Проектирование электрической сети

Проектирование электрической сети

Введение

         Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

         Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

         В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

Проектирование электрической сети.

1. Разработка вариантов сети.

         На стадии выбора конкурентно способных вариантов развития электрической сети решаются две основные задачи – определение рационального класса напряжения сети и выбор конфигурации сети.

         Определение рационального класса напряжения зависит от района, в котором ведётся проектирование, мощности присоединяемых узлов и их удалённости от источников электроэнергии.

На практике обычно учитывают следующие основные требования:

– целесообразно выделить подстанции, потребители которых требуют 100% резерва по сети и рассмотреть пути выполнения этого требования;

– замкнутой сетью целесообразно связывать потребители примерно одинаковой мощности;

– по возможности необходимо исключить потоки мощности к источнику питания;

– не следует допускать малонагруженных линий в замкнутых сетях;

– надо стремиться к передаче электроэнергии потребителям по кратчайшему пути.

Исходя из этого, предлагаем 4 варианта сетей.

Рисунок 1.1: по заданию на оси координат чертим наши точки.

         По соображениям надежности и экономичности для расчетов выбираем 1 (рис. 1.2) и 2 (рис. 1.3) варианты электрической сети.

         Проводим расчет для первого варианта.

Рассчитаем длины участков А-П₁, П₁-П₄,  В-П₄, А-П₂, В-П₃, П₂-П₃.

Используем теорему Пифагора, применяем масштабный коэффициент ( в 1 см – 5 км) получаем:

Протяженность всех выбранных линий принимаем на 15-20% больше воздушной прямой. Получаем:

         Проводим расчет для второго варианта:

Рассчитаем длины участков А-П₁, П₁-П₄,  П_В-П₄, А-П₂, В-П₃,

Протяженность всех выбранных линий принимаем на 15-20% больше воздушной прямой. Получаем:

2. Баланс мощностей.

Вариант 1.

         Сеть имеет кольцевую схему. Разрежем ее по источникам питания А и В. В результате получим две расчетные типовые схемы: замкнутые одинарные сети, опирающиеся на два ЦП (рис. 2.1).

Рис. 2.1

Поскольку мы находимся на первой стадии проектирования, сечения проводов всех участков принимаем одинаковыми. Расчет мощностей участков  производим по формуле  (4.2) , используя вместо сопротивлений участков их длины.

Рассчитаем мощности участков А-П₁, В-П₄, А-П₂, В-П₃.

Осуществляем проверку баланса мощностей для схемы а:

 - равенство верно.

для схемы б:

 - равенство верно.

Из условия баланса мощностей находим мощность участков 1-4:

и 2-3:

Знак минус перед мощностями участка 2-3 обозначает, что мощности направлены не от ЦП А, а от ЦП В, и таким образом узел 2 является точкой потокораздела по мощностям. Точкой потокораздела на участке 1-4 является узел 4, т.е. в этой точке мощность, подтекающая с двух сторон, потребляется полностью. Потоки активных мощностей распределяются следующим образом:

рис. 2.2

Вариант 2.

Сеть имеет радиальную схему. Разрежем ее по источникам питания А и В. В результате получим три расчетные типовые схемы: одну замкнутую одинарную сеть, опирающуюся на два ЦП и две двухцепные сети.

Рис.2.3

Рассчитаем мощности участков А-П₁, В-П₃, А-П₂, В-П₃:

Осуществляем проверку баланса мощностей для схемы а:

 – равенство верно;

для схемы б:

 – равенство верно;

для схемы в:

 – равенство верно.

Из условия баланса мощностей находим мощность участка 2-4:

Точкой потокораздела на участке 1-3 является узел 4, т.е. в этой точке мощность, подтекающая с двух сторон потребляется полностью.

Потоки активных мощностей распределятся (рис. 2.4)

рис. 2.4

3. Выбор номинального напряжения электрической сети.

           Одновременно со схемой электроснабжения выбирается и напряжение проектируемой сети. Напряжение сети зависит от мощности нагрузок и их удалённости от источников питания. Выбор напряжения сети определяется главным образом экономическими факторами. С увеличением номинального напряжения сети возрастают капитальные затраты на её сооружение (включая стоимость подстанций), но за счёт уменьшения потерь энергии снижаются годовые эксплуатационные расходы.

         Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены действующим стандартом (ГОСТ721-77) и для вновь проектируемых электрических сетей составляют следующий ряд: 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.

         Исходя из длин линий и величины передаваемой по ним мощности, намечают напряжения отдельных линий по:

- эмпирическим формулам Стилла и Илларионова:

; 

где l, P – длина линии, км, и мощность на одну цепь линии, Мвт;

Поскольку наибольшая мощность по заданию не превышает 60 мВт, применяем формулу Стилла.

         Вариант 1.

Рассчитываем напряжение на участках сети по формуле Стилла:

Выбираем стандартное номинальное напряжение 110 кВ.

         Вариант 2:

Выбираем стандартное номинальное напряжение 110 кВ.

4. Выбор сечений и типа проводников по экономической плотности тока.

         Выбранное номинальное напряжение 110кВ < 500кВ, поэтому выбор сечений проводов  воздушных линий проводим с помощью экономической плотности тока по формуле:

Найдем токи на каждом участке сети.

         Вариант 1.

Выбираем тип проводов для первого варианта марки АС.

         Находим экономическую плотность тока по таблице 1.3.36 ПУЭ, применив  число часов использования максимума нагрузки Т_м = 6000ч и марку провода АС:

Находим расчетное сечение провода для каждого участка:

Выбираем ближайшее стандартное сечение проводов :

Участок А-1 провод  АС120/19

Участок В-4 провод  АС120/19

Участок А-2 провод  АС240/32

Участок В-3 провод  АС150/24

Участок 1-4 провод  АС50/8

Участок В-3 провод  АС70/11

         Вариант 2.

Выбираем тип проводов для второго варианта марки АС.

         Находим экономическую плотность тока по таблице 1.3.36 ПУЭ, применив  число часов использования максимума нагрузки Т_м=6000ч и марку провода АС:

J_э=1 А/мм²

Находим расчетное сечение провода для каждого участка:

Выбираем ближайшее стандартное сечение проводов :

Участок А-1 провод  АС120/19

Участок В-4 провод  АС120/19

Участок А-2 провод  АС240/32

Участок В-3 провод  АС50/8

Участок 1-4 провод  АС50/8

                 5. Проверка выбранных проводов по условиям короны.

         По таблице 2.5.6  ПУЭ минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны при напряжении 110 кВ - 11,4 (АС 70/11).

         Вариант 1.

На участке 1-4 выбранный провод по условиям короны не проходит, выбираем провод АС 70/11.

         Вариант 2.

На участке 1-4 и В-3 выбранные провода по условиям короны не проходит, выбираем провод АС 70/11

6. Проверка выбранных проводов по условию механической прочности опор.

         Для сооружения воздушной линии применяем стальные опоры. По справочным данным максимально допустимое сечение АС проводов для напряжения 110 кВ – 240 мм².

         Вариант 1.

По условию механической прочности опор все наши выбранные марки АС проводов  проходят.

F_расч ≤ 240 мм²

Заполняем таблицу 6.1

Вариант 2.

По условию механической прочности опор все наши выбранные марки АС проводов п проходят.

F_расч ≤ 240 мм²  

Заполняем таблицу 6.2

7. Проверка выбранных проводов по нагреву.

Выбранные сечения проводов должны быть проверены по допустимому длительному току  (по нагреву) в послеаварийном режиме работы электрической сети, под которым подразумевается отключение любой линии. Значения  для проводов различных сечений выбираем из табл. 6 [1].

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:  где  - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;  - допустимый ток по нагреву, А.

Вариант 1.

Рассчитаем аварийный случай отключения линии А-1 сети. По участку В-4 будет протекать аварийный ток:

По участку 1-4 будет протекать аварийный ток

Рассчитаем аварийный случай отключения  линии В-4 сети. По участку А-1 будет протекать аварийный ток:

По участку 1-4 будет протекать аварийный ток

Рассчитаем аварийный случай отключения линии А-2 сети. По участку В-3 будет протекать аварийный ток:

По участку 2-3 будет протекать аварийный ток:

Рассчитаем аварийный случай отключения линии В-3 сети. По участку А-2 будет протекать аварийный ток:

По участку 2-3 будет протекать аварийный ток:

Выбранные сечения проводов проверку по длительно допустимому току прошли.

Вариант 2.

В двухцепной линии аварийным считается отключение одной цепи линии: для участка цепи А-2:

для участка цепи В-3:

Рассчитаем аварийный случай отключения линии А-1 сети. По участку В-4 будет протекать аварийный ток:

По участку 1-4 будет протекать аварийный ток

Рассчитаем аварийный случай отключения  линии В-4 сети. По участку А-1 будет протекать аварийный ток:

По участку 1-4 будет протекать аварийный ток

Выбранные сечения проводов проверку по длительно допустимому току прошли.

8.   Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях.

         На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило, двух трансформаторов одинаковой мощности. Установка одного трансформатора является, обычно, первым этапом сооружения двухтрансформаторной подстанции.

         Нагрузочной способностью трансформаторов называется совокупность нагрузок и перегрузок трансформатора. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями.

         Допустимым режимом нагрузки называется режим продолжительной нагрузки трансформатора, при котором расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превышает износа, соответствующему номинальному режиму работы. Перегрузочным считается такой режим, при котором расчетный износ изоляции превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Трансформаторы выбираются по условию:

1. По загрузке в нормальном режиме:

где  S_макс – максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме

n – число трансформаторов на подстанции.

         Выбирается номинальная мощность трансформатора по большей рассчитанной величине.

2. По перегрузке в послеаварийном режиме:

Где k_1-2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категории.

k_ав – допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях. В соответствии с ПУЭ принимаем     k_ав= 1,4.                  

Рассчитаем нагрузку каждой подстанции:

Рассчитаем нагрузку в нормальном режиме.

Рассчитаем нагрузку в послеаварийном режиме:

         Выбираем трансформаторы для каждой подстанции. Количество трансформаторов - 2.

П₁ – ТДН-16000/110-76У1.

П₂ – ТРДЦН-63000/110-75У1.

П₃ –ТДН-10000/110-70У1.

П₄ – ТРДН-25/110-76У1.

9. Выбор схем присоединения подстанций и коммутационных схем.

Рассмотрим выбранные варианты сетей.

         Вариант 1.

         В первом варианте имеем четыре проходных подстанции. Для данного вида подстанций применяется схема подключения распредустройств 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов».

Вариант 2.

         Во втором варианте подстанции П1 и П4 являются проходными. Для них применяем схему подключения распределительного устройства 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов». Подстанции П2 и П3 являются тупиковыми. Для них применяем схему подключения 4Н «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

10. Технико-экономический расчет и сравнение вариантов сети.

         В наших расчетах экономическим критерием, по которому мы определим наиболее выгодный вариант сети, будет минимум приведенных затрат.

Применим формулу приведенных затрат:

где «К» – капитальные вложения;

«Е_н» – нормативный коэффициент, принимаем  (для вновь проектируемых сетей);

«И» – издержки за весь срок службы электрической сети.

         Находим капитальные вложения. Их можно представить как сумму  капитальных вложений в подстанции и капитальных вложений в линии:

Капитальные вложения в подстанции определим по формуле:

где    «К_т» – капитальные вложения в трансформаторы;

         «К_ОРУ» - капитальные вложения в открытое распредустройство;

         «К_пост» - постоянная часть затрат.

Вариант 1.

По справочнику находим необходимые данные и заполняем таблицу 10.1

         По справочнику находим капитальные вложения в ОРУ. Для схемы подключения распредустройств 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов» стоимость берем 30000 тыс. руб. за одно ОРУ. Следовательно, для четырех подстанций эта сумма будет составлять 120000 тыс руб. Находим постоянную часть затрат 9000 тыс. руб. на одну подстанцию, на четыре - 36000 тыс. руб.

         Находим капитальные вложения в воздушные линии. ВЛ выполнены проводом АС по металлическим опорам. Выбираем из справочника необходимые данные и заполняем таблицу 10.2.

Находим общие капиталовложения:

         Издержки определим как сумму амортизационных расходов И_а и эксплуатационных расходов И_э.

Амортизационные расходы:

где «k_ал» – коэффициент амортизации для подстанций, по справочнику выбираем k_а для линий равным 6,7%. и для подстанций равным 5%.

Эксплуатационные расходы:

где «k_э» –коэффициент эксплуатационных затрат, по справочнику выбираем k_э равным 0,8% для ВЛ и 5,5% для подстанций.

Найдем издержки для первого варианта:

Приведенные затраты для первого варианта составят:

         Вариант 2.

По справочнику находим необходимые данные и заполняем таблицу 10.1

         По справочнику находим капитальные вложения в ОРУ. Для схемы подключения распредустройств 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов» стоимость берем 30000 тыс. руб. за одно ОРУ. Следовательно, для двух подстанций эта сумма будет составлять 60000 тыс руб. Находим постоянную часть затрат 9000 тыс. руб. на одну подстанцию, на две -18000 тыс. руб.

         Для схемы подключения распредустройств 4Н «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» стоимость берем 15200 тыс. руб. за одно ОРУ, за два ОРУ, соответственно- 30400тыс. руб. Находим постоянную часть затрат 5500 тыс. руб. на одну подстанцию, на две - 11000 тыс. руб.

Итого, капиталовложения в подстанции составляют 164400 тыс. руб.

         Находим капитальные вложения в воздушные линии. ВЛ выполнены проводом АС по металлическим опорам. Выбираем из справочника необходимые данные и заполняем таблицу 10.2.

Находим общие капиталовложения:

         Издержки определим как сумму амортизационных расходов И_а и эксплуатационных расходов И_э.

Амортизационные расходы:

Эксплуатационные расходы:

Найдем издержки для второго варианта:

Приведенные затраты для второго варианта составят:

Сравниваем два варианта по критерию минимума  приведенных затрат:

З₁ = 95730,15 тыс. руб.

З₂ = 88616,15 тыс. руб.

Выбираем второй вариант проектирования электрической сети.

Заключение.

         Спроектированная электрическая сеть удовлетворяет требованиям технического задания.

В результате проектирования были определены:

- варианты электрической сети;

- мощности, протекающие по участкам электрической сети;

- номинальное напряжение электрической сети;

- оптимальное сечение проводов;

- произведена проверка сечений проводов по условиям короны и допустимой токовой нагрузке;

- осуществлен выбор трансформаторов и схем подстанций;

- произведен технико-экономический расчет для двух вариантов сети;

- по критерию минимума приведенных затрат выбран наиболее выгодный вариант электрической сети.

Список используемых источников.

1. Вокин И.А. Проектирование районной электрической сети: Учебное  пособие / И.А. Вокин, Д.М. Карсунцева. – Сызрань: Самар. гос. техн. ун-т.,филиал в Сызрани, 2011. – 20 с.: ил.

2. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д. Л. Файбисовича Издание 2-е переработанное и дополненное. Москва «Издательство НЦ ЭНАС» 2006.

3. Лыкин А. В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – 248 с.

4. Блок В. М. Электрические сети и системы: Учеб. Пособие для электроэнергет. Спец. вузов. М.: шк., 1986.-430 с.:ил.