Ежков В.В., Зарудский Г.К., Зуев Э.Н. и др. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях

Подождите немного. Документ загружается.

невозможно без применения математического аппарата, позволя-

ющего отыскивать в общем случае минимум функщш многих

переменных при наличии всевозможных технических ограничений

и с учетом динамики роста нагрузок. В настоящее время для

решения такого рода задач используются два класса математи-

ческих моделей [10.5]:

—

оптимизационные,

с помощью которых производится по-

строение вариантов развития сети и отбор тех из них, которые

близки к варианту с минимальными затратами;

—

оценочные,

т. е. предназначенные для технико-экономичес-

кой оценки вариантов, предложенных проектировщиком.

Такая оценка выполняется с учетом показателей, перечислен-

ных во введении к данной главе. При этом сравниваемые вариан-

ты должны быть приведены к одинаковому энергетическому

эффекту, т. е. обеспечивать один и тот же отпуск электроэнергии

потребителям. Вторым условием является обеспечение требуе-

мой надежности электроснабжения потребителей в соответствии

с их делением на категории, установленные в ПУЭ. Сравнива-

емые варианты в общем случае могут отличаться не только по

конфигурации схемы, но и по числу ступеней напряжений участ-

ков сети, числу цепей и маркам проводов ВЛ (или кабелей),

суммарной установленной мощности трансформаторного обору-

дования, схемам распределительных устройств различных под-

станции, количеству и мощности компенсирующих устройств

и т. п.

В настоящем параграфе на двух достаточно простых при-

мерах иллюстрируется методика оценки технико-экономических

показателей и сопоставления вариантов по критерию минимума

приведенных затрат при проектировании электрических сетей

районного значения, т. е. класса 35—^220 кВ. При этом не

затрагиваются вопросы усиления и реконструкции существующей

питающей сети при подключении к ней новых узлов нагрузки,

как это делается при реальном проектировании, т. е. пред-

полагается, что пропускная способность существующей сети

заведомо достаточна для обеспечения потребностей новых эле-

ктросетевьи объектов.

Задача 10,7. Электроснабжение нового пункта потребления

А с максимальной нагрузкой на шинах 10 кВ понижающей под-

станции на пятый год эксплуатации РША^Ю МВт при

cos

^4=0,93 (tg^»A=0,4) предполагается осуществить от подстан-

ции С энергосистемы Средней Волги, имеющей шины ПО кВ

и расположенной на расстоянии

ic-A

км. Трасса линии С—А

прокладывается в П1 районе по гололеду в болотистой мест-

ности.

Потребители подстанции А относятся к II и Ш категориям.

Состав потребителей характеризуется следующим соотношением

290

к.

(%): промышленность — 10, быт и сфера обслуживания — 25,

сельское хозяйство — 55, транспорт и строительство — 10. Гра-

фик нагрузки подстанции А характеризуется числом часов ис-

пользования максимума r,^ =

3500

ч/год и коэффициентом ^ = 1.

На подстанции А предполагается установка двух трансформа-

торов.

Выбрать номинальное напряжение и схему электроснабжения

потребителей пункта А, считая, что:

— аварийное отключение одного из двух параллельно вклю-

ченных элементов и нахождение другого в плановом ремонте

являются несовместимымы событиями;

— вероятностью одновременного отказа двух параллельно

включенных трансформаторов можно пренебречь;

— возможность выполнения плановых ремонтов воздушных

линий без снятия напряжения отсутствует.

Решение. В соответствии с условиями задачи при отсутствии

в пункте А потребителей I категории могут быть намечены два

варианта схемы электроснабжения;

вариант 1 — питание по одноцепной ВЛ (нерезервированная

схема);

вариант 2 — питание по двухцепной ВЛ (резервированная

схема).

Примем, что в обоих вариантах ВЛ сооружаются на метал-

лических опорах, причем во втором варианте используются двух-

цепные опоры типа «бочка».

На первом этапе необходимо определить технические харак-

теристики предложенных вариантов. К их числу относятся номи-

нальное напряжение ВЛ, марки проводов и номинальные мощ-

ности трансформаторов.

Чтобы наметить номинальные напряжения, используем об-

ласти экономически целесообразного применения разных

и„ам [10.1]. Их использование требует определения местоположе-

ния точки с координатами /,-, Р,- по отношению к границам

указанных областей, причем под Pi понимают максимальную

мощность, передаваемую по одной цепи в нормальном режиме

работы i-й линии.

Так, принимая, что потери активной мощности в трансфор-

маторах ПС А пренебрежимо малы по сравнению с ее нагрузкой,

для первого варианта получим

10 МВт и

км.

На рис. 10.8, воспроюводящем границу областей применения

напряжений 35 и ПО кВ (рис. 4.1 в [10.1]), точка My с коор-

динатами Ру располагается выше этой границы (хотя и незна-

чительно), что свцдетельствует о необходимости принять к рас-

смо1рстшо для первого варианта напряжение (/„,] =

ПО

кВ. Это

291

МВт

Облт

7ть ПО

Об ласть

35x6

М,

10 20

to I,км

Рис. 10.8. Граница областей экономически це-

лесообразного применения В Л 35 и 110 кВ

позволяет питать ПС

А непочзедственно от

шин 110 кВ ПС С по од-

ноцепной ВЛ с установ-

кой двух трансформато-

ров 110/10 кВ на ПС

А (рис. 10.9, а)

Во втором варианте

по одной цепи ВЛ

передается мощность

^'2«^тиА/2=5 МВт и

точка Л/г с координата-

ми Pj и /2 = /I =

км

располагается ниже гра-

ницы рассматриваемых

областей, что свидетель-

ствует о необходимости

принять 1/ном2 =

КВ

и установить на ПС А

трансформаторы 35/10

кВ. Однако на ПС С отсутствуют шины с таким номинальным

напряжением, поэтому требуется дополнительно установить

здесь два трехобмоточных трансформатора 110/35/10 кВ (рис.

10.9, б).

Определим теперь номинальные мощности трансформаторов

Sjiou на подстанциях, исходя из условия

(10.22)

где

5'В,„

РШ«/со8^!)

— максимальная полная мощность нагрузки

подстанции; К„ — коэффициент допустимой аварийной пере-

грузки при выходе из строя одного трансформатора;

Пу

— число

трансформаторов.

При РтиА-10 МВт реактивная нагрузка ПС А

em«A = Pm«Atg9>A=10

0,4

= 4 Мвар,

а максимальная полная мощность нагрузки

5'ш„а=Рп«А/СО8

^Рд

10/0,93

10,75

МБ

•

А.

В соответствии с утвержденными в 1988 г. «Нормативами

выбора мощности силовых трансформаторов» ПО—^220 кВ при

1/ши<150 кВ и MB -А для региона Средней Волги

принято 1,8. Во втором варианте для ПС А при С/иом2=35

кВ необходимо использовать значение А:„2=1.4 [10.1]. При этом

в соответствии с (10.22) для варианта 1

«гш-асо^^-^А/А»! (ПГ- 1)=

10,75/1,8

(2-1)«6.0 MB

•

А,

292

ПС с

•

//О/

Л1

IWhB

ОДГ

Т1

/7С/1

А2

SmaxA

Рис. 10.9. Принципиальные схемы вариантов схемы элект-

роснабжения п>'нкта А :

а — вариант 1; б

—

вариант 2

Т. е. должны быть выбраны транформаторы типа ТМН-6300/110;

для варианта 2

= 10,75/1,4(2-1)«7,7 MB

А,

т. е. должны быть выбраны трансформаторы типа

ТМН-10000/35.

Минимально необходимая мощность трехобмоточных транс-

форматоров, устанавливаемых на подстанции системы во втором

варианте, определяем по (10.22) при условии отсутствия нагрузки

на выводах обмоток 10 кВ. При этом нагрузка их обмоток

среднего и высшего напряжения отличается от

SmMxA =

PmaA+jQmMA.

На веЛИЧИНу ПОТврЬ МОЩНОСТИ В Трансфор-

маторах ПС А (Л5ТА) И В двухцепной В Л 35 кВ (ASл)- Зарядовой

мощностью ЕЛ 35 кВ обычно пренебрегают. Если пренебречь

потерями активной мощности, то значение А^ТА может быть

пртближенно оценено потерями реактивной мощности в размере

10% от мощности нагрузки [10.Q, т. е.

Д^тА«УДетА«У0,1 5^А=У0,1.10,75 «у

1,1

Мвар.

При этом приведенная к шинам 35 кВ нагрузка ПС А

.^ЦР» А=^А+А^ТА «

Рш»А

+j GB« А AGTA = Ю 5,1 МБ - А.

Поскольку марка проводов ВЛ 35 кВ пока еще не выбрана,

приходится выполнить ориентировочную оценку величины

А5л=АРл+уДСл» используя усредненные значения погонных со-

противлений. Для применяемого на ВЛ 35 кВ диапазона сечений

70—150 мм' в качестве таких значений могут быть приняты

>"041=0,3 Ом/км и xbqi=0,42 Ом/км, что примерно соответствует

293

параметрам линии с проводами марки АС 95/16 (см. табл. 7.5

в [10.1]). При этом

"п и'

1 10^+5,1*

(0,3

+;0,42). 50 =

0,77

1,08

•

А.

С учетом полученных результатов нагрузка трехобмоточных

трансформаторов на ПС С составит

^ш«с=^пр»А +

А^л

10 5,1

+0,77+71,08 = 10,77+у 6,18

- А,

чему соответствует модуль полной мощности

5^c=V^Lcc+GLxc=\/lO,7746,18^ = 12,42 MB-А.

Теперь появилась возможность оценить требуемую мощность

этих трансформаторов с учетом того, что при (/«.N=110 кВ

коэффициент аварийной перегрузки равен 1,8:

5тио«с > S^cKK^xinr-1)] = 12,42/

[1,8

(2-1)] = 6,9

MB -

А,

т. е. должны быть установлены два трехобмоточных трансфор-

матора типа ТДТН-10000/110.

Параметры выбранных трансформаторов представлены

в табл. 10.9 в соответствии с [10.1], причем для трехобмоточного

трансформатора указаны суммарные сопротивления лучей, соот-

ветствующих выводам обмоток ВЫ и СН.

Таблица 10.9.

Техшпескяе харакгерястшсм

трансформаторного оборудоваям подставцвй

Обозначение

Тип

^TBoto

Дбх.

ва

ряс.

10.9 МВ-А кВт

квар

Ом Ом

Т1 ТМН-6300/110 6.3

11,5 50,4 14.7 220,4

Т2 ТМН-10000/35 10,0

14,5 80,0 0.88 10.1

ТЗ

ТДТН-10000/110 10.0

17,0 110,0 10.0

142.2

Теперь перейдем к выбору сечений проводов ВЛ, используя

значения граничных токов, приведенные в [ЮЛ]. Так как эти

значения определены для некоторых средних условий, то отличие

заданных условий от средних учитывается при определении рас-

четного тока введением дополнительного коэффициента а^:

(10.20а)

где Oj принимаем по данным табл. 4.9 в [10.1] в соответствии

с заданными значениями Где и к^. Для рассматриваемых нами

294

условий при Гяб=3500 ч/год и коэффициент а^ составляет

0,8. В соответствии с рекомендациями [10.1] для обоих вариантов

примем ai=l,05 (см. задачу 10.6). С учетом выражений (10.20)

и (10.20а) имеем

= 1,05.0,8.10000/(0.110.0,93) «

47,4

А,

/р.о,2= 1,05• 0,8.10000/(20.35• 0,93)=74,5 А.

В соответствии с табл. 7.8 в

[10.1]

для ВЛ 110 кВ, сооружаемой

на одноцепных металлических опорах в III районе по гололеду

в ОЭС Средней Волги, приходится выбрать сечение 95 мм%

у которого верхней границе экономического интервала (/95/120)

соответствует ток 85 A>/p„,, так как сечение 70 мм^ экономи-

ческого интервала не имеет. Таким образом, в первом варианте

линия должна сооружаться с проводом марки АС 95/16.

Для ВЛ 35 кВ, сооружаемой на двухцепных металлических

опорах в тех же условиях, в соответствии с данными [10.1] имеем

/70/95= 55 А</р.„2</95/,20= 100 А,

т. е. для второго варианта требуется выбрать провод той же

марки (АС95/16). Параметры ВЛ длиной

/С_А

км представ-

лены в табл. 10.10 (см. табл. 7.5 в [10.1]).

Таблица 10.10. Техияческне характернстнкн ВЛ с проводами АС 95/16

Обоэваченве

Яц,

'о.

Qco. 'Л. *л.

есл/2.

на

рве.

10.9

кВ Ом/км

Ом/жм

Мвар/км Ом

Ом Мвар

Л1

ПО

0,306

0,434 0,035 15,3

21,7

0,875

Л2

0,306

0,421

—

7,65

10,5

—

Для проведения технико-экономического сопоставления вари-

антов необходимо еще осуществить выбор схем электрических

соединений на подстанциях. Тупиковые подстанции 35—110 кВ

обычно выполняются с упрощенными схемами РУ ВН, т. е. без

выключателей на стороне ВН. В цепи трансформатора при этом

устанавливается комплект коммутационных аппаратов, состоя-

щий из разъединителя, отделителя и короткозамыкателя. В схе-

мах ПС А на рис. 10.9 такой комплект условно показан символом

отделителя (ОД). При этом в первом варианте используются два

таких комплекта на напряжение 110 кВ стоимостью 12,7 тыс. руб.

каждый (^гу(А). 1=25,4 тыс. руб.), а во втором варианте на напря-

жение 35 jdB они дополнены неавтоматической перемычкой. При

этом общая стоимость РУ ВН на ПС А составляет Ару(А),2=13

тыс. руб. [10.1].

Во втором варианте (рис. 10.9, 6) необходимо также учесть

установку трех ячеек масляных выключателей 35 кВ стоимостью

295

9 тью. руб. каждая РУ^-Х ^ также дополни-

тельную (по сравнению с первым вариантом) ячейку с масля-

ным выключателем 110 кВ стоимостью A^BH(Q2=35 ТЫС. руб.

[10.1].

Рассматриваемые варианты отличаются также по величине

постоянной части затрат по подстанциям. В первом варианте

этот показатель для ПС А 110/10 кВ без выключателей на сторо-

не ВН составляет А|,асг(А).

= ^30 тыс. руб., а во втором варианте

''^(А).2=б0 тыс. руб. (см. табл. 9.3S в [10.1]). При установке на

ПС С трехобмоточных трансформаторов, сооружении РУ 35 кВ

и при схеме со сборными шинами на стороне 110 кВ постоянная

часть затрат увеличивается на A^^(q,2= 320 - 290 =

тыс. руб.,

что также должно быть учтено при определении суммарных

капиталовложений по подстанциям во втором варианте.

Сводка основных технико-экономических показателей вари-

антов сети представлена в табл. 10.11. В соответствии с данными

этой таблицы капиталовложения на сооружение сети по ва-

{жанту 1

А:х:,=Апса,1+Л:л, =253,4 +955,0= 1208,4 тыс. руб.;

по варианту 2

А:г2=Апс1.2+А:л2 = 382,6+1210,0= 1592,6 тыс. руб.

Годовые изд^ююш эксплуатации сети определяются в соот-

ветствии с нормами отчислении на амортизацию и обслуживание

для подстанций впс и линий ад и составляют (см. табл. 10.11):

по варианту 1

Их:,

= Ипс1+Ил,=ОпсА:псА.1+влЛ:л1=23,82+ 26,74=

=50,56 тыс. руб./год;

по варианту 2

Их:2=Ипс2+Ил2=впс АПС1.2+а„ Kja=3S,96+33,88=

=69,84 тыс. руб/год.

Для определения затрат на возмещение потерь мощности

и электроэнергии необходимо предварительно выполнить при-

ближенный расчет потокораспределения в схемах замещения,

представленных на рис. 10.10, в предположении, что нагояжения

во всех узлах схемы равны номинальному и нагрузка ПС А мак-

симальна (i^muA)- На схемах обозначены потоки мощности в вет-

вях и даны значения сопротивлений ветвей, зарядной мощности

ВЛ (варвант 1) и суммарных потерь холостого хода в трансфор-

маторах. Результаты расчетов представлены в табл. 10.12.

296

Таблица 10.11. Каштловдоввонш на сооружме* сеп

• годовые вадержкя эксвлуатацн

Обоэ-

Еди-

Рас-

Колв- . Общая

Коэффи-

Издерж-

О&мхга схемы

ваче-

вица

чет-

чест-

стомость.

циент

ки

эссо-

вн>

юме-

ная

во

тыс.

руб.

аморти-

JQ^tnUQlB,

ва

рениа стон-

зацив от-

ТЫС.ру<5/

рис. мооъ.

числений,

год

10.9 тыс.

1/год

руб.

Вараажт 1

Подсгашр! А:

трансформатор

ТМН-бЗОО/110 Т1

шт.

49,0

98,0

блок с отделителем

110 кВ

ОД1

шт.

12,7

25,4

постоянная часть

— — —

—

130,0

Итого по ПС А

253,4 0,094

23,82

ВЛ 110 на однсщепных

металлических опорах с

1фоводами AC9S/16

Л1

км

19.1

955,0 0,028

26,74

Итого по варианту 1

1208,4

50,56

Варнаят 2

Подсган«и А:

трансформатор

ТМН-10000/35

Т2 шт.

41.8

2 83,6

два блока с отдели-

телем 3S кВ с неав-

томатической пере-

мычкой ОД2 РУ

13,0 1 13,0

постоянная часть — — — —

60,0

Итого

ЕЮ

ПС А

156,0

Псдсгаицн С:

травсформатсф

ТДТН-10000/110

тз

шт.

67,0

134,0

ячейка с масляным

шключателем 110 кВ В1

шт.

35,0

ячейка с масляным

выключателем 3S кВ

В2 шт.

9,0 3

27,0

АЛ:„осг

— —

—

30,0

Итого по ПС С

266,0

Итого по ПС А я С

382,6

0,094 35.96

ВЛ 35 на двухцев-

шл мегалличеспп опо-

рах с цроводами AC9S/16

Л2 км

24Д

1210,0 0,028

33^8

Итого по варианту 2

1592,6

69,84

297

•'л i/]r

S"n

ill

15,d*j21.7

^max A

Jkfll

'=0,875

Mem

7,35*jV0,2

/л2

^maxA

iM='5*j71,l

0,W*J5,05

.ASyjy0,029+j0,J6

Рис. 10.10. Схемы замещения сети:

—

вариант

1; б — вариант 2

В соответствии с данными табл. 10.12 максимальные суммар-

ные потери активной мощности, зависящие от нагрузки (APi),

т. е. потери в обмотках трансформаторов и потери на нагрев

проводов ВЛ, составляют:

в варианте 1

АРа=ЛР'т,+ЛРл,=222,5 кВт;

в варианте 2

ЛРц=ДРп+ЛР'л2+АР'т, = 871,3 кВт.

Потери активной мощности, не зависящие от нагрузки, т. е.

потери в стали трансформаторов,

в варианте 1

в варианте 2

ДР;',=АР,т,=23 кВт;

AP'i2=AP.t2+AP,t3=63 кВт.

Для определения потерь электроэнергии, зависящих от на-

грузки, определим время максимальных потерь мощности по

выражению (10.3). При задание»! значении Г^Б^ЗЗОО Ч/ГОД

г=(0,124-Ь3500

•

10" Y. 8760=

1968

ч/год.

298

Таблица 10.12. Результаты расчета потокорасоределеяия

по вариантам при •^шил^^Ю+уЧ MB-А

Параметры

Значения мощностей по вариантам, MB-А

режима

ИПОкВ)

2(35 кВ)

Потери мощности в сопротивлении

трансформаторов ПС А

A^TA^A/'TA+yAexA

0,07051,0560 0,0417+у0,4782

Мощность в начале ветви с Zta

Мощность в конце ветви с Z^

10,0705+75,0560 10,0417+74,4782

10,0935+У4,2818 10,0707+74,6382

Пот№и мощности в сопротивлении

линии С—А

А5Л=АРЛ+;АСЛ

0,1520+^0,2156 0,7677+71,0537

Мощность в начале ветви с Zji

10,2455 +74,4974 10,8384+75.6919

Потери мощности в сопротивлении

травсформатров ПС С

А^тз=А''тз+7Аетз

0,0619 +70,8806

Мощность, поступающая в сеть от

системы.

10,2455+;3,6224

10,9343

+76,7925

Коэффициент мощности

0,9428 0,8494

Суммарные потери активной мощ-

ности

^Z^Pe-PmuiK

0,2455

0,9343

в том числе:

по'^и в сопротивлениях ветъей

поти в стали трансформаторов

0,7??5

0,0230

0,8713

0,0630

Так как коэффициент попадания илаксимума нагрузки ПС

А в макошум нагрузки системы задан равным единице 1),

то и условное время, служащее для графического

определения удельных затрат на возмещение потерь, зависящих

от нагрузки, Т—xla^—x. Время включения трансформаторов для

определения потерь ЭЭ, не зависящих от нагрузки, принимаем

равным полной продолжительности года, т. е.

ч/год. При этом в соответствии с рис. 10.1 (кривая /) имеем

з;=2,58.10"' тыс. руб/(кВт

ч),

з;'=1,75.10"' тыс. рубДкВт ч).

299