Развитие электросети энергосистемы

ѕ Линии ВЛ

ДP' = R_Э = R_Э

ѕ Двухобмоточные трансформаторы:

ДP' = R_Э = R_Э

ДP” = R_Э

ѕ Трехобмоточные трансформаторы:

ДP = ДP_кз^В + ДP_кз^С + ДP_кз^Н

где эквивалентное сопротивление:

R_Э = * 10^-3

Для схемы 1 результаты (при нормально отключенной ВЛ 5-2) приведены в табл. 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4.1.

Расчет потерь активной мощности в ЛЭП (вариант 1)

Параметры	Ед. изм	ВЛ, ij
		A-3	3-B	A-B	4-2	5-1
Rэкв	Ом	6,75	2,38	2,38	6,54	2,7
Uном	кВ	220	220	220	2х110	2х110
Sij	МВ•А	61,33 + j40,25	4,58 + j5,77	115,58+ j42,77	23.3 + j20	33+j14
DPiўj	кВт	745	3	747	255	143
ИТОГО	1893

Таблица 2.5.1.

Расчет потерь активной мощности в (авто) трансформаторах (вариант 1)

Параметры	Ед. изм	А	В	1	2	3
		ВН-СН	ВН-СН	ВН-НН	ВН-НН	ВН-НН
Rэкв	Ом	0,26	0,14	1,27	2,0	2.19
Uном	кВ	230	230	115	230	115
Sij	МВА	48 + j18	268 + j129	33+j14	66+j30	21+j13
DPiўj	кВт	12,9	234	123,4	198,7	101
DPiўjў	кВт	290	250	120	300	85

Суммируя нагрузочные (ДРў) и условно постоянные (ДР?) потери для ВЛ и трансформаторов (вариант 1), получим:

ДРўнов = 2563 кВт и ДР?нов = 1045кВт.

Для старой схемы потери составляли

ДРўст = 247 кВт и ДР?ст= 540 кВт.

Прирост потерь в сети равен

ДРўmax= ДРўнов - ДРўст= 2563 - 247 = 2316 кВт и

ДР?= ДР?нов - ДР?ст = 1047 - 540 = 507 кВт.

Определим

ф = (0,124+ Тmax/10000)28760.

ф = (0,124+ 3800/10000)28760 = 2225 ч/год,

Удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии

b' (t')--и b" (t") по известным зависимостям:

вўэ= 1,3 руб/кВт•ч и

в?э=1,28 руб/кВт•ч.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются как

Спот =--DАўbўэ +--DАўbўэў ,

где ДАў=ДPўmaxф = 2316 • 2225•10-6 = 5.15 млн кВт•ч/год;

ДА?=ДP?•t =507•8760•10-6 = 4.44 млн кВт•ч/год.

Тогда Спот = 5.15•1,3+4.44•1,28 = 12.38 млн руб/год.

За исключением повторяющихся в обоих вариантах элементов, капиталовложения в схему 1 составят

КS = Кл + Кп = 879.4 + 407.68= 1287.08 млн руб.

Эксплуатационные расходы на ремонт и обслуживание сети будут равны

Иў= Иўл+Иўп = 7.035 + 22.4 = 29.435 млн. руб/год.

Для определения приведенных затрат примем норму дисконта Е=0,1; расчетный период n=10 лет; срок строительства сети m=3 года. Вычислим приведенный срок эксплуатации:

Т_Э = n - m + 10 - 3 + 1/3 + 2/3 = 8 лет



Для каждого из сравниваемых вариантов приведенные (дисконтированные) затраты вычисляют по формуле

З = К(1+Е) +[И_ґ(1+Е) + С_пот]Т_э,

n; m - срок строительства электросети, лет;

t - текущий год расчетного периода;

Е - норма дисконта, принимаемая равной 0,05…0,12.

Таблица 2.4.2.

Капитальные вложения в строительство новых ВЛ (вариант2)

Параметры ВЛ	ед. изм.	ВЛ
		A-2 (2-В)	4-3	5-1
Uном	кВ	220	110	110
Число цепей х марка провода	-	2хАС-240	2xAC-185	2хАС-240
длина трассы, L	км	32,8	40,4	14
удельная стоимость ВЛ, К0	млн руб.км	7,69	5,93	6,28
полная стоимость ВЛ, КЛ	млн руб.	420	359,4	146,4

Суммарная стоимость строительства новых ВЛ составит

К_Л = 420 + 359,4 + 146,4 = 925,8 млн. руб.

Годовые расходы на эксплуатацию ВЛ определим как

И'_Л = К_Л•а_Л = 925,8•0,008 = 7,406 млн. руб/год,

Таблица 2.5.2.

Затраты на строительство ПС (вариант 2), млн руб

Показатели	ПС	Примечания
	1	2	3
UВН/UСН/ UНН	110/10	220/10	110/10	Рис1,13
КПОСТ	59,1	101	54,9	табл. В15 МУ
m х КТР	2х21,1	2х34,2	2х15,8	табл. В19…В20 МУ
КОРУ	64	137	31,8	табл. В27 МУ
Число и стоимость головных выключателей	-	-	-	табл. В25 МУ
капитальные вложения (с учетом зонального коэффициента К?З=1,4)	194,46	429	165,62
нормы затрат на ремонты и обслуживание - аП, %	5,9	5,9	4,9	табл. В34 МУ

Капитальные вложения в строительство подстанций (кроме ПС-2) составят:

К_П = К₁ + К₃ = 194,46 + 165,62 = 360 млн. руб.

Затраты на ремонты и обслуживание подстанций определим по формуле:

И'_П = К₁ а_{П 1}+ К₃ а_П3 + К_В а_ПВ

И'_П = 165,62•0,049 + (194,46)•0,059 = 19,7 млн. руб./год.

Расчет потерь активной мощности в ЛЭП (вариант 2)

Параметры	Ед. изм	ВЛ, ij
		A-3	3-B	A-B	4-2	5-1
Rэкв	Ом	6,75	2,38	2,38	6,54	2,7
Uном	кВ	220	220	220	2х110	2х110
Sij	МВ•А	61,33 + j40,25	4,58 + j5,77	115,58+ j42,77	21 + j13	33+j14
?Pi?j	кВт	745	3	747	330	143
ИТОГО	1968

Расчет потерь активной мощности в (авто) трансформаторах

(вариант 2)

Параметры	Ед. изм	А	В	1	2	3
		ВН-СН	ВН-СН	ВН-НН	ВН-НН	ВН-НН
Rэкв	Ом	0,26	0,14	1,27	2,0	2.19
Uном	кВ	230	230	115	230	115
Sij	МВА	48 + j18	268 + j129	33+j14	66+j30	21+j13
?Pi?j	кВт	12,9	234	123,4	198,7	101
?Pi?j?	кВт	290	250	120	300	85

Результаты расчетов сведем в табл. 2.6.

Таблица 2.6.

Экономические показатели сравниваемых вариантов, млн руб.

Показатели	Варианты схемы
	1	2
Стоимость строительства линий, Кл	879.4	925,8
Стоимость строительства подстанций, Кп	407.68	360
Суммарные капвложения в электросеть, К?	1287.08	1258,8
Затраты на ремонт и обслуживание ВЛ, И?л	7.035	7,406
Затраты на ремонт и обслуживание ПС, И?п	22.4	19,7
Издержки на эксплуатацию сети, И?	29.435	27,1
Расходы на возмещение потерь энергии, Спот	12.38	12.6
Приведенные затраты для схемы, З?	1773.812	1723,93
Приведенные З?, %	100	97

Различие дисконтированных затрат по вариантам не превышает 5%. Следовательно, оба варианта равнозначны. Окончательно принимается вариант схемы 2.



3. Электрический расчет максимального режима работы сети

Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются затем для расчета технико-экономических показателей (ТЭП) спроектированной сети, а напряжения - для выбора коэффициентов трансформации.

Исходными данными при расчете режима сети являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах источника питания.

Составить схему замещения сети - значит рассчитать параметры схем замещения каждого элемента сети, соединить схемы замещения отдельных элементов в той последовательности, в какой они соединены в сети и, определив расчетные нагрузки подстанций, по возможности упростить схему замещения сети.

В расчетах нормальных режимов трехфазных сетей схема замещения составляется на одну фазу. По продольным ветвям протекает ток нагрузки, и поэтому потери мощности и напряжения в продольных элементах зависят от нагрузки. Поперечные ветви соединяются с нейтралью схемы замещения сети. Потери мощности в поперечных элементах зависят от величин узловых напряжений. В схему замещения вместо поперечных элементов удобно включать фиктивные нагрузки, численно равные потерям мощности в поперечных проводимостях.

Одно из основных требований к электрическим сетям - обеспечение надлежащего качества электроэнергии. На начальном этапе проектирования это требование сводится к достижению приемлемых уровней напряжения в узлах схемы и проверке достаточности имеющихся у трансформаторов устройств РПН для обеспечения встречного регулирования напряжения на шинах 10 кВ новых подстанций.

Обеспечение технически приемлемых уровней напряжений зачастую требует установки компенсирующих устройств дополнительно к тем КУ, которые балансируют основные режимы электрической сети по реактивной мощности.

Для определения потребной мощности КУ и мест их установки следует рассчитать режим наибольших нагрузок, который характеризуется максимальными потерями напряжения и реактивной мощности.

Поскольку расчет может понадобиться повторить с новыми значениями мощностей КУ, то его лучше выполнять на ЭВМ.

Перед расчетом следует составить принципиальную схему (рис. 3.1), указать на ней нагрузки узлов (МВ•А), номинальные коэффициенты трансформации автотрансформаторов и напряжение И_П (кВ), определить поперечные проводимости (которыми ранее пренебрегли). Коэффициенты трансформации для новых подстанций можно принять пока равными единице. Результаты расчета следует нанести на схему - это упрощает анализ режима.

Алгоритмы расчета ЛЭП (в случае «ручных» расчетов)

Алгоритм расчета ЛЭП по мощности нагрузки при заданном напряже-

нии и мощности в конце линии:

Схема замещения ЛЭП представлена на рис.

1. P₂ + jQ₂ - мощность в конце линии, здесь равна мощности нагрузки;

2. Q_C2 = U₂² - зарядная мощность в конце схемы замещения ЛЭП;

3. P_Z2 + jQ_Z2 - мощность в конце ветви сопротивления линии;

4. ?U - падение напряжения в линии (сопротивлении ЛЭП);

5. U₁ - напряжение в начале линии;

6. ?P + j?Q - потери мощности в сопротивлении линии;

7. P_Z1+ jQ_Z1 - мощность в начале ветви сопротивления линии;

8. Q_C1 - зарядная мощность в начале схемы замещения ЛЭП;

9. P₁+ jQ₁ - мощность в начале линии.

Алгоритм расчета ЛЭП по мощности нагрузки при заданном напряжении в начале и мощности в конце состоит в последовательных приближениях к решению по пунктам приведенного ниже алгоритма до достижения желаемой точности, но, поскольку U₂ неизвестно, вместо него берется выбранное приближенное значение (как правило, берется номинальное напряжение U_ном).

Этап 1. Расчет потокораспределения.

1. P₂ + jQ₂ - мощность в конце линии - равна мощности нагрузки;

2. Q_C2 - зарядная мощность в конце схемы замещения ЛЭП;

3. P_Z2 +jQ_Z2 - мощность в конце ветви сопротивления линии;

4. ?P + j?Q - потери мощности в сопротивлении линии;

5. P_Z1+jQ_Z1 - мощность в начале ветви сопротивления линии;

6. Q_C= U₁² - зарядная мощность в начале схемы замещения ЛЭП;

7. P₁+jQ₁ - мощность в начале линии.

Этап 2. Расчет режима напряжений.

1. ?U - падение напряжения в линии (сопротивлении ЛЭП);

ДU = = = +j

2. U₂ - напряжение в конце линии.

U₂ = U₁₂ - ДU

Алгоритм расчета сети

Многие задачи анализа режимов электрических систем связаны с определением потоков мощности по ЛЭП и трансформаторов схемы сети и оценкой величин напряжений на шинах подстанций и потребителей.

Выше уже рассмотрен алгоритм расчета ЛЭП. Этот расчет включает в себя две части: определение мощности на одном из концов линии (расчет потокораспределения) и определение неизвестного напряжения (расчет режима напряжений).

Принято разделять на два этапа и расчет электрической сети: расчет потокораспределения и расчет режима напряжений. Так как в дальнейшем в основном расчет сети будет идти при задании напряжения в начале сети и мощности нагрузок, то этап расчета потокораспределения будет вестись приближенно по номинальному напряжению. В некоторых случаях в распределительных сетях для быстрой оценки потокораспределения можно не учитывать потери в ЛЭП.

Расчет начинается с подготовительного этапа:

1. рисуется схема замещения сети;

2. определяются параметры схемы замещения и нагрузки на всех шинах (узлах) схемы. Наличие нагрузки отмечается стрелкой от этих шин. Возле каждой стрелки записывается численное значение нагрузки (активной и реактивной). Значения сопротивлений и проводимостей также подписываются возле своих обозначений на схеме. Потери холостого хода трансформаторов считаются нагрузкой в узле со стороны питания;

3. стрелками на схеме указываются направления потоков мощности (от пункта питания к нагрузке);

4. над шинами (узлами) надписываются номера для индексирования определяемых в расчете напряжений;

5. над идеальной трансформацией надписывается коэффициент трансформации.

Первый этап расчета - этап определения потокораспределения в схеме сети - состоит в последовательном расчете мощностей в начале каждой ветви (индекс единица). Расчет потерь мощности и зарядных мощностей ведется по номинальному напряжению соответствующей точки сети. Потери мощности в ветвях сопротивлений вычисляются по протекающей по ним известной мощности в конце ветви (индекс двойка).

Второй этап - расчет величин напряжений идет последовательно от ИП к узлам нагрузки и состоит в определении падений напряжений и самих напряжений. Падения напряжения определяются по известным напряжениям и потокам мощности в начале каждой ветви (индекс единица).

Т.к. напряжение в узловых точках схемы замещения пока неизвестны, то слагающие расчетной мощности должны определяться по номинальному напряжению сети:

Зарядные мощности линий:

jQ'_c1=U²_ном•В₁/2;

jQ'_c2=U²_ном•В₂/2.

Потери в трансформаторах:

ДP_Т = 3I²₂r_T + ДP_ХХ = (P²₂ + Q²₂)/U²_2ном•r_T + ДP_XX;

ДQ_Т = 3I²₂x_T + ДQ_ХХ=(P²₂ + Q²₂)/U²_2ном•x_T + ДQ_XX;

ДP_Т = ДP_КЗ•S²₂/S²_2ном + ДP_ХХ;

ДQ_Т = U_k%/100•S²₂/S²_2ном + I_м%/S_2ном.

ДS_T =

Расчетная нагрузка подстанций Sр представляет собой мощность нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах и зарядной мощности линий. Так расчетная нагрузка подстанции 2 на рис. 3.12

определяется из соотношения:

S_p = P_H + jQ_H +ДP_T + jДQ_T + ДP_X + jДQ_X - -

ДS = ДP + jДQ = (R_T + jX_T)

Зная величины R, X, S и U2 определяем продольную ?U и поперечную дU составляющие падения напряжения в трансформаторах:

ДU =

U =

и напряжение на низкой стороне подстанции, приведенное к стороне ВН

U₂' =

Расчёты ведём в программе RastrWin 3.45.

Схемы строим в программе Splan 8.0.



Рис. 3.1. Результаты предварительного расчета максимального режима

Итогами расчета максимального режима являются:

· Потокораспределение в виде упрощенной схемы замещения сети (номера узлов, сопротивления продольных ветвей, коэффициенты трансформации автотрансформаторов связи) с указанием на ней значений расчетных нагрузок узлов, потоков мощности в начале и конце каждой ветви, модулей узловых напряжений, мощности S_A=P_A+jQ_A балансирующего источника питания. Табличное (вместо графического) отображение результатов расчета режима для проверки правильности может играть лишь вспомогательную роль, т.к. даже если вычисления выполнены по стандартной программе на ЭВМ, то нет гарантии отсутствия ошибок ввода данных;

· Решение вопроса - нужны или нет дополнительные компенсирующие устройства (КУ) в сети. КУ нужны, если реактивная мощность ИП (Q_ип=Р_Аtgц_ип) оказалась меньше величины Q_А. Тогда решается вопрос о типах КУ и местах их установки (при этом пересчет режима не требуется);

· Значения приведенных напряжений U_ґ для новых подстанций. Эти значения удобнее поместить в таблицу, куда сводятся результаты выбора регулировочных ответвлений трансформаторов;

· Значение суммарных потерь активной мощности в сети.

Анализ режима показывает необходимость снижения уровней напряжения на шинах 110 кВ подстанций А и В (узлы 4 и 5 на схеме). На шинах 220 кВ всё нормально!

Снижения напряжения на шинах 110 кВ можно добиться изменением коэффициентов трансформации АТ. Примем регулировочные ответвления

n_A = n_B= -3 (k_ТР=2,02).

Проверим возможность источника питания обеспечить баланс реактивной мощности для сети в целом:

Q_ИП = Р_ИП tgц_ИП =322•0,484 = 155,85 Мвар,

где tgц_ИП= 0,484 (по заданию cosц_ИП = 0,90).

Таким образом, Q_ИП = 155,85 Вар 147Вар = Q_A

КУ не требуются!

Повторим расчет режима наибольших нагрузок при условии, что: изменились коэффициенты трансформации k_A и k_В. Результаты расчета приведены на рис. 3.2.



Рис. 3.2. Расчет режима наибольших нагрузок

Анализ результатов показывает, что уровни напряжений в узлах 5, 3, 7 и 9 улучшены, а источник питания балансирует режим сети по реактивной мощности (Q_ИП>Q_А).

Произведем выбор отпаек трансформаторов новых подстанций.

Необходимо убедиться, что имеющиеся диапазоны РПН трансформаторов достаточны для реализации встречного регулирования напряжения.

Проиллюстрируем методику выбора отпаек на примере ПС-3.

Так как коэффициент трансформации идеального трансформатора принят равным единице, то приведенное напряжение U' равно напряжению узла 7, то есть U' = 112 кВ. Желаемое напряжение U_жел на шинах 10 кВ подстанции должно быть не менее 10.5 кВ. Необходимые паспортные данные трансформаторов ТLН-16000/115/11 ПС-3 указаны в табл. 1.13. Вычислим последовательно:

1. Напряжение регулировочного ответвления



U_P = U' U_HH/U_жел= 112 11/10,5 = 117,3

2. Номер отпайки

n = (U_P - U_BH)/(U_BH E) = (117.3 - 110)/(110 0.0178) = 3.73 = 4

где Е - ступень регулирования, о.е.

3. Напряжение выбранной отпайки

U_OTB = U_BH(1 + nE) = 110(1 + 5*0.0178) = 119.8 kB

4. Действительное напряжение на шинах 10 кВ ПС-3 (в узле 7)

U_Д = U'/k_T = U'U_HH/U_OTB = 112 11/119,8 = 10,28 кВ.

Результаты вычислений сведем в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Параметры	ед. изм.	Подстанции	Примечания
		1	2	3
Приведенное напряжение, Uў	кВ	110	227	110	Из расчета режима (рис. 3.2)
Номинальные напряжения, Uвн/Uнн	кВ	115/11	230/11	115/11	табл. 4.11 (МУ)
Ступень регулирования, Е	о.е.	0,0178	0,015	0,0178	табл. 4.11 (МУ)
Номер отпайки, n		0	2	5
Действительное напряжение, Uд	кВ	10,5	10,5	10,28



4. Определение технико-экономических показателей

Капитальные вложения

Величина капитальных затрат (табл. 2.5.2.) определена выше.

Оценку стоимости ЗРУ 10 кВ выполним в предположении, что мощность, приходящаяся на одну отходящую линию, равна 1 МВт.

Номер схемы и стоимость ЗРУ примем по табл. В24, В25 МУ. Результаты сведем в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Капитальные вложения в строительство ЗРУ

Параметры	ед. изм.	Подстанции
		1	2	3
Нагрузка, Рmax	МВт	33	66	21
Номер схемы/число ВЛ	-	10-1/18	10-2/42	10-1/12
Стоимость ЗРУ (k?=1,5)	млн руб.	22,8	43,2	19,95

В целом стоимость ЗРУ равна

КЗРУ=22,8 + 43,2 + 19,95 = 85,95 млн руб.

Расчет капитальных вложений сведем в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Капитальные вложения в строительство электросети, млн руб.

Составляющие капвложений	К, млн.руб.	Примечания
Стоимость строительства ВЛ	925,8	табл. 2.4.2
Стоимость оборудования ПС (Кпост, Ктр, Кору, Кгв) на напряжение: до 110 кВ 220 кВ	360,08 429,0	табл. 2.5.2
Затраты на строительство ЗРУ 10 кВ	85,95,4	табл. 4.1
Расчетная стоимость шунтовых реакторов	-
Капитальные вложения в БСК	-
Капитальные вложения, всего	1800,78

Издержки на эксплуатацию

В составе годовых эксплуатационных расходов учтем стоимость ре- монтов и обслуживания ВЛ и ПС, а также затраты на возмещение потерь электроэнергии. Нормы затрат на ремонт и техническое обслуживание ВЛ (0,8 %) и оборудования ПС (5,9 % на напряжение до 110 кВ и 4,9 % - на 220 кВ) принимаем по табл. В34 МУ. Используя данные табл. 4.2, получим

И' = 925.8*0.008 + (360.08 + 85.9)*0.059 + 429*0.049 =

= 54.74 млн. руб./год.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определим по рас-

смотренной выше методике, используя результаты расчета максимального режима, вычитая потери для «старой» схемы и добавляя потери на корону для новых ВЛ (ДРІК= 40 кВт). Потери мощности, обусловленные подключением новых потребителей и развитием схемы электросети, составили: нагрузочные

- ДРўmax = 2536 кВт; условно постоянные - ДР? = 547 кВт. Годовые потери электроэнергии будут равны:

ДАў=ДPўmaxф = 2536 • 2225•10-6 = 5,64 млн кВт•ч/год;

ДА?=ДP?•t =547•8760•10-6 = 4,8 млн кВт•ч/год.

Тогда Спот = 5.64•1,3+4.8•1,28 = 13,5 млн руб/год.

Без отчислений на реновацию издержки на эксплуатацию новой части электрической сети составят

И_У = И'+ С_ПОТ = 54,74 + 13,5 = 68,24 млн. руб./год

Расчетная стоимость передачи электроэнергии

Ранее были определены: норма дисконта Е=0,1; расчетный период n = 10 лет; срок строительства новых ВЛ и ПС m = 3 года; приведенный срок эксплуатации Тэ=8 лет.

Приведенные затраты определим как:

З = 1800,78(1+0,1)+[54,74(1+0,1)+13,5]8 = 2570,57 млн. руб.

Максимальная нагрузка РS новых ПС равна 120 МВт. Годовой отпуск электроэнергии для дополнительных потребителей равен

А = РmaxЧТmax= 120•10-3•3800 = 456 млн. кВт•ч.

Расчетную стоимость передачи электроэнергии определим как

С_Р = З/(Т_Э А) = 2570,57/(8 456) = 0,705 руб./кВтч

Потери мощности и электроэнергии

Подключение новых потребителей с нагрузкой РS--= 120 МВт обусловило рост потерь в сети на величину

ДРS=ДРўmax+ДРІ=2536 +547 = 3083 кВт.

Наибольшие потери активной мощности в процентах от РS со- ставили

ДР =100•DРS/ РS=100•3,083/120 = 2,57 %.

Полезный отпуск электроэнергии новым потребителям ведет к росту потерь на величину



ДАS=ДАў+ДАІ= 5,64 + 4,8 = 10,44 млн.кВтЧч,

что в процентах от А составляет

ДА = 100•DАS/А = 100•10,44/456 = 2,3 %.



Заключение

В курсовом проекте было рассмотрено два способа расширения существующей сети: радиально-магистральный и кольцевой. В процессе проектирования решались задачи: выбора номинального напряжения; выбор сечений проводов; выбор трансформаторов; выбор схем присоединения новых подстанций для обеспечения потребителя напряжением 10.5 кВ, обеспечение в П.П. cos(?)=0.9, снижение потерь в сети. Выбор сечения проводов производился по методу экономических интервалов, это и обеспечило нам наименьшие затраты, допустимые потери напряжения, а также механическую прочность проводов. Трансформаторы выбирались по условиям: по перезагрузке в аварийном режиме и по загрузке в номинальном режиме. Для обеспечения желаемого напряжения на старых, а также на новых подстанциях производилось регулирование напряжения на подстанциях при помощи отпаек РПН на трансформаторах.

Из двух рассматриваемых вариантов был выбран вариант полукольцевой схемы. Данный вариант является предпочтительнее, в данном случае, варианта чисто радиальной сети, как показало технико-экономическое сопоставление, по некоторым критериям.



Библиографический список

1. Азаров, В.С. Передача и распределение электроэнергии в примерах и решениях: учеб.пособие / В.С.Азаров. - М.: изд-во МГОУ,

2005.-215с.

2. Герасименко, А.А. Передача и распределение электрической энергии: учеб. пособие для вузов / А.А.Герасименко, В.Т.Федин. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006.-808с.

3. Грунин, О.М. Электроэнергетические системы и сети в примерах и задачах: учеб.пособие / О.М.Грунин, Л.В.Савицкий. - Чи- та: Изд-во ЧитГТУ, 2011.-260с.

4. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: учебник для вузов / В.И.Идельчик. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-592с.

5. Костин, В.Н. Передача и распределение электроэнергии: учеб. пособие / В.Н.Костин, Е.В.Распопов, Е.А.Родченко. - СПб: СЗТУ, 2003.- 147с.

6. Лыкин, А.В. Электрические системы и сети: учеб. пособие / А.В.Лыкин. - М.: Университетская книга; Логос, 2006.-254с.

7. Поспелов, Г.Е. Электрические системы и сети / Г.Е. Поспе- лов, В.Т. Федин, П.В. Лычев.; под ред. В.Т. Федина, - Минск: Техно- принт, 2004.-710с.

8. Поспелов, Г.Е. Электрические системы и сети. Проектирование: учеб. пособие / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев. - Минск: Вышейшая школа, 1988.-308с.

9. Справочник по проектированию электрических сетей/ И.Г. Карапетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро.; под ред. Д.Л. Файбисовича.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009.-392с.

10. Электрические системы. Электрические сети / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А.Жуков [и др.]; под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева.- М.: Высшая школа, 1998.- 512с.

11. Методическое укозание №621.311 Электрические системы и сети. Составители: А. В. Лыкин, канд. техн. наук, доц., Ю. М. Сидоркин, канд. техн. наук, проф., 2014

12. ИНСТРУКЦИЯ по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. МинЭнерго РФ. 2014.

Результаты расчета капитальных вложений в строительство новых линий сведем в табл. 2.1. Для примера вычислим стоимость строительства ВЛ С-3:

K_л = k₀ L = 7.69*32.8*1.5*1.11 = 420 млн. руб.,

где k₀ = 7,63 млн руб./км (табл. В8 Методических указаний (МУ)) для двухцепной ВЛ 220 с проводами АС-240 на железобетонных опорах, сооружаемой в районе с толщиной стенки гололеда b_г=15 мм;

L=63.4 км - длина трассы ВЛ (рис. 1,13);

k'₃ =1,5 (табл. В1 МУ) - обобщенный (зональный) коэффициент удорожания стоимости строительства линий.

- коэффициент учета усложняющих условий строительства ВЛ = 1,11 для Забайкалья.

Таблица 2.1.

Капитальные вложения в строительство новых ВЛ (вариант2)

Параметры ВЛ	ед. изм.	ВЛ
		A-2 (2-В)	4-3	5-1
Uном	кВ	220	110	110
Число цепей х марка провода	-	2хАС-240	2xAC-185	2хАС-240
длина трассы, L	км	32,8	40,4	14
удельная стоимость ВЛ, К0	млн руб.км	7,69	5,93	6,28
полная стоимость ВЛ, КЛ	млн руб.	420	359,4	146,4

Суммарная стоимость строительства новых ВЛ составит

К_Л = 420 + 359,4 + 146,4 = 925,8 млн. руб.

Годовые расходы на эксплуатацию ВЛ определим как

И'_Л = К_Л•а_Л = 925,8•0,008 = 7,406 млн. руб/год,

где а_Л=0,008 - норма затрат на ремонты и обслуживание линий - принята по табл. В34 МУ.

Определение капитальных вложений в строительство новых подстанций и в расширении ОРУ 110 кВ ПС В (две дополнительные ячейки с вакуумными выключателями) сведем в табл..2.2

Капитальные вложения в строительство подстанций (кроме ПС-2) составят:

К_П = К₁ + К₃ = 194,46 + 165,62 = 360 млн. руб.

Затраты на ремонты и обслуживание подстанций определим по формуле:

И'_П = К₁ а_{П 1}+ К₃ а_П3 + К_В а_ПВ

И'_П = 165,62•0,049 + (194,46)•0,059 = 19,7 млн. руб./год.

Затраты на строительство ПС (вариант 2), млн руб

Показатели	ПС	Примечания
	1	2	3
UВН/UСН/ UНН	110/10	220/10	110/10	Рис1,13
КПОСТ	59,1	101	54,9	табл. В15 МУ
m х КТР	2х21,1	2х34,2	2х15,8	табл. В19…В20 МУ
КОРУ	64	137	31,8	табл. В27 МУ
Число и стоимость головных выключателей	-	-	-	табл. В25 МУ
капитальные вложения (с учетом зонального коэффициента К?З=1,4)	194,46	429	165,62
нормы затрат на ремонты и обслуживание - аП, %	5,9	5,9	4,9	табл. В34 МУ

Для оценки затрат на возмещение потерь электроэнергии необходимо определить прирост потерь активной мощности по сравнению со старой схемой сети. Для этого следует определить параметры полной схемы замещения сети и выполнить расчет максимального режима. При ручном расчете потерь результаты можно свести в таблицу, где указать эквивалентные сопротивления (R_экв), ранее найденные значения потоков мощности по участкам и вычисленные потери по формуле:

ѕ Линии ВЛ

ДP' = R_Э = R_Э

ѕ Двухобмоточные трансформаторы:

ДP' = R_Э = R_Э

ДP” = R_Э

ѕ Трехобмоточные трансформаторы:

ДP = ДP_кз^В + ДP_кз^С + ДP_кз^Н

где эквивалентное сопротивление:

R_Э = * 10^-3

Для схемы 1 результаты (при нормально отключенной ВЛ 5-2) приведены в табл. 2.3 и 2.4.



Таблица 2.3.

Расчет потерь активной мощности в ЛЭП (вариант 2)

Параметры	Ед. изм	ВЛ, ij
		A-3	3-B	A-B	4-2	5-1
Rэкв	Ом	6,75	2,38	2,38	6,54	2,7
Uном	кВ	220	220	220	2х110	2х110
Sij	МВ•А	61,33 + j40,25	4,58 + j5,77	115,58+ j42,77	21 + j13	33+j14
DPiўj	кВт	745	3	747	330	143
ИТОГО	1968

Таблица 2.4.

Расчет потерь активной мощности в (авто) трансформаторах (вариант 2)

Параметры	Ед. изм	А	В	1	2	3
		ВН-СН	ВН-СН	ВН-НН	ВН-НН	ВН-НН
Rэкв	Ом	0,26	0,14	1,27	2,0	2.19
Uном	кВ	230	230	115	230	115
Sij	МВА	48 + j18	268 + j129	33+j14	66+j30	21+j13
DPiўj	кВт	12,9	234	123,4	198,7	101
DPiўjў	кВт	290	250	120	300	85

Суммируя нагрузочные (ДРў) и условно постоянные (ДР?) потери для ВЛ и трансформаторов, получим:

ДРўнов = 2638 кВт и ДР?нов = 1045кВт.

Для старой схемы потери составляли

ДРўст = 247 кВт и ДР?ст= 540 кВт.

Прирост потерь в сети равен

ДРўmax= ДРўнов - ДРўст= 2638 - 247 = 2391 кВт и

ДР?= ДР?нов - ДР?ст = 1047 - 540 = 507 кВт.

Определим

ф = (0,124+ Тmax/10000)28760.

ф = (0,124+ 3800/10000)28760 = 2225 ч/год,

Удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии

b' (t')--и b" (t") по известным зависимостям:

вўэ= 1,3 руб/кВт•ч и

в?э=1,28 руб/кВт•ч.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются как

Спот =--DАўbўэ +--DАўbўэў ,

где ДАў=ДPўmaxф = 2391 • 2225•10-6 = 5.32 млн кВт•ч/год;

ДА?=ДP?•t =507•8760•10-6 = 4.44 млн кВт•ч/год.

Тогда Спот = 5.32•1,3+4.44•1,28 = 12.6 млн руб/год.

За исключением повторяющихся в обоих вариантах элементов, капиталовложения в схему 1 составят

КS = Кл + Кп = 1285,8 млн руб.

Эксплуатационные расходы на ремонт и обслуживание сети будут равны

Иў= Иўл+Иўп = 27,1 млн. руб/год.

Для определения приведенных затрат примем норму дисконта Е=0,1; расчетный период n=10 лет; срок строительства сети m=3 года. Вычислим приведенный срок эксплуатации:

Т_Э = n - m + 10 - 3 + 1/3 + 2/3 = 8 лет



Для каждого из сравниваемых вариантов приведенные (дисконтированные) затраты вычисляют по формуле

З = К(1+Е) +[И_ґ(1+Е) + С_пот]Т_э,

n; m - срок строительства электросети, лет;

t - текущий год расчетного периода;

Е - норма дисконта, прини- маемая равной 0,05…0,12.

и укажем в табл. 1.17.

Для схемы 2 результаты аналогичных расчетов сведем в табл. 2.5.

Таблица 2.5.

Экономические показатели сравниваемых вариантов, млн руб.

Показатели	Варианты схемы
	1	2
Стоимость строительства линий, Кл	879.4	925,8
Стоимость строительства подстанций, Кп	407.68	360
Суммарные капвложения в электросеть, КS	1287.08	1258,8
Затраты на ремонт и обслуживание ВЛ, Иўл	7.035	7,406
Затраты на ремонт и обслуживание ПС, Иўп	22.4	19,7
Издержки на эксплуатацию сети, Иў	29.435	27,1
Расходы на возмещение потерь энергии, Спот	12.38	12.6
Приведенные затраты для схемы, ЗS	1773.812	1723,93
Приведенные ЗS, %	100	97

Пример 2

Рассчитать режим линии электропередачи 220 кВ по заданной мощности нагрузки в конце линии и напряжению в начале линии



Расчет сопротивлений ЛЭП

Участки ЛЭП	Uном, кВ	Число цепей и марка провода	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, *10-6 См/км	R, Ом	Х, Ом	В,*10-6 См
А-2	220	1ЧАС-300	68,9	0,098	0,429	2,64	6,75	29,56	182
2-B	220	1ЧАС-300	35,3	0,098	0,429	2,64	2,38	15,14	93,2
A-B	220	1ЧАС-300	35,3	0,098	0,429	2,64	2,38	15,14	93,2
4-3	110	1ЧАС-185	56,7	0,162	0,413	2,75	9,2	23,4	156
3-5	110	1ЧАС-185	40,3	0,162	0,413	2,75	6,5	16,64	110,8

Схема ЛЭП дана на рис. 4.3



Исходные данные

ЛЭП 220 кВ (U_ном = 220 кВ), провод марки АС-300/66, одна цепь,

Длина линии l = 25 км.

Мощность нагрузки S_Н = P_Н + jQ_Н =61,43 + j24,24 МВ?А.

Напряжение в начале линии U₁ = 240 кВ

Решение

Линия 12 -2:

Схема замещения ЛЭП представлена на рис.

Рассчитаем параметры схемы замещения с учетом длины l = 25 км и количества цепей n = 1.

Погонные параметры фазы ВЛ 220 кВ, выполненной проводом АС-

300/66:

r₀ = 0,098 Ом/км; x₀ = 0,429 Ом/км; b₀ = 2,64·10-6 См/км.

Параметры схемы замещения:

R = r₀l/n = 0,098*25/1 = 2,45 Ом

X = х₀l/n = 0,429*25/1 = 10,725 Ом

B = nb₀l = 1*2,64*10^-6*25 = 66 * 10^-6 См

Расчет ЛЭП ведем по мощности нагрузки метолом «в два этапа».

Этот расчет является приближенным и может многократно повторятся для достижения требуемой точности расчета. Рассмотрим расчет первого приближения (первую итерацию).

Первый этап - расчет потоков мощности (расчет потокораспределения).

Начальное условие - считаем, что напряжение U₂ приближенно известно. Зададим для него начальное приближение - примем его равным:

U₂ = U_ном = 238 кВ.

Алгоритм расчета: {S₂, Q_C2, S_Z2, ?S, S_Z1, Q_C1, S₁}.

1. Мощность в конце линии равна мощности подходящей к узлу:

S₂ = S_н =61,43 + j24,24 МВ?А.

2. Зарядная мощность в конце линии:

Q_C2 = U₂² = 238² * = 1.87 МВар

3. Мощность S_z2, передаваемая по сопротивлению Z = R + jX в схеме замещения у конца линии:

S_Z2 = S₂ ? jQ_C2 =61,43 + j24,24 - j1,87 = 61,43 + j22,37 МВ?А.

Знак минус перед зарядной мощностью указывает на ее емкостной характер.

4. Потери мощности в ЛЭП (в сопротивлении Z схемы замещения):

Д = = =

= (2.45 + j10.725) = 0.185 + j0.81

5. Мощность S_z12, передаваемая по сопротивлению Z = R + jX в схеме

замещения у начала линии:

S_Z12 = S_Z2 + ?S =61.43 + j22.37 + 0.185 + j0.81=61.615 + j23.18 МВ?А.

6. Зарядная мощность в начале линии:

Q_C12 = U₁₂² = 240² * = 1.90 МВар

Эта зарядная мощность определяется по заданному напряжению U₁ и

может быть вычислена и раньше всех других величин.

7. Мощность в начале линии:

= - jQ_C12 = 61.615 + j23.18 - j1.9 = 61.615 + j21.28 MBA

Второй этап - расчет напряжений.

Алгоритм расчета: {?U, U2}.

1. Падение напряжения в линии (на сопротивлении Z):

ДU = = = +j =

= +j =

= 1.665 + j 3.0 kB

7. Напряжение в конце линии U₂:

U₂ = U₁₂ - ДU = 240 - 1.67- j3= 238.33 - j3

= 238.35 B.

Таким образом,

Аналогично рассчитываются линии: 12-11, 4-3, 5-1.

ЛЭП 220 кВ (U_ном = 220 кВ), провод марки АС-300/66, одна цепь,

Длина линии l = 25 км.

Мощность нагрузки S_Н = P_Н + jQ_Н =115,57+ j42,76МВ?А.

Напряжение в начале линии U₁ = 240 кВ

Линия 12 -11:

Схема замещения ЛЭП представлена на рис.



Рассчитаем параметры схемы замещения с учетом длины l = 33.6 км и количества цепей n = 1.

Погонные параметры фазы ВЛ 220 кВ, выполненной проводом АС-

300/66:

r₀ = 0,098 Ом/км; x₀ = 0,429 Ом/км; b₀ = 2,64·10-6 См/км.

Параметры схемы замещения:

R = r₀l/n = 0,098*33.6/1 = 3.3 Ом

X = х₀l/n = 0,429*33.6/1 = 14.4 Ом

B = nb₀l = 1*2,64*10^-6*33.6 = 88.7 * 10^-6 См

U₂ = U_ном = 238 кВ.

Алгоритм расчета: {S₂, Q_C2, S_Z2, ?S, S_Z1, Q_C1, S₁}.

1. Мощность в конце линии равна мощности подходящей к узлу:

S₂ = S_н =115,57+ j42,76 МВ?А.

2. Зарядная мощность в конце линии:

Q_C11 = U₁₁² = 238² * = 2.5 МВар

3. Мощность S_z2, передаваемая по сопротивлению Z = R + jX в схеме замещения у конца линии:

S_Z11 = S₁₁ ? jQ_C11 =115,57+ j42,76 - j2.5= 115,57 +j40.25 МВ?А.

Знак минус перед зарядной мощностью указывает на ее емкостной характер.

4. Потери мощности в ЛЭП (в сопротивлении Z схемы замещения):

Д = = =

= (3.3+ j14.4) = 0.87 + j3.8

5. Мощность S_z1, передаваемая по сопротивлению Z = R + jX в схеме

замещения у начала линии:

S_Z12 = S_Z11 + ?S =115,57 +j40.25 + 0.87 + j3.8 = 116.44 + j44.05 МВ?А.

6. Зарядная мощность в начале линии:

Q_C12 = U₁₂² = 240² * = 2.55 МВар

Эта зарядная мощность определяется по заданному напряжению U₁ и

может быть вычислена и раньше всех других величин.

7. Мощность в начале линии:

= - jQ_C12 = 116.44 + j44.05 - j2.55= 116.44 + j 41.5 MBA

Второй этап - расчет напряжений.

Алгоритм расчета: {?U, U2}.

1. Падение напряжения в линии (на сопротивлении Z):

ДU = = = +j =

= +j =

= 1.83 + j 7.6 kB

7. Напряжение в конце линии U₂:

U₁₁ = U₁₂ - ДU = 240 - 1.83 - j7.6= 238.17 - j7.6

=238.3 B.

Таким образом,

Линия 11 -2:

Мощность S_z1, передаваемая по сопротивлению Z = R + jX в схеме

замещения у начала линии:

S_Z11 = S_Z2 + ?S =4.57 + j5.76 + 1.58 + j6.92 = 117.15 - j1.24 МВ?А.

Схема замещения ЛЭП представлена на рис.

Рассчитаем параметры схемы замещения с учетом длины l = 8.6 км и количества цепей n = 1.

Погонные параметры фазы ВЛ 220 кВ, выполненной проводом АС-

300/66:

r₀ = 0,098 Ом/км; x₀ = 0,429 Ом/км; b₀ = 2,64·10-6 См/км.

Параметры схемы замещения:

R = r₀l/n = 0,098*8.6/1 = 0.84 Ом

X = х₀l/n = 0,429*8.6/1 = 3.7 Ом

B = nb₀l = 1*2,64*10^-6*8.6 = 22.7 * 10^-6 См

U₂ = U_ном = 238.35 кВ.

1. Мощность в конце линии равна мощности подходящей к узлу:

S₂ = S_н =4.57 + j5.76 МВ?А.

2. Зарядная мощность в конце линии:

Q...