имеют РПН
с пределами регулирования ±9 ×1,78 = 16,02 %. Потери напряжения в
сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора.
Аварийный режим
Наиболее тяжелой аварией будет обрыв одной цепи головного
участка. В аварийном режиме определяют только потери напряжения.
При обрыве одной цепи головного участка потокораспределение не
изменится. Изменится сопротивление головного участка.
Определим сопротивление головных участков:
r13 = 0,249 · 36 = 8,96 Ом;
х 13 = 0,423 · 36 = 15,22 Ом;
r16 = 0,249 · 20 = 4,98 Ом;
х16 = 0,423 · 20 = 8,46 Ом;
r27 = 0,12 · 42 = 5,04 Ом;
х 27 = 0,401 · 42 = 16,84 Ом.
Расчетная схема аварийного режима
1
3
36
12 + j2,4
6
20
30
12 + j2,4
16,2 + j3,57
12 + j2,4
28,2 + j5,97
4
16,2 + j3,57
Рис 4.5. (а) К расчету а)
радиально-магистральной сети
2
42
77,2 + j23,19
7
36
49,2 + j15,72
28 + j7,47
5
20
8
32,8 + j8,94
16,4 + j6,78
б)
Рис 4.5. (б) К расчету радиально-магистральной
сети
Рис. 4.6. К расчету радиально-магистральной сети
Вычислим потерю напряжения в аварийном режиме:
48
32,8 + j8,94
U13 
12,0  8,96  2,4  15,22
 1,31 кВ;
110
U13 % 
U13
1,31
100 
100  1,19 %;
U ном
110
U16 
28,2  4,98  5,97  8,46
 1,74 кВ;
110
U16 % 
U16
1,74
100 
100  1,58 %;
U ном
110
U 27 % 
U 27
7,09
100 
100  6,45 %;
U ном
110
U14  U16  U 64  1,58  0,76  2,34 %;
U 27 
77,2  5,04  23,19  16,84
 7,09 кВ;
110
U 28  U 27  U 75  U 583  6,45  1,41  0,99  8,85 %.
Вывод: схема удовлетворяет техническим условиям и включается в
экономический расчет.
Рассмотрим еще варианты потокораспределения сетей, которые
могут встретиться при выполнении курсового проекта.
4.7.3. Кольцевая сеть с ТЭЦ внутри кольца
Предположим, что в пункте 2 находится ТЭЦ, на которой
установлены четыре турбогенератора Т–6–2, Рном = 6 мВт, cosφ = 0,8, Uном
= 10,5 кВ.
Мощность ТЭЦ SТЭЦ = PТЭЦ + jQТЭЦ,
где PТЭЦ = (n – 1)· Рном = 3·6 = 18 мВт,
QТЭЦ = (n – 1)· Рном·tgφ = 3·6·0,75 = 13,5 Мвар.
Таким образом, SТЭЦ = (18 + j13,5) МВА.
Расчетная схема сети
1
1
20 6 30 4
60,7 + j11,6839,7 + j6,07
42
23,5 + j2,5
3 32
11,5 + j0,1
7 42
16,5 + j7,37
2
61
5 20
8 60
1,5 + j6,13 14,9 + j0,65 47,7 + j9,59
12 + j2,4
32,8 + j8,94
21 + j5,61
18 + j13,5
16,2 + j3,57
16,4 + j6,78
28 + j7,47
Рис4.7.
4.6.К Красчету
расчетукольцевой
кольцевой сети
Рис.
сети сс ТЭЦ
ТЭЦ
Определяем потокораспределение:
49
P6 l64  l43  l37  l72  l25  l58  l81   P4 l43  l37  l72  l25  l58  l81  
 P3 l37  l72  l25  l58  l81   P7 l72  l25  l58  l81   P2 l25  l58  l81  
P16 
 P5 l58  l81   P8  l81
l16  164  l43  l37  l72  l25  l58  l81

21  j5,61  30  42  32  42  61  20  60  16,2  j3,57   42  32  42  61  20  60 
 12  j2,4    32  42  61  20  60  28  j7,47   42  61  20  60  18  j13,5   61  20  60 
 16,4  j6,78   61  20  60   32,8  j8,94   60

20  30  42  32  42  61  20  60
 60,7  j11,68  МВА.
S 64  S16  S 6  60,7  j11,68   21,0  j5,61  39,7  j6,07  MBA;
S 42  S 64  S 4  39,7  j6,07   16,2  j3,57   23,5  j2,5  MBA;
S 37  S 42  S 3  23,5  j2,5   12,0  j2,4   11,5  j0,1 MBA;
S 72  S 37  S 7  11,5  j0,1  28,0  j7,47    16,5  j7,37  MBA;
S 25  S 2  S 72  18,0  j13,5   16,5  j7,37   1,5  j6,13 MBA;
S 58  S 25  S 5  1,5  j6,13  16,4  j6,78    14,9  j0,65  MBA;
S81  S 58  S8  14,9  j0,65   32,8  j8,94   47,7  j9,59  MBА.
Далее вычисляются: номинальное напряжение, токи на участка
схемы, потери мощности и потери напряжения.
4.7.4. Кольцевая сеть с ТЭЦ в конце кольца
Расчетная схема сети
1
8
60
31,5 + j2,22
1,6 + j6,72
32,8 + j8,94
2
5
20
61
18 + j13,5
18 + j13,5
16,4 + j6,78
Рис 4.7. К расчету кольцевой сети с ТЭЦ в
Рис. 4.8. К расчету кольцевой
сети с ТЭЦ в конце участка
конце участка
Определяем
потокораспределение.
Вначале
распределяется
мощность ТЭЦ. Если мощности недостаточно, то недостаток берется из
системы. Если мощности излишек, то излишек отдается в систему.
S25 = S2 = (18 + j13,5) MBA,
S58 = S25 – S5 = (18 + j13,5) – (16,4 + j6,78) = (1,6 + j6,72) MBA,
S18 = S8 – S85 = (32,8 + j8,94) – (1,6 + j6,72) = (31,5 + j2,22) MBA.
Далее вычисляются: номинальное напряжение, токи на участках
схемы, потери мощности и потери напряжения.
50
5. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
5.1. Теоретические положения
На
стадии
технико-экономического
обоснования
проекта
необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из
рассматриваемых вариантов. Для этого существуют различные методики.
До 1994 года широко применялась методика оценки эффективности
капитальных вложений с использованием таких показателей, как
приведенные затраты 3 и срок окупаемости Ток. В качестве лучшего
выбирался вариант, имеющий меньшие приведенные затраты или
меньший срок окупаемости. В частности, эта методика лежит в основе
выбора экономически целесообразных сечений проводников методом
экономической плотности тока или методом экономических интервалов.
В настоящее время в условиях перехода экономики России к
рыночным отношениям эта методика считается устаревшей. В 1994 г. на
правительственном уровне была утверждена методика, основанная на
интегральных критериях экономической эффективности инвестиционных
проектов. Именно эту методику рекомендуется использовать для
технико-экономического обоснования проекта. (Методику оценки
эффективности капитальных вложений с использованием приведенных
затрат рассмотрим ниже).
При использовании этой методики оценка инвестиционного проекта
осуществляется в пределах так называемого расчетного периода (или
51
горизонта расчета), который охватывает время строительства и время
эксплуатации объекта. При этом срок эксплуатации принимается равным
средневзвешенному
нормативному
сроку
службы
основного
технологического оборудования. При необходимости учитываются и
мероприятия, связанные с ликвидацией объекта. Горизонт расчета
измеряется количеством шагов расчета. Для электрической сети в
качестве шага расчета допускается принимать 1 год.
На каждом шаге определяется эффект, который представляет собой
разность между результатами (доходами), полученными от реализации
проекта и затратами всех участников проекта как финансовыми, так и
производственными (в стоимостном выражении). Затем на основе
эффектов, рассчитанных для всех шагов, определяются некие
интегральные показатели (о них ниже), характеризующие проект в целом.
Для того чтобы можно было соизмерять эффекты, достигаемые на разных
шагах (то есть в разное время), все они приводятся (дисконтируются) к
их ценности в какой-то один момент времени (обычно – момент
окончания первого шага). В качестве цен используются так называемые
базисные цены, сложившиеся в народном хозяйстве к моменту начала
осуществления проекта. В случае необходимости учета изменения цен и
инфляции вводятся индекс изменения цен и дефлирующий множитель.
5.2. Критерии оценки экономической эффективности вариантов
Рекомендуются следующие критерии экономической эффективности:
1) чистый дисконтированный доход (ЧДД);
2) индекс доходности (ИД);
3) внутренняя норма доходности (ВИД);
4) срок окупаемости.
Возможно использование и других критериев, отражающих
специфику проекта или интересы его участников.
Чистый дисконтированный доход определяется как сумма
текущих эффектов за весь расчетами период:
T
ЧДД   R t  З t    ,
(5.1)
t 1
где t = 0, 1, 2, ... Т – номер шага расчета; Rt – результаты,
достигаемые на t-ом шаге расчета; 3t – затраты, осуществляемые на том
же шаге; α – коэффициент дисконтирования на t-ом шаге расчета.
Коэффициент дисконтирования вычисляется на основании нормы
дисконта Е, равной приемлемой для инвестора норме дохода на капитал.
Если инвестирование проекта осуществляется за счет собственного
капитала, то норма дисконта принимается несколько выше (за счет
инфляции и инвестиционного риска), чем банковский процент по
депозитным вкладам. Если капитал является заемным, то норма дисконта
принимается равной процентной ставке по займам. Если норма дисконта
52
постоянна в течение всего расчетного периода, то коэффициент
дисконтирования на t-ом шаге определяется по формуле:
1
(5.2)
t 
.
1  E t
Если же норма дисконта меняется, то используют формулу:
t 
1
t
1  E 

k
.
(5.3)
t
1
Срок эксплуатации электроэнергетических объектов обычно
достаточно велик – несколько десятилетий. При этом, начиная уже со
второго десятка лет, коэффициенты дисконтирования получаются
настолько малыми, что соответствующие этим годам эффекты не могут
оказать существенного влияния па ЧДД. Поэтому при оценке
эффективности проектов в электроэнергетике вполне достаточно
ограничиться горизонтом расчета в 15 лет.
Если ЧДД проекта положителен, то проект эффективен, если
отрицателен, то неэффективен. Из нескольких вариантов проекта с
положительными ЧДД эффективнее тот, у которого ЧДД выше.
Так как капитальные вложения в проект обычно осуществляются
только на первых шагах его реализации, то на практике чаще пользуются
модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого
капитальные вложения исключаются из состава затрат и учитываются
отдельно:
ЧДД   R t  З t    t  K,
T
(5.4)
t 1

где З t
– затраты на t-ом шаге за вычетом капиталовложений;
T
K   K t   t – сумма дисконтированных капиталовложений в проект;
t 1
капиталовложения на t-ом шаге.
В этом случае разность
R
t
 З t

называется приведенным
эффек
том.
Индекс доходности представляет собой отношение суммы
приведенных эффектов расчетного периода к сумме капиталовложений:
1 T
(5.5)
ИД   R t  З t   t .
К t 0
При оценке проектов по индексу доходности критерием
эффективности проекта будет выполнение неравенства: ИД > 1, причем,
чем выше ИД, тем эффективнее проект.

53

Внутренняя норма доходности (ВНД) – это та норма дисконта Еен,
при
которой
сумма
приведенных
эффектов
равна
сумме
капиталовложений. Для определения ВНД необходимо решить
уравнение:
T
T
R t  З t
Kt
.


t
t
(5.6)
t 1 1  E вн 
t 1 1  E вн 
Если ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода
на капитал, то инвестиции в данный проект оправданы, если меньше, то
инвестиции нецелесообразны. И соответственно из нескольких вариантов
проекта выгоднее тот, который дает большую ВНД.
Срок окупаемости – это период, начиная с которого
первоначальные вложения и другие затраты перекрываются суммарными
результатами осуществления проекта. Его можно определить, решив
уравнение:
T
R t  З t  K t
(5.7)
   0,

1  E вн t
t 1
где β – минимальное положительное число, делающее Ток целым.
Ни один из критериев сам по себе не является достаточным для
принятия решения. Решение об инвестировании средств в проект должно
приниматься с учетом значений всех критериев и интересов всех
участников инвестиционного проекта.
Социальные, экологические и иные результаты проекта, не
поддающиеся стоимостной оценке, рассматриваются как дополнительные
критерии и также учитываются при принятии решения.
5.3. Пример оценки экономической эффективности вариантов
В качестве примеров предварительного расчета рассмотрены
расчеты вариантов на рис. 3.20 и рис. 3.21. Они представляют собой
кольцевую и радиально-магистральную сеть.
Исходные данные для оценки экономической эффективности этих
вариантов взяты из предварительного расчета п. 4.7.1 и п. 4.7.2.
Для всех вариантов делаем следующие допущения.
1. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта
осуществляется за счет собственных средств. Распределение
капитальных вложений по годам принимаем следующим:
– первый год – 50 %;
– второй год – 30 %;
– третий год – 20 %.
2.
Горизонт расчета принимаем 12–14 лет. Шаг расчета
устанавливаем 1 год.
54
3. Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций
энергосистемы 35...220 кВ) принимаем по данным межрегиональной
энергосистемы. Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с
шин 6–10 кВ, принимаем на 25 % выше.
4. Норму дисконта принимаем равной 0,15.
5. Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6 % на все
оборудование.
6. Для оценки требуемых капитальных вложений будем пользоваться
укрупненными показателями стоимости на 2000 г. Для учета
последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и
примем его равным 2,664 (коэффициент удорожания меняется по годам и
задается преподавателем).
7. Инфляцию не учитываем.
55
Таблица 5.1
Расчет затрат на ЛЭП
№
п/п
Составляющие затрат
№
табл.
(см. [12])
Расчет затрат
Вар. 1
Вар. 2
Величина затрат
тыс. руб
Вар. 1
Вар. 2
Стоимость ВЛ – 110 кВ по базисным
показателям (цены 2000 г.)
Затраты на вырубку и подготовку просеки
(цены 2000 г.)
Затраты на устройство лежневых дорог (цены
2000 г.)
Затраты по п. 1–3 с учетом зонального
коэффициента
7.4
950·291
1650·138
276450
227700
7.8
95·291
95·138
27645
13110
7.8
370·291
370·138
107670
51060
7.2
(276450 + 27645 +
107670) ·1
(227700 +13110 +
51060) ·1
411765
291870
5
Стоимость земельного участка под опоры ВЛ
7.3; 7.7
19·40 · 281·10-3
19·40· 138·10-3
221
105
6
7
Суммарная величина НДС по п. 5
Стоимость строительства ВЛ в текущем
уровне цен
7.1
221·1,18
411765·2,664 + 61
· 1,1204
105·1,18
291870·2,664 +
124· 1,1204
261
1097234
124
777681
8
Затраты на ПИР, благоустройство и т. д. (12 %)
1097234·0,12
777681·0,12
131668
93322
9
Общая величина затрат
1097234+131668
777681+ 93322
1228902
871003
1
2
3
4
52
0
Выполним первые шаги для варианта 1
1. Определим капиталовложения по годам:
1 год – 50 % 1228902 · 0,5 = 6144551 т. р.
2 год – 30 % 1228902 · 0,3 = 368670,6 т. р;
3 год – 201228902 – 6144551 – 368670,6 = 245780,4 т. р.
2. Отчисления на обслуживание и эксплуатацию: на нулевом,
первом и втором шагах равны нулю; на третьем шаге и последующих
шагах
Иобсл = К1 · 0,06 = 1228902 · 0,06 = 73734,12 т. р./год.
3.
Тариф
на
электроэнергию
принимаем
по
данным
межрегиональной энергетической компании.
4. Стоимость потерь электроэнергии: Ипот = ΔР·τ·С = 3,154·3200 ·2
= 20186 т. р.
5. Затраты на покупку электроэнергии: на нулевом, первом и втором
шагах равны нулю; на третьем шаге Зпокупка ээ = (Р·Тм + ΔР·τ) ·С =
(133,02·5500 + 3,154·3200) ·2 = 1483406 т.р./год.
6. Общие затраты (без капиталовложений): Зобщ = Иобсл + Зпокупка ээ =
73734,12 + 1483406 = 1557139,72 т.р./год.
7. Выручка от реализации. Поскольку в дипломной работе
невозможно учесть выручку от реализации реального продукта
предприятия, то в учебных целях в качестве товарной продукции условно
примем объем передаваемой электроэнергии через ГПП.
Индекс
стоимости объема продаваемой электроэнергии I примем 0,1 (I = 0,07 –
0,3). На нулевом, первом и втором шагах Rt = 0; на третьем шаге
R t  I  P  Tм    
1,1  133,02  5500  2,0  1609542 т. р.
8. Валовая прибыль на нулевом, первом и втором шагах П вал = 0;
на третьем шаге
П вал  Rt  И пот  И обсл  1609542  20186  73734,12  1515622,28 т. р.
9. Налоги и сборы на нулевом, первом и втором шагах Н = 0; на
третьем шаге
Н  0,6  П вал  0,6 1515622,28  90937 т. р.
10. Чистая прибыль на нулевом, первом и втором шагах Пчист = 0; на
третьем шаге
Пчист = Пвал – Н = 1515622,28 – 909373 = 606248,9 т. р.
11. Чистый доход без дисконтирования на нулевом шаге
ЧД  П вал  К  0  614451  614451 т. р.
12. Коэффициент дисконтирования задается преподавателем или
вычисляется по формулам (5.2) или (5.3.).
13. Чистый доход с дисконтированием на нулевом шаге:
53
ЧДД  ЧД  аt  614451  1,0331  634727,9 т. р.
14. ЧДД нарастающим итогом.
15. Интегральный эффект – последний шаг строки ЧДД
нарастающим итогом: 12571048 т. р.
16. В шестнадцатую строку вносим произведение чистой прибыли
на коэффициент дисконтирования и суммируем эту строку:
Т
П
t 0
чист
 аt .
17. Дисконтированные капитальные вложения: Кд = К·α.
18. Индекс доходности определяем по формуле (5.5) или
ИД 
 ЧП * коэф дисконт  4,122 руб/руб.
 К * коэф дисконт
19. Рентабельность продукции на нулевом, первом и втором шагах
РП% = 0; на третьем шаге
Р П% 
П чист
606248,9
100 % 
100  37,66 %.
Rt
1609542
Суммируем эту строку и получим Р П%:
20. Средний уровень рентабельности:
Рср% 
Р
%
П
кол  во шагов
.
21.
Удельная
себестоимость
передачи
и
распределения
электроэнергии по предприятию на нулевом, первом и втором шагах Sу =
0;
на
третьем
шаге
S уx 
И пот  И обсл  Н 20186  73734,12  909373

 1,389 руб/кВт·ч.
Р  Т м  Р  
133,2  5500  3,154  3200
Аналогичные расчеты проводим на остальных шагах. Результаты
расчета сводим в табл. 5.2.
54
Таблица 5.2.
Ожидаемые технико-экономические показатели. Вариант 1
Шаг 1
Шаг 2
т. р./год
614451
368671
245780
Шаг 3
Шаг 4
Шаг 5
Шаг 6
Шаг 7
Шаг 8
Шаг 9
Шаг 10 Шаг 11
Шаг 12
1
Кап. вложения
2
Отчисл. на обслуж.
73734
73734
73734
73734
73734
73734
73734
73734
73734
73734
3
Тариф на покупку эл. эн.
Ст
руб/кВт·ч
1,4
1,5
1,65
1,8
1,95
2,1
2,15
2,2
2,25
2,3
2,4
2,55
2,7
4
Ст-ть потерь эл. эн.
Ипот
т. р./год
0
0
0
20186
21670
23213
23718
24223
24727
25232
26241
27755
29269
5
Затраты на покупку эл. эн.
Зпокуп
т. р./год
0
0
0
1483406 1594661 1705916 1743002 1780087 1817172 1854257 1928427 2039683
2150938
6
Зобщ
т. р./год
0
0
0
1557140 1668395 1779651 1816735 1853821 1890906 1927991 2002161 2113417
2224672
7
Общие затраты (без кап.
вл.)
Выруч. от реализации
В
т. р./год
0
0
0
1609542 1730258 1850973 1891212 1931450 1971689 2011928 2092405 2213120
2333836
8
Валовая прибыль
Пвал
т. р./год
0
0
0
1510879 1629726 17485721788187
1827803 1867418 1907033 1986264 2105110
2223956
Н
т. р./год
0
0
0
906528 977836 1049143 1072912 1096682 1120451 1144220 1191758 1263066
1334374
т. р./год
0
0
0
9
Налоги и сборы
10
Чистая прибыль
11
Чист. доход без дискон.
12
Коэф. дисконтиров.
13
ЧДД
14
ЧДД нараст. итогом
15
Интегральный эффект
16
ЧПчист*коэф.
дисконтиров.
Дисконт. кап. вложения
Индекс доходности
Рентабельность прод.
Средний уров. рентаб.
Уд. себестоимость
передач
17
18
19
20
21
К
Шаг 0
Иобсл
Пчис
ЧД
т. р./год -614451
аt
ЧДД
Кд
ИД
Р
Рср
Sуд
-245780 1510879 1629726 17485721788187
1,21
т. р./год
-634728
-446091
т. р./год
-634728 -1080819 -1351178 159702
т. р./год
Пчист
-368671
1,0331
12571048
0
0
т.р./год 634728 1080819
руб./руб
4,122
%
0
0
%
0
32,60
руб/кВт·ч
0
0
1,1
1
0,91
0,83
0,75
1827803 1867418 1907033 1986264 2105110 2223956
0,68
0,62
0,56
0,51
0,47
-270358 1510879 1483051 1451315 1341140 1242906 1157799 1067939 1012995 989402
0,42
934062
1642753 3094068 4435208 5678114 6835913 7903852 8916846 9906248 10840310
Предпочтение отдается проектам с более высоким ЧДД
0
604352 593220 580526
536456
497162
463120
427175
405198
395761
373625
1351178
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
37,66
37,79
37,90
37,94
37,97
38,00
38,03
38,09
38,17
38,23
0
1,390
1,492
1,593
1,627
1,660
1,694
1,728
1,795
1,897
1,998
55
Таблица 5.3.
Ожидаемые технико-экономические показатели. Вариант 2
1
Кап. вложения
2
Отчисл. на обслуж.
3
Тариф на покупку эл. эн.
4
К
т. р./год
Шаг 0
Шаг 1
Шаг 2
435502
261301
174201
Иобс
Шаг 3
Шаг 4
Шаг 5
Шаг 6
Шаг 7
Шаг 8
Шаг 9
Шаг 10
Шаг 11 Шаг 12
52260
52260
52260
52260
52260
52260
52260
52260
52260
52260
Ст
руб/кВт·ч
1,4
1,5
1,65
1,8
1,95
2,1
2,15
2,2
2,25
2,3
2,4
2,55
2,7
Ст-ть потерь эл. эн.
Ипот
т. р./год
0
0
0
13811
14847
15883
16228
16573
16919
17264
17955
18990
20026
5
Затраты на покупку эл. эн.
Зпок
т. р./год
0
0
0
1477031 1587809 1698586 1735512 1772437 1809363 1846289 1920141 2030918 2141695
6
Зобщ
т. р./год
0
0
0
1529291 1640069 1750846 1787772 1824698 1861623 1898549 1972401 2083178 2193955
7
Общие затраты (без кап.
вл.)
Выруч. от реализации
В
т. р./год
0
0
0
1609542 1730258 1850973 1891212 1931450 1971689 2011928 2092405 2213120 2333836
8
Валовая прибыль
Пвал
т. р./год
0
0
0
1543471 1663150 1782830 1822724 1862617 1902510 1942403 2022190 2141870 2261549
9
Налоги и сборы
Н
т. р./год
0
0
0
926082 997890 1069698 1093634 1117570 1141506 1165442 1213314 1285122 1356930
10
Чистая прибыль
Пчис
т. р./год
0
0
0
617388 665260
11
Чист. доход без дискон.
ЧД
т. р./год -435502 -261301
12
Коэф. досконтиров.
аt
1,0331
13
ЧДД
ЧДД
т. р./год -449873 -316174
-191621 1543471 1513467
1479749 13670431 266579
14
ЧДД нараст. итогом
т. р./год -449873 -766047
-957668 585802 2099270
3579019 4946061 6212641 7392197 8479943 9511260 10517939 11467789
15
Интегральный эффект
т. р./год
Предпочтение отдается проектам с более высоким ЧДД
16
ЧПчист*коэф. дисконтиров.
17
Дисконт. кап. вложения
Кд
т.р./год
18
Индекс доходности
ИД
руб./руб
19
Рентабельность прод.
Р
%
0
20
Средний уров. рентаб.
Рср
%
0
21
Уд. себестоимость передач
Sуд
Пчист
1,21
13182797
0
руб/кВт·ч
435502
-174201 1543471 1663150
1,1
1
0,91
617388 605387
713132
729089 745047
1782830 18227241 862617
0,83
0,75
591899 546817
0,68
506632
761004 776961
808876 856748
904620
1902510 1942403 2022190 2141870
2261549
0,62
0,56
0,51
0,47
1179556 1087746 1031317 1006679
0
0
471823 435098
261301
174201
0
0
0
0
0
0
0
38,36
38,45
38,53
38,55
38,57
0
1,369
1,470
1,570
1,604
1,637
0,42
949851
412527
402671
379940
0
0
0
0
38,60
38,62
38,66
38,71
38,76
1,671
1,704
1,771
1,872
1,972
5,906
0
0
33,103
0
56
Вариант 1
14000000
12000000
10000000
ЧДД
8000000
6000000
Ряд1
4000000
Ряд2
2000000
0
-2000000
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14
-4000000
Шаг
Вариант 2
14000000
12000000
10000000
ЧДД
8000000
Ряд1
6000000
Ряд2
4000000
2000000
0
-2000000
1
2
3
4
5
6
7
8
Шаг
55
9 10 11 12 13 14
Таблица 5.4.
Экономические показатели сравниваемых вариантов сети
№
п/п
Наименование
Ед. изм
Варианты
1
Напряжение сети
кВ
1
110
2
3
Капитальные вложения
Число часов
использования
максимума нагрузки
Время максимальных
потерь
Потери мощности в
линии
Стоимость потерь
электроэнергии
т. р.
1228902
8714003
час
5500
5500
час
кВт
3200
3,154
3200
2,158
т. р./год
20186
13811
т. р./год
73734
52260
%
32,60
33,1
т. р.
12571048
13182797
лет
4,0
3,4
р/кВт·ч
1,389
1,37
4
5
6
7
8
9
10
11
Отчисления на
эксплуатацию и
обслуживание
Рентабельность
продукции
Интегральный эффект
(ЧДД)
Срок окупаемости
Себестоимость передачи
электроэнергии
2
110
3
Как следует из полученных результатов, наибольшей экономической
эффективностью обладает второй вариант. Его и принимаем к
дальнейшему расчету.
5.4. Метод приведенных затрат
Выбор оптимального варианта производится по критерию минимума
приведенных затрат (З), которые для i-го варианта определяются
выражением:
3 = рн K + И + У,
(5.8)
где рн = 0,33 1/год – нормативный коэффициент сравнительной
эффективности капиталовложении; К – суммарные единовременные
капиталовложения; И – суммарные ежегодные издержки на амортизацию,
текущий ремонт и обслуживание; У – суммарный вероятный народнохозяйственный ущерб от аварийных и плановых перерывов
электроснабжения потребителей.
Ежегодные издержки определяются выражением:
И = Иа + Ир + Ио + ИΔW,
(5.9)
где Иа = αа·К – отчисления на амортизацию; (αа = 0,2 ÷ 0,3 –
56
ежегодные отчисления на амортизацию в относительных еденицах);
(Ир + Ио) = (αр + αо)·К – отчисления на ремонт и обслуживание
[(αр + αо) = 0,06 – ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание в
относительных единицах];
ИΔW = β·ΔР·τ – стоимость потерь электроэнергии.
Использование выражения (5.8) предполагает, что сооружение
проектируемой сети производится в течение года, т. е. не учитывается
распределение затрат во времени. При определении суммарных
приведенных затрат обязательным условием является исключение тех
составляющих в каждом из слагаемых (5.8), которые соответствуют
одинаковым по своим техническим характеристикам объемам в
сравниваемых вариантах.
При сопоставлении вариантов таких небольших объектов, каким
является проектируемая сеть, равноэкономичными считаются варианты,
значения приведенных затрат для которых отличаются не более чем на 5
%. Выбор варианта из числа равноэкономичных производится с учетом
ряда дополнительных характеристик, которые обычно не имеют
экономических эквивалентов. К ним относятся простота, надежность,
оперативная гибкость схемы, возможность ее дальнейшего развития
(расширения) при росте нагрузок, удобство эксплуатации, расход
цветного
металла
на
провода,
количество
потребного
электрооборудования. Решение с учетом этих характеристик
принимается студентом при обязательном согласовании с руководителем
проекта.
5.5. Пример оценки экономической эффективности вариантов по
приведенным затратам
Вариант 1
Иа = αа·К = 0,2·1228902 = 245780 тыс. руб/год;
(Ир + Ио) = (αр + αо)·К = 0,06·1228902 = 73734 тыс. руб/год;
ИΔW = β·ΔР·τ = 2·3,895·3200·10–3 = 25 тыс. руб/год;
И1 = рн K + И = 0,33·1228902 + 245780 + 73734 + 25 = 725077 тыс. руб/год.
Вариант 2
Иа = αа·К = 0,2·871003 = 174201 тыс. руб/год;
(Ир + Ио) = (αр + αо)·К = 0,06·871003 = 52260 тыс. руб/год;
ИΔW = β·ΔР·τ = 2·2,158·3200·10–3 = 14 тыс. руб/год;
И2 = рн K + И = 0,33·871003 + 174201 + 52260 + 14 = 513906 тыс. руб/год.
Принимаем второй вариант.
57
6. УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ ОТОБРАННОГО ВАРИАНТА
Уточненный расчет основных электрических режимов производится
только для одного варианта, победившего в технико-экономическом
сравнении. Целью расчета является определение точных значений
потоков мощности в начале и в конце каждого участка и точных
значений напряжений на шинах высокого напряжения на каждой
подстанции. По сравнению с уже проведенным предварительным
расчетом режима дополнительно учитываются зарядная мощность
воздушных линий, потери мощности и потери напряжения в трансформаторах. Расчет производится для нормального режима наибольших
нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее
тяжелого послеаварийого режима. Кроме того, во всех режимах
проверяется достаточность регулировоч-ного диапазона устройств РПН
для обеспечения встречного регулирования напряжения на подстанциях
потребителей. В заключение уточняется необходимое количество
компенсирующих устройств на подстанциях потребителей и
определяется
себестоимость
передачи
электроэнергии
по
спроектированной сети.
6.1. Определение расчетных нагрузок подстанций
Как отмечалось выше, при уточненном расчете электрических
режимов нужно учитывать зарядные мощности линий и потери
мощности в трансформаторах. При этом схема замещения сети
становится достаточно громоздкой и проводить расчет по ней становится
неудобно.
Рис. 6.1. Схемы замещения подстанции
На рис. 6.1а приведена схема замещения одной подстанции, включающая
все эти элементы. Для упрощения расчетов удобно (но не обязательно!)
58
ввести так называемые расчетные нагрузки подстанций. При этом
дополнительные элементы в схему замещения не вводятся, но истинная
нагрузка подстанции SHБ заменяется расчетной нагрузкой Sрач (рис. 6.1б).
Параметры, необходимые для определения расчетной нагрузки
подстанции, определяются следующим образом.
Половины зарядных мощностей линий, примыкающих к подстанции,
рассчитываются по формуле (на одну цепь):
Qс 1 2
 U ном  b 0 l kj ,
(6.1)
2 2
где lkj – длина участка сети, км; bо – погонная емкостная
проводимость линии, См /км.
Ее можно определить по справочным данным или вычислить по
выражению:
(6.2)
7,58
6
b0 
lg
D ср
10 ,
rпр
где Dcp – среднегеометрическое расстояние между проводами;
– радиус провода.
Трансформаторы на подстанциях выбираем по формуле:
S тр 
Si
,
n  kз
rпр
(6.3)
где Si – нагрузка i-ой подстанции; n и kз – количество
трансформаторов и коэффициент
загрузки трансформатора
соответственно.
Так как на всех подстанциях есть потребители первой категории по
надежности электроснабжения, то принимаем n = 2, kз = 0,75.
Параметры трансформаторов определяются по справочным данным:
2

 S 

  n  Pхх


 Sном 
,
2
u
n  I хх  Sном 
S
Q тр  кз 


n 100 Sном
100

Pтр 
Pкз
n
(6.4)
где ΔРкз и ΔРхх – потери короткого замыкания и холостого хода
трансформатора, кВт; uкз и Iхх – напряжение короткого замыкания и ток
холостого хода трансформатора, %; S – нагрузка трансформатора, КВА;
Sном – номинальная мощность трансформатора; n – количество
трансформаторов.
После этого можно определить расчетную нагрузку подстанции:
(6.5)
Sрасч  Pнагр  jQ нагр  Pтр  jQ тр  j  Q с 2 .
59
При использовании последнего выражения нужно следить, чтобы
все слагаемые были выражены в одних и тех же единицах.
6.2. Расчет нормального режима
Расчет начинается с составления схемы замещения. Все линии
включаются в нее своими активными и реактивными сопротивлениями, а
нагрузки – расчетными нагрузками подстанций. Кроме того, в схему
включается примыкающая к источнику питания половина зарядной
мощности головного участка. Остальные зарядные мощности учтены в
расчетных нагрузках.
Расчет производится в два этапа. На первом этапе, двигаясь от конца
магистральной линии к ее началу, с учетом потерь определяются все
потоки мощности в начале и в конце каждого участка. Порядок расчета
должен быть следующим.
1. Поток мощности в конце последнего, n-ного участка
магистральной линии принимается равным расчетной нагрузке
к
S
 Sn .
последнего, n-ного потребителя, то есть n -1,n
2. Определяются потери на последнем участке по формуле:
S n -1,n
P   Q  r

2
к
n -1,n
2
к
n -1,n
2
U ном
n -1,n
 jx n -1,n .
(6.6)
3. Рассчитывается поток мощности в начале последнего участка:
н
к
Sn-1,n  Sn-1,n  Sn -1,n .
(6.7)
4. С учетом расчетной нагрузки предпоследнего потребителя Sp.n-1,n
вычисляется поток мощности в конце предпоследнего участка:
к
н
(6.8)
Sn -2 ,n -1  Sn -1,n  Sn -1 .
5. Повторяется пункт 2 для предпоследнего участка и так далее до
источника.
На втором этапе, двигаясь от начала линии к ее концу, определяются
точные значения напряжений на всех подстанциях.
1. Определяется напряжение на шинах источника в соответствии с
заданием для данного режима (например U1 = 1,05Uном).
2. Вычисляется потеря напряжения на первом участке по формуле:
н
P н  r  Q1k
 x 1k
(6.9)
U 1k  1k 1k
,
U1
где U1 – напряжение в начале участка; для первого участка равно
напряжению источника.
3. Рассчитывается напряжение на шинах ближайшего потребителя:
Uk = U1 – ΔU1k.
(6.10)
4. Определяется потеря напряжения на следующем участке. При
этом в качестве напряжения в начале участка принимается только что
60
вычисленное напряжение. И так далее до конца магистрали.
6.3. Особенности расчета режима кольцевой сети
Прежде всего, так же, как в предварительном расчете, кольцевая сеть
"разрезается" по источнику и разворачивается в магистральную линию с
двухсторонним питанием. Затем составляется ее схема замещения.
Каждый участок представляется своим активным и реактивным
сопротивлением, а в качестве нагрузок используются расчетные
нагрузки, после этого определяется приближенное, то есть без учета
потерь, потокораспределение в получившейся линии. Расчет
производится так же, как и в предварительном расчете, начиная с одного
из головных участков. Но при уточненном расчете поток мощности на
головном участке определяется по сопротивлениям линии по формуле:
S гол оан 
 S
k
 z kn 
z 1n
(6.11)
,
где Sk – расчетная нагрузка k-того потребителя; Zkn – полное
сопротивление линии от точки присоединения k-той нагрузки до
источника, противоположного рассматриваемому головному участку; Z1n
– полное сопротивление всей кольцевой линии.
При расчете по формуле (6.10) производятся арифметические
операции с комплексными числами. Рекомендуется использование
вместо (4.1) более простого метода: определение раздельно потоков
активной и реактивной мощности.
Pголовн 
 P
k
r1n
 rkn 
Q головн 
;
 Q
k
 x kn 
x 1n
.
(6.12)
Далее по первому закону Кирхгофа определяются потоки мощности
на остальных участках.
После этого магистральная линия с двухсторонним питанием
разрезается по точке потокораздела на две радиально-магистральные
линии, причем нагрузка в точке потокораздела тоже «разрезается» на две
части. Каждая из этих частей принимается равной потоку мощности на
последнем участке получившейся радиально-магистральной линии. А
затем для обеих образовавшихся радиально-магистральных линий
делается уточненный расчет режима, как в п. 6.2.
6.4. Особенности расчета нормального режима наименьших нагрузок
В режиме наименьших нагрузок значительно уменьшаются потоки
мощности по линиям электропередачи, поэтому на всех подстанциях
растут напряжения. Расчет электрического режима при наименьших
нагрузках интересен, прежде всего, тем, что позволяет проверить
возможности сети по поддержанию качественного напряжения на шинах
потребителей.
В режиме наименьших нагрузок сначала определяются расчетные
61
нагрузки подстанций. Активная мощность каждого потребителя в этом
режиме рассчитывается в соответствии с заданием. Потребление
реактивной мощности также снижается, и часть компенсирующих
устройств должна быть отключена. Сколько компенсирующих устройств
следует отключить, определяется расчетом баланса по реактивной
мощности. При этом учитывается и данное в задании увеличение в этом
режиме tgcp энергосистемы. Кроме того, на двухтрансформаторных
подстанциях необходимо проанализировать возможность отключения с
целью снижения потерь одного из трансформаторов.
В режиме наименьших нагрузок следует оценить выгодность
отключения одного из трансформаторов на двухтрансформаторных
подстанциях. Отключение выгодно, если:
(6.13)
2Рxx
Sнмi  Sномтр
Pкз
.
После определения расчетных нагрузок производится расчет
электрического режима аналогично п.п. 6.2. 6.3 или 6.4. Единственная
особенность этого расчета – это то, что в режиме наименьших нагрузок на
шинах источников заданием может быть установлено другое значение
напряжения.
6.5. Особенности расчета послеаварийного режима
В курсовом проекте достаточно рассмотреть один наиболее тяжелый
послеаварийный (или ремонтный) режим. Это такой режим, при котором
оставшиеся в работе элементы испытывают наибольшие перегрузки или
трудно обеспечить необходимый уровень напряжения у некоторых
потребителей. Рекомендуется рассматривать отказы воздушных линий, так
как они происходят наиболее часто. В двухцепной магистральной линии
наиболее тяжелый режим – это обычно вывод в ремонт одной из цепей на
головном участке. В кольцевой линии или в линии с двухсторонним
питанием – это вывод в ремонт участка, который в нормальном режиме
был загружен более остальных. Но если сеть состоит из нескольких частей,
которые между собой не связаны или связаны только через источник
питания, то следует рассмотреть послеаварийный режим в каждой из этих
частей. Особенности расчета послеаварийного режима состоят в
следующем.
1. Расчет делается только для режима наибольших нагрузок.
2.
Необходимо пересчитать величину расчетных нагрузок
потребителей, примыкающих к выводимому в ремонт участку ВЛ, так
как на этом участке прекращается генерация реактивной мощности.
3. При выводе в ремонт одной из цепей двухцепной ВЛ изменяются
ее электрические параметры; потокораспределение остается прежним.
4. При выводе в ремонт одного из участков кольцевой линии или
линии с двухсторонним питанием в ней полностью меняется
62
потокораспределение.
6.6. Проверка достаточности диапазона регулирования устройств
РПН
Устройства РПН, встроенные в силовые трансформаторы, имеют
ограниченный диапазон регулирования напряжения, и следует проверить,
на всех ли подстанциях он достаточен для обеспечения встречного
регулирования во всех режимах работы сети. Встречное регулирование
подразумевает, что в часы наибольших нагрузок на шинах низшего
напряжения подстанции должно поддерживаться напряжение, на 5÷10 %
выше номинального. При снижении нагрузки его постепенно снижают,
доводя до величины на 0÷5 % выше номинального значения.
При таком законе регулирования в центре нагрузок напряжение на
шинах большинства электроприемников удается удерживать в рамках,
предписываемых ГОСТ 13109-97, во всех режимах.
Порядок проверки любой подстанции для всех режимов один и тот
же. Прежде всего, составляется схема замещения подстанции. Если подстанция двухтрансформаторная, то Rmp и Хтр – сопротивления схемы
замещения двух трансформаторов, включенных параллельно.
Затем определяется низшее напряжение, приведенное к высшему, и
желаемое
значение
коэффициента
трансформации
идеального
трансформатора:
Piрасч rтр  Q iрасч x тр
(6.14)
U '  U  ΔU  U 
.
i
i
тр
i
Ui
Напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы
обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения:
U i  U 2xx
'
U1отв расч 
,
(6.15)
U 2жел
где U i' – напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к
стороне ВН; U2хх – напряжение холостого хода трансформатора; U2жел –
желаемое напряжение на стороне НН.
Стандартное напряжение ответвления:
nE

(6.16)
U
 U 1 
,
1отв ном
ном

100 
где n – номер ответвления; Е – ступень регулирования в %.
Подбирая номер ответвления n, добиваются, чтобы U1отв рсчт ≈ U1отв ном.
Затем определяют действительное напряжение на шинах НН:
U '  U 2xx
(6.17)
U 2действ  i
.
U 1отв ном
6.7. Уточнение количества компенсирующих устройств
63
Компенсирующие устройства выбирались на начальной стадии
проектирования на основе прогнозной потребности в реактивной
мощности. Поэтому после уточненного расчета потокораспределения
необходимо уточнить их количество. Для этого нужно сложить потоки
мощности в началах всех головных участков. При этом следует учесть и
зарядные мощности в началах головных участков, не учтенные при
определении расчетных нагрузок:
P   Pгол ;
Q 

Q     Q гол  c .
2 

(6.18)
Далее
определяются
активная
и
реактивная
мощности,
вырабатываемые энергосистемой:
Рс = Р∑;
Qc = Рс·tgφc.
(6.19)
После этого реактивная мощность энергосистемы сравнивается с
требуемой. Если Q∑. > Qc, то следует увеличить количество
компенсирующих устройств на подстанциях, ближайших к РПП. Если же
Q∑ < QC, то количество компенсирующих устройств следует уменьшить,
но уже на самых отдаленных подстанциях.
6.8. Определение себестоимости передачи электроэнергии
Себестоимость передачи электроэнергии определяется по формуле:
И
(6.20)
С   год руб/кВт  ч,
п.э.
Wгод
где И∑год – годовые издержки при работе электрической сети, тыс.
руб/год; Wгод – электроэнергия, отпущенная потребителям в течение
года, МВт-ч / год.
Годовые
издержки
складываются
из
отчислений
на
эксплуатационное обслуживание сети, издержек на оплату потерь
электроэнергии ИΔW и отчислений на амортизацию оборудования Иа.
Для их определения используются выражения:
ИΔW = ΔР∑· τ ·СЭ и
Иа = (αа + αр + αо)·K.
(6.21)
Электроэнергия, отпущенная потребителям, рассчитывается по
формуле:
Wгод = ∑Pi·Tм,
где Pi – мощность i-го потребителя; Tм – время использования
максимума нагрузки.
6.9. Пример уточненного расчета режимов сети
В качестве примера рассмотрен уточненный расчет варианта,
принятого по экономическим показателям.
Исходные данные взяты в п. 4.7.2.
Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линий.
Величина погонной реактивной проводимости линии bQ взята по
64
приложению 2 для ВЛ-110 кВ с проводом марки АС-120 и АС-240.
Q c kj
1 2
 U ном
 b 0  l kj ;
2
2
Q c 13 1
 110 2  2,69  10 6  36  0,59 Мвар;
2
2
Q c 16 1
 110 2  2,69  10 6  20  0,33 Мвар;
2
2
Q c 64 1
 110 2  2,69  10 6  30  0,49 Мвар;
2
2
Q c 27 1
 110 2  2,85  10 6  42  0,72 Мвар;
2
2
Q c 75 1
 110 2  2,85  10 6  36  0,62 Мвар;
2
2
Q c 58 1
 110 2  2,69  10 6  20  0,33 Мвар.
2
2
Выбор трансформаторов:
S тр 
Si
.
n  kз
S3 
12 2  2,4 2
 8,16 МВА. Принимаем
2  0,75
S4 
16,2 2  3,57 2
 11,1 МВА. Принимаем S тр  16 МВА.
2  0,75
S5 
16,4 2  6,78 2
 11,6 МВА. Принимаем S тр  16 МВА.
2  0,75
S6 
212  5,612
 14,5 МВА. Принимаем
2  0,75
S тр  16 МВА.
S7 
28 2  7,47 2
 20,3 МВА. Принимаем
2  0,75
S тр  25 МВА.
S8 
32 2  8,94 2
 23,7 МВА. Принимаем
2  0,75
S тр  25 МВА.
S тр  10 МВА.
6.9.1. Режим наибольших нагрузок
Каталожные данные трансформаторов
Таблица 6.1
Тип трансформатора
ТДН-10000/110
ΔРкз
ΔРхх
uкз
iхх
rтр
xтр
60
14
10,5
0,7
7,95
139
65
ТДН-16000/110
ТРДН-25000/110
85
120
19
27
10,5
10,5
0,7
0,7
4,38
2,54
86,7
55,9
Определяем потери мощности в трансформаторах:
Pтр 
Pкз
n
 Si

S
 н.тр
2

  n  Pхх ;


Q тр 
2
n  i хх  Sн.тр
u кз Si2

n 100 Sн.тр
100
10,5 122382 2  0,7  10000

 926,3 квар;
2 100 10000
100
P3 
60  12238 

  2 14  72,9 кВт;
2  10000 
P4 
85  16589 
10,5 165892 2  0,7  16000

 1127 квар;

  2  19  83,7 кВт; Q 4 
2  16000 
2  100 16000
100
Q3 
2
2
10,5 17746 2 2  0,7 16000

 1257 квар;
2 100 16000
100
P5 
85  17746 

  2 19  90,3 кВт;
2  16000 
P6 
85  21736 
10,5 21736 2 2  0,7 16000

 1774 квар;

  2 19  116,4 кВт; Q 6 
2  16000 
2 100 16000
100
Q 5 
2
P7 
120  28979 
10,5 289792 2  0,7  25000

 2114 квар;

  2  27  134,6 кВт; Q7 
2  25000 
2 100 25000
100
P8 
120  33997 
10,5 33997 2 2  0,7  25000

 2777 квар.

  2  27  165,0 кВт; Q8 
2  25000 
2 100 25000
100
2
2
Расчетная схема сети
Q c13
2
1
Q c13
2
3
Q c13
Q c16 Q c13
2
2 6 2 Q
Q c16
c64
2
2
Q c16
2
Q c16
2
Q c64
2
12 + j2,4
Q c64
2
4
Q c64
2
16,2 + j3,57
21 + j5,61
а)
Рис 6.1. (а) К определению
расчетных нагрузок подстанций
2
Q c27
2
Q c27
2
Q c27
2
Q c27
2
7
Q c75
2
Q c75
2
Q c75
2
28 + j7,47
Рис 6.1. (б) К определению
б)
расчетных нагрузок подстанций
Q c75
2
5
Q c58
2
Q c58
2
Q c58
16,4 + j6,78 2
Рис. 6.2. К определению расчетных нагрузок подстанций
66
8
Q c58
2
32,8 + j8,94
Вычисляем расчетные нагрузки подстанций.
Q c ij 
Q
;
S pi  Pi  jQ i   Pтрi  jQ трi   j c ki 
2 
 2
S p3  12  j2,4   0,0729  j0,926   j2  0,59  12,07  j2,15  MBA;
S p4  16,2  j3,57   0,0837  j1,127   j2  0,49   16,28  j3,72  MBA;
S p5  16,4  j6,78   0,0903  j1,257   j2  0,62  2  0,33  14,49  j6,14  MBA;
S p6  21,0  j5,61  0,1164  j1,774   j2  0,33  2  0,49  21,12  j5,74  MBA;
S p7  28,0  j7,47   0,1346  j2,114   j2  0,72  2  0,62  28,13  j6,90  MBA;
S p8  32,8  j8,94   0,165  j,777   j 2  0,33  31,97  j11,06  MBA.
Расчетная схема примет вид:
1
н
S13
Q c13
2
Q c13
2
36
к
S13
3
12,07 + j2,15
к
н
S16
20 S16
6
Sн64
30
Q c16
2
Q c16
2
Sк64
4
16,28 + j3,72
21,12 + j5,74
Рис 6.2. (а) К а)
уточненному расчету
радиально-магистральной сети
Q c27
2
Q c27
2
2
Sн27
42
Sк27
7
Sн75
36
Sк75
28,13 + j6,9
5 Sн 20 S58к 8
58
14,49 + j6,14
32,97 + j11,06
б)
Рис 6.2. (б) К уточненному расчету
Рис. 6.3. К уточненному
расчету
радиально-магистральной
сети
радиально-магистральной
сети
Определяем потокораспределение:
S  S p3  12,07  2,15 MBA;
к
13
12,07 2  2,15 2
4,48  j7,67   0,056  j0,095 MBA;
110 2
н
S13
 12,07  j2,15   0,056  j0,095  - j2  0,59  12,13  j1,07  MBA;
S13 
67
S к64  S p4  16,28  j3,72  MBA;
16,28 2  3,72 2
3,74  j6,35   0,086  j0,146  MBA;
110 2
S н64  16,28  j3,72   0,086  j0,146   16,37  j3,87  MBA;
S 64 
к
S16
 16,37  j3,87   21,12  j5,74   37,49  j9,61 MBA;
37,49 2  9,612
2,49  j4,23  0,308  j0,524  MBA;
110 2
н
S16
 37,49  j9,61  0,308  j0,524  - j2  0,33  37,80  j9,80  MBA;
S16 
к
S58
 S p8  32,97  j11,06  MBA;
32,97 2  11,06 2
2,49  j4,23  2,716  j4,615 MBA;
110 2
н
S58
 32,97  j11,06   2,716  j4,615   35,69  j15,68  MBA;
к
S 75  35,69  j15,68   28,13  j6,9   63,82  j22,58  MBA;
S58 
63,82 2  22,58 2
1,16  j7,22   0,439  j2,735  MBA;
110 2
S н75  63,82  j22,58   0,439  j2,735   64,26  j25,32  MBA;
S 75 
S к27  64,26  j25,32   28,13  j6,9   92,39  j32,22  MBA;
92,39 2  32,22 2
2,52  j8,42   1,99  j6,66  MBA;
110 2
S н27  92,39  j32,22   1,99  j6,66   j2  0,72  94,26  j37,44  MBA.
S 27 
Определяем потери
напряжения на участках сети и уровни
напряжения на стороне высшего напряжения:
U 1  U 2  1,05U ном  1,05  110  115,5 кВ;
U kj 
Pkjн  rkj  Q нkj  x kj
U1
;
12,13  4,48  1,07  7,67
 0,402 кВ;
115,5
0,402
U 13 % 
100  0,35 %;
115,5
U 3  115,5  0,402  115,1 кВ;
U 13 
68
37,8  2,49  9,8  4,23
 1,17 кВ;
115,5
1,17
U 16 % 
100  1,02 %;
115,5
U 6  115,5  1,17  114,33 кВ;
U 16 
16,37  3,74  3,87  6,35
 0,75 кВ;
114,33
0,75
U 64 % 
100  0,66 %;
114,33
U 4  114,33  0,75  113,58 кВ;
U 64 
U 14 %  1,02  0,66  1,68 %;
94,26  2,52  37,44  8,42
 4,79 кВ;
115,5
4,79
U 27 % 
100  4,15 %;
115,5
U 7  115,5  4,77  110,71 кВ;
U 27 
64,26  1,16  25,32  7,22
 2,32 кВ;
110,71
2,32
U 75 % 
100  2,1 %;
110,71
U 5  110,71  2,1  108,61 кВ;
U 75 
35,69  2,49  15,68  4,23
 1,43 кВ;
108,61
1,43
U 58 % 
100  1,32 %;
108,61
U 8  108,61  1,32  107,29 кВ;
U 58 
U 28 %  4,15  2,1  1,32  7,57 %.
Напряжение на стороне низшего напряжения, приведенное к стороне
высшего напряжения:
69
U i'  U i 
Ppacч i  rтр  Q pacч i x тр
Ui
;
12,07  7,95  2,15  139
 111,7 кВ;
115,1
16,28  4,38  3,72  86,7
U '4  113,58 
 110,1 кВ;
113,58
16,49  4,38  6,14  86,7
U 5'  108,61 
 103,0 кВ;
108,61
21,12  4,38  5,74  86,7
U '6  114,33 
 109,2 кВ;
114,33
28,13  2,54  6,9  55,9
U '7  110,71 
 106,6 кВ;
110,71
32,97  2,54  11,06  55,9
U 8'  107,29 
 100,7 кВ.
107,29
U 3'  115,1 
В режиме максимальных нагрузок потеря напряжения находится в
пределах диапазона регулирования трансформаторов.
6.9.2. Режим наименьших нагрузок
Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно
заданию, активная мощность составляет 65 % от наибольшей нагрузки, a
tgφ увеличивается но 0,03. Тогда нагрузка потребителей:
Pнм i  0,65  Pнб i ;
Q

Q нм i  Pнм i  tg  нб i  0,03 ;
P
 нб i

Pнм 3  0,65  12  7,8 кВт;
Pнм 4  0,65  16,2  10,53 кВт;
Pнм 5  0,65  16,4  10,66 кВт;
Pнм 6  0,65  21  13,65 кВт;
 2,4

Q нм 3  7,8  tg 
 0,03   1,83 квар;
 12

 3,57

Q нм 4  10,53  tg 
 0,03   2,69 квар;
 16,2

 6,78

Q нм 5  10,66  tg 
 0,03   5,06 квар;
 16,4

 5,61

Q нм 3  13,65  tg 
 0,03   4,18 квар;
 21

70
Pнм 7  0,65  28  18,2 кВт;
Pнм 8  0,65  32,8  21,32 кВт;
 7,47

Q нм 7  18,2  tg 
 0,03   5,57 квар;
 28

 8,94

Q нм 3  21,32  tg 
 0,03   6,65 квар.
 32,8

Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов.
Отключение целесообразно, если
Sнм  Sном тр
2  Pхх
Pкз
(6.22)
.
10
2 14
 6,83 МВА  S 3нм  8,01 МВА, отключение нецелесообразно;
60
16
2 19
 10,7 МВА  S 4нм  10,9 МВА, отключение нецелесообразно;
85
16
2 19
 10,7 МВА  S 5нм  11,8 МВА, отключение нецелесообразно;
85
16
2 19
 10,7 МВА  S 6нм  14,3 МВА, отключение нецелесообразно;
85
25
2  27
 16,8 МВА  S 7нм  19,0 МВА, отключение нецелесообразно;
12
25
2  27
 16,8 МВА  S 8нм  22,3 МВА, отключение нецелесообразно.
12
Вычислим потери
наименьших нагрузок:
мощности
60  8010 

  2  14  47,24 кВт;
2  10000 
Р 4 
85  10900 

  2  19  57,72 кВт;
2  16000 
Р5 
85  11800 

  2  19  61,11 кВт;
2  16000 
Р 6 
85  14300 

  2  19  71,95 кВт;
2  16000 
Р 7 
120  19000 

  2  27  88,66 кВт;
2  25000 
Р8 
120  22300 

  2  27  101,7 кВт;
2  25000 
трансформаторах
в
режиме
Q3 
10,5 80102 2  0,7  10000

 476,8 квар;
2  100 10000
100
Q3 
10,5 109002 2  0,7  16000

 613,8 квар;
2  100 16000
100
Q3 
10,5 118002 2  0,7  16000

 680,9 квар;
2  100 16000
100
Q3 
10,5 143002 2  0,7  16000

 895,0 квар;
2  100 16000
100
2
Р3 
в
2
2
2
Q3 
10,5 190002 2  0,7  25000

 1108,2 квар;
2  100 25000
100
Q3 
10,5 223002 2  0,7  25000

 1394,3 квар;
2  100 25000
100
2
2
Определяем расчетные нагрузки подстанций в режиме наименьших
нагрузок (рис. 6.4):
71
S p3  7,8  j1,83   0,04724  j0,4768   j2  0,59   7,85  j1,13  MBA;
S p4  10,53  j2,69   0,05772  j0,6138   j2  0,49   10,59  j2,32  MBA;
S p5  10,66  j5,06   0,06111  j0,6809   j2  0,62  2  0,33  10,72  j3,84  MBA;
S p6  13,65  j4,18   0,07195  j0,845   j2  0,33  2  0,49   13,72  j3,44  MBA;
S p7  18,2  j5,57   0,08866  j1,1082   j2  0,72  2  0,62   18,29  j4,0  MBA;
S p8  21,32  j6,65   0,1017  j1,3943   j2  0,33  21,42  j7,38  MBA.
1
н
S13
Q c13
2
Q c13
2
36
к
S13
3
7,85 + j1,13
к
н
S16
20 S16
6
Sн64
30
Q c16
2
Q c16
2
Sк64
4
10,59 + j2,32
13,72 + j3,44
а)
Рис 6.3. (а) К уточненному
расчету
в режиме наименьших нагрузок
2
Q c27
2
Q c27
2
Sн27
42
Sк27
7
Sн75
36
18,29 + j4,0
Sк75
5 Sн 20 S58к 8
58
10,72 + j3,84
21,42 + j7,38
Рис 6.2. (б) Кб)
уточненному расчету
в режиме
наименьших
Рис. 6.4. К уточненному
расчету
в режименагрузок
наименьших нагрузок
Рассчитываем потокораспределение в режиме наименьших нагрузок:
к
S13
 7,85  j1,13 MBA;
7,852  1,132
4,48  j7,67   0,023  j0,04  MBA;
110 2
н
S13
 7,85  j1,13  0,023  j0,04   j2  0,59   7,87  j0,01 MBA;
S13 
Sк64  10,59  j2,32  MBA;
S64 
10,59 2  2,32 2
3,74  j6,35   0,036  j0,062  MBA;
110 2
Sн64  10,59  j2,32   0,036  j0,062   10,63  j2,38  MBA;
к
S16
 10,63  j2,38   13,72  j3,44   24,35  j5,82  MBA;
24,352  5,82 2
2,49  j4,23  0,128  j0,219  MBA;
110 2
н
S16
 24,35  j5,82   0,128  j0,219   j2  0,33  24,48  j5,38  MBA;
S16 
72
к
S58
 21,42  j7,38  MBA;
21,42 2  7,38 2
2,49  j4,23  0,011  j0,019  MBA;
110 2
н
S58
 21,42  j7,38   0,011  j0,019   21,43  j7,40  MBA;
S58 
S к75  21,43  j7,40   10,72  j3,84   32,15  j11,24  MBA;
31,15 2  11,24 2
1,16  j7,22   0,105  j0,654  MBA;
110 2
S н75  32,15  j11,24   0,105  j0,654   32,26  j11,89  MBA;
S 75 
S к27  32,26  j11,89   18,29  j4,0   50,55  j15,89  MBA;
50,55 2  15,89 2
2,52  j8,42   0,585  j1,953 MBA;
110 2
S н27  50,55  j15,89   0,585  j1,953   j2  0,72   51,14  j16,4  MBA.
S 27 
Определяем потери
напряжения на участках сети и уровни
напряжения на стороне высшего напряжения:
U 1  U 2  1,02  U ном  1,02  110  112,2 кВ;
7,87  4,48  0,01  7,67
 0,31 кВ;
112,2
0,31
U 13 % 
100  0,28 %; U 3  112,2  0,31  111,9 кВ;
112,2
U 13 
24,48  2,49  5,38  4,23
 0,75 кВ;
112,2
0,75
U 16 % 
100  0,67 %; U 6  112,2  0,75  111,5 кВ;
112,2
10,63  3,74  2,38  6,35
U 64 
 0,49 кВ;
111,5
0,49
U 64 % 
100  0,44 %;
U 4  111,5  0,49  111,0 кВ;
111,5
51,14  2,52  16,4  8,42
U 27 
 2,38 кВ;
112,2
U 16 
73
2,38
100  2,12 %;
U 7  112,2  2,38  109,8 кВ;
112,2
32,26 1,16  11,89  7,22
U 75 
 1,12 кВ;
109,8
1,12
U 75 % 
100  1,02 %;
U 5  109,8  1,12  108,7 кВ;
109,8
21,43  2,49  7,4  4,23
U 58 
 0,78 кВ;
108,7
0,78
U 58 % 
100  0,72 %;
U 8  108,7  0,78  107,9 кВ.
108,7
U 27 % 
Напряжение на стороне низшего напряжения, приведенное к стороне
высшего напряжения:
7,85  7,95  1,13  139
 109,9 кВ;
111,9
10,59  4,38  2,32  86,7
 111,0 
 108,8 кВ;
111,0
10,72  4,38  3,84  86,7
 108,7 
 105,4 кВ;
108,7
13,72  4,38  3,44  86,7
 111,5 
 108,3 кВ;
111,5
18,29  2,54  4,0  55,9
 109,8 
 107,3 кВ;
109,8
21,42  2,54  7,38  55,9
 107,9 
 103,6 кВ.
107,9
U 3'  111,9 
U '4
U 5'
U '6
U '7
U 8'
6.9.3. Уточненный расчет послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем
режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в
ремонт (обрыва) одной цепи головного участка. При этом
потокораспределение не изменится. Изменятся только сопротивления
аварийных участков.
Определяем сопротивления головных участков в послеаварийном
режиме:
z13  0,249  j0,423   36  8,96  j15,23 Ом;
z16  0,249  j0,423   20  4,98  j8,46 Ом;
z 27  0,12  j0,401  42  5,04  j16,84 Ом;
74
U 1  U 2  1,0U ном  1,0  110  110 кВ;
U kj 
Pkjн  rkj  Q нkj  x kj
;
U1
12,13  8,96  1,07  15,23
U 13 
 1,14 кВ;
110
1,14
U 13 % 
100  1,04 %; U 3  110  1,14  108,9 кВ;
110
37,8  4,98  9,8  8,46
 2,47 кВ;
110
2,47
U 16 % 
100  2,25 %; U 6  110  2,47  107,5 кВ;
110
16,37  3,74  3,87  6,35
U 64 
 0,80 кВ;
107,5
0,80
U 64 % 
100  0,74 %; U 4  107,5  0,80  106,7 кВ;
107,5
U 16 
U 14 %  2,25  0,74  2,99 %;
94,26  5,04  37,44  16,84
U 27 
 10,1 кВ;
110
10,1
U 27 % 
100  9,18 %;
U 7  110  10,1  99,9 кВ;
110
64,26  1,16  25,32  7,22
U 75 
 2,58 кВ;
99,9
2,58
U 75 % 
100  2,58 %;
U 5  99,9  2,58  97,3 кВ;
99,9
35,69  2,49  15,68  4,23
U 58 
 1,59 кВ;
97,3
1,59
U 58 % 
100  1,63 %;
U 8  97,3  1,59  95,7 кВ;
97,3
U 28 %  9,18  2,58  1,63  13,39 %.
Напряжение на стороне низшего напряжения, приведенное к стороне
высшего напряжения:
U i'  U i 
Ppacч i  rтр  Q pacч i x тр
Ui
;
75
12,07  7,95  2,15  139
16,28  4,38  3,72  86,7
 105,3 кВ; U'4  106,7 
 103,0 кВ;
108,9
106,7
16,49  4,38  6,14  86,7
21,12  4,38  5,74  86,7
U5'  97,3 
 91,1 кВ; U'6  107,5 
 102,0 кВ;
97,3
107,5
U3'  108,9 
U'7  99,9 
28,13  2,54  6,9  55,9
 95,3 кВ;
99,9
U8'  95,7 
32,97  2,54  11,06  55,9
 88,4 кВ.
95,7
В аварийном режиме потеря напряжения находится в пределах
диапазона регулирования трансформаторов.
6.9.4. Уточненный расчет кольцевой сети
Уточненный расчет кольцевой сети рассмотрим на примере сети,
приведенной на рис 4.2б.
Определяем зарядную мощность линии:
Q c kj 1 2
 U ном  b 0  l kj ;
2
2
Q c 16 1
 110 2  2,85  10 6  20  0,34 Мвар;
2
2
Q c 64 1
 110 2  2,74  10  6  30  0,49 Мвар;
2
2
Q c 43 1
 110 2  2,74  10 6  42  0,7 Мвар;
2
2
Q c 73 1
 110 2  2,74  10 6  32  0,53 Мвар;
2
2
Q c 27 1
 110 2  2,85  10  6  42  0,72 Мвар.
2
2
20
1
Q c16
2
6
Q c16
2
30
Q c64
2
21 + j5,61
Q c64
2
3
42
4
Q c43
2
16,2 + j3,57
Q c43
2
32
42
7
Q c37
2
Q c37
2
12 + j2,4
Q c72
2
2
Q c72
2
28 + j7,47
Рис 6.5.
6.3.Ккуточненному
уточненному
расчету
кольцевой
Рис.
расчету
кольцевой
сетисети
Потери мощности в трансформаторах:
Q 3 
10,5 12238 2 2  0,7 10000

 926,3 квар;
2 100 10000
100
Q 4 
10,5 16589
2  0,7 16000

 1127 квар;
2 100 16000
100
2
P3 
60  12238 

  2 14  72,9 кВт;
2  10000 
P4 
85  16589 

  2 19  83,7 кВт;
2  16000 
2
2
76
2
2
P6 
85  21736 

  2  19  116,4 кВт;
2  16000 
P7 
120  28979 

  2  27  134,6 кВт;
2  25000 
Q6 
10,5 21736
2  0,7  16000

 1774 квар;
2  100 16000
100
2
2
Q7 
10,5 28979
2  0,7  25000

 2114 квар. .
2  100 25000
100
Расчетные нагрузки подстанций:
РР3 = (12 + j2,4 + (0,0729 + j0,9263) – j(0,7 + 0,53) = (12,07 + j2,1) МВА;
РР4 = (16,2 + j3,57) + (0,0837 + 1,127) – j(0,49 + 0,7) = (16,28 + j3,47) МВА;
РР6 = (21 + j5,61) + (0,1164 + j1,774) – j(0,34 + 0,49) = (21,12 + j6,55) МВА;
РР7 = (28 + j7,47) + (0,1346 + j2,114) – j(0,53 + 0,72) = (28,13 + j8,33) МВА.
Определяем потокораспределение:
P6  r64  r43  r37  r72   P4  r43  r37  r72 ;
P16 
P3  r37  r72   P7  r72
r16  r64  r43  r37  r72

21,12  5,85  8,19  6,24  5,04  16,28  8,19  6,24  5,04;
12,07  6,24  5,04  28,13  5,04
 40,75 мВт;
2,4  5,85  8,19  6,24  5,04
Q 6  x 64  x 43  x 37  x 72   Q 4  x 43  x 37  x 72 ;
Q16 
Q 3  x 37  x 72   Q 7  x 72
x 16  x 64  x 43  x 37  x 72

6,55  12,48  17,47  13,31  16,84  3,47  17,47  13,31  16,84;
2,1  13,31  16,84  28,13  16,84
 16,09 Мвар;
8,02  12,48  17,47  13,31  16,84
S64 = S16 – S6 = (40,75 + j16,09) – (21,12 + j6,55) = (19,63 + j9,54) МВА;
S43 = S64 – S4 = (19,63 + j9,54) – (16,28 + j3,47) = (3,35 + j6,07) МВА;
S37 = S43 – S3 = (3,35 + j6,07) – (12,07 + j2,1) = (–8,72 + j3,97) МВА;
S72 = S37 + S7 = (8,72 – j3,97) + (28,13 + j8,33) = (36,85 + j4,36) МВА.
Схема примет вид:
1
20
40,75 +
Q c16
+ j16,09
2
6
30
19,63 + j9,54
21,12 + j6,55
3
42
4
3,35 + j6,07
16,28 + j3,47
32
7
8,72 – j3,97
12,07 + j2,1
42
36,85 + j4,36
28,13 + j8,33
2
Q c72
2
Рис.
6.6.6.4.
К уточненному
расчету
кольцевой
сети
Рис
к уточненному
расчету
кольцевой
сети
«Разрезаем» схему в точке потокораздела по активной мощности. Схема
77
примет вид:
н
н
к 6 S
S16
64
20 S16
к
30 S64
4 Sн43
Sк43
42
3
1
Q c16
2
21,12 + j6,55
3
Рис 6.5. к уточненному
расчету кольцевой сети
3,35 + j6,07
16,28 + j3,47
к
37
S
32
н
37
S
7
Sк72
42
Sн72
2
8,72 – j3,97
28,13 + j8,33
Q c72
2
Рис. 6.7. К уточненному расчету кольцевой сети
Дальнейший расчет проводится, как для магистральной сети.
7. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
Основным экономически целесообразным средством регулирования
напряжения в сети являются трансформаторы с регулированием
коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН).
В этом разделе проекта должны быть выбраны рабочие ответвления
понижающих
трансформаторов,
обеспечивающие
поддержание
требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех
78
рассматриваемых режимах работы.
Напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы
обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения:
U '  U 2xx
(7.1)
U 2отв расч  i
,
U 2жел
'
где U i – напряжение на шинах НН
i-го пункта, приведенное к
стороне ВН; U2хх – напряжение холостого хода трансформатора; U2жел –
желаемое напряжение на стороне НН.
Стандартное напряжение ответвления:
nE

(7.2)
U 1отв ном  U ном 1 
,
100 

где n – номер ответвления; Е – ступень регулирования в %.
Подбирая номер ответвления n, добиваются, чтобы U1отв ≈ Uотв.
Затем определяют действительное напряжение на шинах НН:
U 2действ 
U i'  U 2xx
.
U1отв ном
(7.3)
7.1. Пример регулирования напряжения
Выполним регулирование напряжения в наиболее отдаленных от
источника питания пунктах, т. е. п. 3 и п. 8.
По формуле (7.1) для пункта 3 (режим максимальных нагрузок):
111,7  11
U 3 отв расч 
 118,1 кВ.
10,4
По формуле (7.2) вычислим стандартное ответвление:
 4  1,78 
U отв ном  1101 
  117,8 кВ.
100 

По формуле (7.3) найдём действительное напряжение на стороне
низкого напряжения:
111,7  11
U 3 действ 
 10,43 кВ.
117,8
Аналогичные расчеты проводим для режима минимальных нагрузок:
109,9  11
 116,2 кВ;
10,4
 3  1,78 
 1101 
  115,9 кВ;
100 

109,9  11

 10,43 кВ.
115,9
U 3 отв расч 
U отвном
U 3 действ
Подобные вычисления проводим для послеаварийного режима:
79
U 3 отв расч 
105,3  11
 111,4 кВ;
10,4
 1  1,78 
U отв ном  1101 
  111,9 кВ;
100 

105,3  11
U 3 действ 
 10,35 кВ.
111,9
Приложение 1
Экономические токовые интервалы для выбора сечений проводов ВЛ
европейской части страны и Дальнего Востока
ВЛ 110 кВ
80
Материал
опор
Район по
гололёду
(ПУЭ)
Нагрузка на одну цепь, А (одноцепная/двухцепная) при
сечении проводов, мм2
I
70
До 30
До 50
95
--51 – 65
II
___
--До 55
III
___
___
До 65
До 100
IV
___
___
--До 100
I
--До 35
До 90
36 – 85
___
II
___
До 60
До 60
___
III
___
--До 20
--21 – 35
IV
___
До 20
До 35
--36 – 45
Ж/б
Сталь
120
31 –
100
66 –
125
До 85
До 100
150
101 –
135
126 –
180
86 –
130
106 –
135
66 – 70
101 –
115
До
125
101 –
110
91 –
150
86 –
155
61 –
130
61 –
145
До 95
36 –
120
21 – 55
---
185
136 –
150
--131 –
135
--71 –
155
116 –
120
126 –
150
111 –
120
___
___
96 –
105
--56 –
135
46 –
145
240
151 –
285
181 –
255
136 –
285
136 –
255
156 –
285
121 –
255
151 –
285
121 –
255
151 –
285
156 –
255
131 –
285
146 –
255
106 –
285
121 –
255
136 –
285
146 –
255
Продолжение прилож. 1.
ВЛ 220 и 330 кВ
Материал
опор
Район по
гололёду
(ПУЭ)
Нагрузка на одну цепь, А (одноцепная/двухцепная), при сечении
проводов, мм2
ВЛ 220 кВ
ВЛ 330 кВ
81
I
Ж/б
II
II
IV
I
Сталь
II
III
IV
240
До
165
До
205
До
165
До
205
До
175
--До
190
До
125
До
135
До
135
До
135
До
140
До
145
До
135
До
135
До
140
300
166 –
240
206 –
220
166 –
240
206 –
220
176 –
225
До
215
191 –
280
126 –
260
136 –
240
136 –
275
136 –
225
141 –
260
146 –
190
136 –
230
136 –
190
141 –
195
400
241 –
310
221 –
285
241 –
310
221 –
285
226 –
305
216 –
285
281 –
360
261 –
280
241 –
340
276 –
305
226 –
340
261 –
305
191 –
295
231 –
315
191 –
265
196 –
325
82
500
311 –
700
286 –
480
311 –
700
286 –
480
306 –
700
286 –
480
361 –
700
281 –
480
341 –
700
306 –
480
341 –
700
306 –
480
296 –
700
316 –
480
266 –
700
326 –
480
2 × 300
До 425
2 × 400
426 –
550
2 × 500
551 –
870
До 425
426 –
550
551 –
870
До 390
391 –
555
556 –
870
До 270
271 –
600
601 –
870
До 575
__
576 –
870
До 515
516 –
545
546 –
870
206 –
465
466 –
510
511 –
870
До 380
381 –
540
541 –
870
Приложение 2
Расчетные характеристики линий 35–220 кВ со сталеалюминевыми проводами
82
Сечение
провода,
мм2
Активное
сопротивление,
Ом/км
Токовая
нагрузка, А
35/6,2
50/8,0
70/11
95/16
120/19
150/24
185/29
240/39
300/48
400/51
0,773
0,592
0,42
0,314
0,249
0,195
0,156
0,12
0,10
0,073
175
210
265
330
380
445
510
610
690
835
Индуктивное сопротивление x0 и емкостная проводимость b0 линий напряжением, кВ
35
110
150
220
x0,
b0,
x0,
b0,
x0,
b 0,
x0,
b0,
Ом/км
См/км
Ом/км
См/км
Ом/км
См/км
Ом/км
См/км
0,445
2,59·10-6
0,433
2,65·10-6
0,42
2,73·10-6
0,411
2,81·10-6
0,429
2,65·10-6
-6
0,403
2,85·10
0,423
2,69·10-6
0,439
2,61·10-6
-6
-6
0,398
2,9·10
0,416
2,74·10
0,432
2,67·10-6
-6
-6
0,784
2,96·10
0,409
2,82·10
0,421
2,71·10-6
-6
0,401
2,85·10
0,416
2,75·10-6
0,43
2,66·10-6
-6
-6
0,392
2,91·10
0,409
2,8·10
0,422
2,71·10-6
-6
-6
0,382
3,0·10
0,398
2,88·10
0,414
2,73·10-6
83
Приложение 3
Каталожные данные трансформаторов
Sном, МВА
Uном ВН, кВ
Uном НН, кВ
ΔРКЗ, кВт
ΔРХХ, кВт
UКЗ, %
iхх , %
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ
83
ТМН-6300/110
6,3
115
6,6; 11
44
11,5
10,5
0,8
ТДН-10000/110
10
115
6,6; 11
60
14
10,5
0,7
ТДН-16000/110
16
115
6,6; 11
85
19
10,5
0,7
ТРДН-25000/110
25
115
ТРДН-40000/110
40
ТРДЦН-63000/110
63
ТДЦ-80000/110
80
ТРДН-40000/220
40
230
6,6/6,6; 11/11
170
50
12
0,9
ТРДЦН-63000/220
63
230
300
82
12
0,8
ТДЦ- 80000/220
80
242
6,3/6,3;
10,5/10,5
6,3; 10,5; 13,8
320
105
11
0,6
ТДЦ-125000/220
125
242
10,5; 13,8
380
115
11
0,5
6,3/6,3;
120
27
10,5
10,5/10,5
115
6,3/6,3;
172
36
10,5
10,5/10,5
115
6,3/6,3;
260
59
10,5
10,5/10,5
115
6,3/6,3;
310
70
10,5
10,5/10,5
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ
84
0,7
0,7
0,65
0,6
Приложение 4
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы
Sном,
КВА
Uном В,
кВ
Uном С,
кВ
Uном Н,
кВ
Uкз ВС,
%
Uкз ВН,
%
Uкз СН,
%
ΔРКЗ,
кВт
ΔРХХ,
кВт
iхх ,
%
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ
84
ТМТН6300/110
ТМТН10000/110
ТМТН16000/110
ТМТН25000/110
ТМТН40000/110
ТМТН63000/110
ТДЦТН80000/110
6300
115
38,5
11
10,5
17
6
60
14
1,2
10000
115
38,5
11
10,5
17
6
80
19
1,1
16000
115
38,5
11
10,5
17
6
105
26
1,05
25000
115
38,5
11
10,5
17
6
145
36
1,0
40000
115
38,5
11
10,5
17
6
200
63
0,8
63000
115
38,5
11
10,5
17
6
310
70
0,85
80000
115
38,5
11
10,5
17
6
390
82
0,8
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ
ТМТН25000/220
ТМТН40000/220
25000
230
38,5
11
12,5
20
6,5
135
50
1,2
40000
230
38,5
11
12,5
20
6,5
220
55
1,1
85
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии: учеб.
пособие / А. А. Герасименко. – Ростов н/Д: Феникс; Красноярск: Издательские проекты,
2006. – 720 с.
2.
Лыкин, А. В. Электрические системы и сети: учеб. пособие / А. В. Лыкин. –
Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – 248 с.
3. Проектирование схем электроустановок: учеб. пособие / Ю. Н. Балаков [и др.]. –
М.: Издат. дом МЭИ, 2006. – 288 с.
4. Двоскин, Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств / Л. И.
Двоскин. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 220 с.
5. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических
специальностей вузов / Под ред. В. М. Блок. – М.: Высшая школа, 1990. – 388 с.
6. Хусаинов, И. М. Примеры расчетов электрических сетей: учеб. пособие для
студентов специальности 100400 и направления 551700 / И. М. Хусаинов. – Саратов: СТУ,
1998. – 94 с.
7. Идельчик, В. И. Электрические системы и сети / В. И. Идельчик. – М.:
Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.
8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С.
Рокотяна и М. М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 349 с.
9. Крючков, И. П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования / И. П. Крючков, Б. П. Неклепаев. –
М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
10. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Т. 1. Электроснабжение / Под общ. ред. А. А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 586 с.
11. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных
проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. – М.: Информэлектро,
1994.
12. Файбисович, Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей / Д. Л.
Файбисович. – М.: ЭНАС, 2007. – 352 с.
86
СОДЕРЖАНИЕ
Список аббревиатур...........................................................................
Введение..............................................................................................
1. Задание на курсовой проект..........................................................
2. Баланс активной и реактивной мощности в проектируемой
сети......................................................................................................
2.1. Задачи раздела.......................................................................
2.2. Обеспечение потребителей активной и реактивной
мощностью.................................................................................................
2.3. Баланс реактивной мощности в проектируемой сети.........
2.4. Пример составления баланса мощности..............................
3. Выбор оптимального варианта схемы сети................................
3.1. Порядок составления вариантов...........................................
3.2. Электрические схемы подстанций........................................
3.3. Выбор наиболее конкурентоспособных вариантов.............
3.4. Пример составления вариантов схемы сети.........................
4. Предварительный расчет отобранных вариантов........................
4.1. Расчет потокораспределения.................................................
4.2. Выбор номинального напряжения........................................
4.3. Выбор сечений проводников.................................................
4.3.1. Метод экономических интервалов тока....................
4.3.2. Проверка выбранного сечения но техническим
ограничениям..........................................................................................
4.4. Определение параметров проектируемой сети....................
4.5. Приближенный расчет параметров режима.........................
4.6. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей....
4.7. Примеры предварительного расчета некоторых параметров сети
и ее электрического режима...............................................
4.7.1. Кольцевая сеть..............................................................
4.7.2. Радиально-магистральная сеть...................................
3
4
5
8
8
8
9
11
13
13
15
18
19
29
29
30
31
32
33
34
35
36
37
37
42
4.7.3. Кольцевая сеть с ТЭЦ внутри кольца.........................
46
4.7.4. Кольцевая сеть с ТЭЦ в конце кольца........................
47
5. Экономическое обоснование проекта...........................................
5.1. Теоретические положения.....................................................
5.2. Критерии оценки экономической эффективности
87
48
48
вариантов.........................................................................................................
5.3. Пример оценки экономической эффективности
вариантов........................................................................................................
5.4. Метод приведенных затрат....................................................
5.5. Пример оценки экономической эффективности вариантов по
приведенным затратам...........................................................
6. Уточненный расчет отобранного варианта..................................
6.1. Определение расчетных нагрузок подстанций...................
6.2. Расчет нормального режима.................................................
6.3. Особенности расчета режима кольцевой сети.....................
49
51
56
57
58
58
59
60
6.4. Особенности расчета нормального режима наименьших
нагрузок...............................................................................................
6.5. Особенности расчета послеаварийного режима................
6.6. Проверка достаточности диапазона регулирования устройств
РПН.........................................................................................
6.7. Уточнение количества компенсирующих устройств..........
6.8. Определение себестоимости передачи электроэнергии....
6.9. Пример уточненного расчета режимов сети.......................
6.9.1. Режим наибольших нагрузок......................................
6.9.2. Режим наименьших нагрузок......................................
6.9.3. Уточненный расчет послеаварийного режима..........
6.9.4. Уточненный расчет кольцевой сети...........................
7. Регулирование напряжения сети..................................................
7.1. Пример регулирования напряжения..........................................
Приложение 1.....................................................................................
Приложение 2....................................................................................
Приложение 3....................................................................................
Приложение 4.....................................................................................
Список использованной литературы................................................
88
61
62
62
63
64
64
65
70
73
75
78
78
80
82
83
84
85
Константин Николаевич Бахтиаров
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА
Учебное пособие к выполнению курсового проекта
Редактор Пчелинцева М. А.
Компьютерная верстка Сарафановой Н. М.
Темплан 2010 г., поз. № 42К.
Подписано в печать 18. 02. 2010 г. Формат 60×84 1/16.
Бумага листовая. Печать офсетная.
Усл. печ. л. 5,63. Усл. авт. л. 5,44.
Тираж 100 экз. Заказ №
Волгоградский государственный технический университет
400131, г. Волгоград, пр. Ленина, 28, корп. 1.
Отпечатано в КТИ
403874, г. Камышин, ул. Ленина, 5, каб. 4.5
89