Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

Общая длина линий данного  варианта в одноцепном исчислении получается равной:

         ;            км;

N _Σ1 = 20 шт;             L₁ =416 + 20∙4 = 496 км.

Рисунок 2 - Радиально - магистральная   сеть. Вариант 1.

Принято,   что   стоимость   сооружения   одного   километра   двухцепной   линии   в   полтора   раза   выше,   чем   одноцепной.   Необходимое   количество   выключателей   складывается   из   выключателей   на   подстанции   энергосистемы и ТЭЦ(9шт.)  – по   одному   выключателю   на   каждый   отходящий   фидер и выключателей на подстанциях потребителей.  

       Во   втором   варианте (рис.3)  радиально – магистральной   схемы   сокращается   протяженность  ВЛ.

  км;

N _Σ2 = 20  шт;             L₂ = 472км.

Рисунок 3 - Радиально – магистральная   сеть. Вариант   2.

Вариант  3 (рис. 4)  усовершенствование  радиально – магистральных  вариантов  1  и  2.  Несмотря на то, что в этом варианте не удается использовать всю мощность ТЭЦ, он является лучшим для радиально-магистрального исполнения сети, т.к. дает позволяет существенно сократить длину ЛЭП. 

  км;              N _Σ3 = 20 шт;             L₃ = 412 км.

Рисунок 4 - Радиально-магистральная сеть.  Вариант   3.

Вариант  4 (рис.5) - однокольцевая  схема:  в  кольцо  объединяются   ТЭЦ и расположенные рядом с ней потребители для обеспечения наиболее высокой надежности энергосистемы, а также для наиболее плавных графиков нагрузки сети. Максимально используется мощность ТЭЦ, ВЛ  в кольце в одноцепном  исполнении.  

  км;               N _Σ4= 19 шт;         L₄= 498км.

Рисунок5 - Однокольцевая   сеть.  Вариант   4.

         Вариант  5 (рис. 6) – попытка избавиться от двухцепных ВЛ, путем создания кольца РПП1-ПС5-ПС6-ПС4-РПП1. Дает небольшой выигрыш в длине линий по сравнению с вариантом 4.

  км;               N _Σ5= 19 шт;         L₅= 474 км.

Рисунок 6 - Кольцевая   сеть.  Вариант   5

Анализируя первые два  варианта кольцевых сетей, приходим к выводу, что наиболее удачным  будет объединить в кольцо ПС1, ПС2 и ТЭЦ. В этом случае максимально сократится протяженность линий, а количество выключателей останется прежним (по сравнению с вариантом 5).

  км;               N _Σ6= 20 шт;         L₆= 428 км.

 

Рисунок 7 - Кольцевая сеть. Вариант 6.

Рисунок 8 -  Комбинированная   сеть.   Вариант   7.

 

Вариант  7  (рис. 8) .      Комбинированная сеть – часть потребителей  объединяется  в кольцо,  остальные соединены радиально-магистральным способом. Попытка в очередной раз полностью использовать мощность ТЭЦ. Один из худших вариантов. 

        км;         N _Σ7= 20 шт;                L₇ = 512 км.   

 

Рисунок 9 -  Комбинированная   сеть.   Вариант   8.

Вариант  8  (рис. 9)   Усовершенствование предыдущего варианта – замена линии ПС3 - ТЭЦ, объединяющей кольцо с радиально – магистральным участком, на более короткую ПС5 – ПС1.     

  км;         N _Σ8= 20 шт;                L₈ = 482км.

 

Рисунок  10 - Комбинированная   сеть.   Вариант   9.

Вариант  9  (рис. 10) . Оптимальный вариант комбинированной сети. ПС1 и ПС2 объединены с источником питания радиально-магистральными линиями, т.к. длина ВЛ в этом случае сокращается, а количество выключателей не меняется.

  км;         N _Σ9= 20 шт;                L₉ = 452 км.   

 Таким образом, из   всех   вариантов   выбираются   на   проверку    вариант  3, 6 и 9.  Они   относятся   к   разным  типам   конфигурации  и имеют   наименьшую   длину   в   своём   виде.

 

 

 

4. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ   РАСЧЁТ   ВЫБРАННЫХ   ВАРИАНТОВ

Предварительный  расчёт   необходим  для  технико - экономического сравнения отобранных  вариантов и выбора  лучшего из  них. 

Предварительный  расчёт  потокораспределения  производится для режима  наибольших нагрузок  наиболее  удалённых  потребителей. Так как расчёт   приближенный,  то  потерями  мощности  пренебрегают.

4.1  Предварительный   расчёт   радиально – магистральной   схемы Вариант 3

           Потокораспределение:

Поток  мощности  на  участке  ТЭЦ - 1  равен  мощности  ПС1:

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  ТЭЦ – 2  равен   мощности ПС2:                               

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  РПП - 5  равен   мощности ПС5:                               

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  6-3  равен   мощности ПС3:

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  4-6  определяется   суммированием   двух   потоков,   вытекающих   из   узла  6:                               

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  РПП - 4  определяется   суммированием   двух   потоков,   вытекающих   из   узла  4:                               

 МВ∙А.

С  помощью формулы  Илларионова, определяется целесообразное   номинальное   напряжение   на   участках:

;  

          кВ.

Принимается  ближайшее  стандартное  значение  110 кВ.

Номинальные напряжения остальных  участков цепи рассчитываются аналогично. Результаты расчетов занесем в таблицу.

Рисунок   11 - Расчётная   схема   варианта  3

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 - Выбор напряжений  для варианта  3.

Участок	L, км	P, МВт	Q, Мвар	S, МВ·А	U', кВ	Uном, кВ
РПП-5	60	17,1	6	18,1	57,6	110
РПП - 4	60	64,6	21,7	68,15	108	110
4 - 6	40	38,6	13,8	41	84	110
6 - 3	20	17,7	6	18,7	77,6	110
ТЭЦ - 1	30	7,3	2	7,57	37,75	35
ТЭЦ - 2	18	13,7	5,6	14,8	50,46	110

 

Выбор  сечений   проводов   линий

 В  качестве основного   метода  используется   метод   экономических  интервалов.  Считается,   что  по   климатическим условиям   район     сооружения сети  соответствует III району по гололеду, и будут использоваться   одноцепные       ВЛ   на  железобетонных  опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл.4.2. Они взяты из [3, табл. 6.99 и 6.100] с учетом коэффициента удорожания (здесь принято kуд =50) и из [5, табл.П.1].

 

Как следует из таблицы, стоимость  сооружения линий с проводами  марок АС-70/11 и АС-95/16 одноцепной и двух цепной ВЛ 110 кВ выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70 мм2 и 95 мм2 экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

Определяем наибольшее значение параметра  по формуле

, приняв 

Определяем граничный  ток для одной из пар сечений, скажем, для  и для одноцепной линии 110 кВ.

Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично. Результаты заносим в  табл.3.

Таблица 3.

Пары сечений	120/150	150/185	185/240	150/240	120/240
Одноцепная 110кВ	119,7	425,5	560,2	-	-
Двухцепная 110 кВ	507,7	650	581,4	612,8	564,5
Двухцепная 35 кВ	267,601	-	-	-	-

 

 

   Рисунок 12 - Номограммы  экономических  интервалов 110кВ.

Рисунок 13 - Номограммы экономических интервалов 35кВ.

Теперь по построенным  номограммам выберем сечения. Для этого   находится   значение   параметра      и   величина   тока   в   каждой   цепи   в   часы   наибольших   нагрузок.

, (кВт/руб)^1/2  -  аргумент, зависящий от параметров, входящих   в   подкоренное выражение.

Для  заданного значения числа часов использования максимума   Т_м=4700ч τ рассчитываем по формуле  

В  качестве приемлемого  срока окупаемости принимается  года. Соответствующая  этому  сроку  окупаемости эффективность  капиталовложений  составит: .

Стоимость   потерь   электроэнергии  принимается  1,1 руб./кВт∙ч.  Норма отчислений на амортизацию и обслуживание  принимается .

                    Тогда,  (кВт/руб.)^1/2.

Наибольший   ток   в  одной   цепи   линий  РПП-5:       ;

           А.

По  номограмме  для  одноцепной  линии 110 кВ  на  рис. 4.2  определяется,   что    при     ток 47,5 А  попадает в экономический   интервал   сечения    120 мм².    Следовательно,    для    этой    линии    выбирается    провод    марки   АС-120/19.

В послеаварийном режиме, после  обрыва одной из цепей линии, ток  в оставшейся цепи увеличится вдвое  и станет равным , для выбранного сечения допустимый ток равен [6], следовательно выбранное сечение проходит по техническим ограничениям. Коронный разряд так же не возникнет, т.к. .

                Параметры  линий   и   их   режимы

Активные (R) и реактивные (X) сопротивления линий определяются по формулам:   ,   Ом;      ,  Ом;

где,    и - длина   участка   в   км  и   количество   цепей;

, - погонные   активное   и   реактивное   сопротивления,   Ом/км;

Для  провода  АС-120/19   110  кВ  Ом/км,     Ом/км.

 Ом;              Ом.

    Потери   мощности     по   участкам:        ,  

      где,  , МВт -  приближенное  значение  потока  мощности  на   участке;

, Ом – активное   сопротивление   участка. 

 МВт.                

Потери  напряжения  в нормальном  режиме:   , кВ; 

где, и - активная  и реактивная  составляющие  потока  мощности  на  участке.

кВ  или .

 или 3,34%

Таблица 4 -  Выбранные сечения провода и некоторые параметры радиально – магистральной   сети

Участок	S, МВ·А	I, А	F,мм2	R, Ом	X, Ом	ΔP, МВт	ΔU, %
РПП - 5	18,1	47,5	120/19	7,47	12,42	0,202	1,67
РПП - 4	68,15	179,77	240/32	3,6	11,16	1,382	3,923
4 - 6	41	107,6	240/32	2,4	7,44	0,333	1,614
6 - 3	18,7	98,15	120/19	4,98	8,28	0,144	1,13
ТЭЦ - 1	7,56	62,428	120/19	3,735	6,21	0,175	3,24
ТЭЦ - 2	14,8	38.84	120/19	2,24	7,452	0,04	0,6