Расчет системы электроснабжения

 

Вследствие отключения ВЛ 110 кВ Щучанская–Кузнецовская произошло значительное увеличение перетока мощности по оставшимся в работе ВЛ 110кВ, но превышения длительных допустимых токовых нагрузок ВЛ нет. Максимальный нагрузочный ток по проектируемому участку ВЛ составляет  121 А (ток по ВЛ 110 кВ КС-13–Песчанка), что не превышает длительного допустимого тока для провода марки АС-120/19 составляющего 390 А. Напряжения на шинах 110 кВ подстанций несколько снижено, но находиться в допустимых пределах.

 

4.5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ СХЕМ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

Определяем технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения подстанции Песчанка. Расчет производим по методике, изложенной в [29].

Годовые приведенные затраты находятся  по выражению.

                        З =

Е_i · К_i + С_э + У,                              (4.7)

где Е_i - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Е_Н =0,12, отчислений на амортизацию Е_аi  и расходов на обслуживание E_0i : Е_i = Е_Н + Е_аi + E_0i (4.8). Отчисления на амортизацию, обслуживание и текущий ремонт могут быть приняты по данным таблицы 48 [30]. Для линии электропередач напряжением 35 кВ и выше  нормы отчислений на амортизацию и обслуживание равны 2,8 %.

К_i - сумма капитальных затрат i-группы одинаковых (например, силовых трансформаторов, ячеек РП и т.д.). Капитальные вложения в систему электроснабжения (или рассматриваемую ее часть) производятся единовременно. Стоимость монтажа электрооборудования при технико-экономическом сравнении с целью упрощения расчетов принимается одинаковой для рассматриваемых вариантов и поэтому может не учитываться. При расчете капиталовложении в оборудование ПС и строительство линии используем укрупненные показатели стоимости электрооборудования 1990 г. [28], умноженные на коэффициент удорожания. Примем его равным 65;

С_э - стоимость годовых потерь электроэнергии, руб/кВт*ч. Принимаем равным тарифу на покупку электроэнергии по линиям 110 кВ, т. е  равным  1,3 рубля;

У - народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения, он определяется для вариантов, неравноценных  по надежности. В нашем случае рассматриваются равнонадежные варианты, и показатель У, таким образом, из расчетов исключается.

Определим капиталовложения в строительство  системы электроснабжения по варианту 2   (вариант 1). В данном случае капитальные затраты в  строительство данной ЛЭП будут  складываться из двух составляющих: стоимости строительства самой ЛЭП и дополнительных затрат на приобретение элегазового выключателя.

Определим затраты в  строительство воздушной линии. Для второго района по гололеду стоимость сооружения  1 км двухцепной линии, выполненной проводом марки АС-120/19 и стальными опорами, с учетом коэффициента удорожания составляет K0.120/16=4680 тыс. руб./км. Тогда капиталовложения равны:

            

,                           (4.9)

где lвар2. – длина строящегося участка линии во втором рассматриваемом варианте линии, км; – стоимость элегазового выключателя на 110 кВ. Составляет 2500 тыс/руб [28].

 

тыс. руб.

Определим годовые потери электроэнергии в линии.

                                       ,                                         (4.10)

где   - потери активной мощности в линиях в нормальном режиме для варианта 2 [таблица 4.6], кВт; τ – время потерь, ч.

                                       τ= ,                             (4.11)

где - число часов использования максимума нагрузки;

                                     τ= ч.

Потери энергии составляют

                                  кВт*ч.

Производим аналогичный расчет для варианта 4.

Для варианта  капитальные  вложения будут состоять из следующих  слагаемых: стоимости  строительства  ВЛ Песчанка–Пуктыш, участка ВЛ 110 кВ Песчанка– отпайка ВЛ КС-13–Галкино.

                  

,                      (4.12)

где , l – длины ВЛ Песчанка – Пуктыш и ВЛ Песчанка– отп. Песчанка; – капиталовложения в строительство одноцепной ВЛ 110 кВ, выполненной проводом АС – 70/11, составляют 2730 тыс. руб.

                               тыс. руб.

Годовые потери электроэнергии для данного варианта составят:

                            

,                                              (4.13)

где – потери активной мощности в линиях в нормальном режиме для варианта 2 [таблица 4.3], кВт

   

кВт∙ч.

Таблица 4.8 – Результаты сравнения вариантов ЛЭП

Вариант	Капитальные затраты K, тыс. руб.	Приведенные капитальные  затраты  , тыс.руб.	Стоимость потерь электроэнергии ΔЭ, тыс. кВт*ч.	Стоимость потерь электроэнергии, Сэ, тыс.руб	Приведенные затраты З, тыс. руб.
Вариант 2	32920	4872,2	1118,25	1453,7	6325
Вариант 4	76713	11353,5	1022,7	1329,5	12638

Как видно из расчета  вариант 2 обладает значительной  экономической  эффективностью.

 

6.  ВЫБОР ТИПА ОПОР И ЛИНЕЙНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ

 

Типы унифицированных опор выбираются исходя из следующих условий:

- напряжение проектируемой  ЛЭП;

- климатические условия  района строительства ЛЭП;

- типа провода.

Для  выбранного  варианта  двухцепной линии электропередач  110 кВ, расположенной в районе II по ветровой нагрузке и II по толщине стенки гололеда, принимаем следующие типы унифицированных опор: промежуточные – П -110-4,   угловые и концевые – У-110-1.  На опорах данного типа устанавливается грозозащитный трос типа ПС – 50.

Изоляция линии электропередач выбирается с учетом воздействия рабочего напряжения, коммутационных и грозовых перенапряжении. Выбираем гирлянды подвесных изоляторов типа LS-70/20, обладающих характеристиками, приведенными в таблице 4.9.

  Определим число изоляторов в гирлянде по рабочему напряжению по следующей формуле

                                

,                          (4.14)

где l0 – удельный путь утечки для различной степени загрязнения данной трассы (для  линии  110 кВ - 1,6 см/кВ [31]); Uл - наибольшее допустимое линейное напряжение данного класса изоляции, кВ; lиз – длина пути утечки, см; К – коэффициент эффективности длины утечки. Равен 1,1 [31].

.

Тогда с учетом установки  в гирлянду одного запасного изолятора  общее число изоляторов в гирлянде равно 5. 

Таблица 4.9 –Характеристики гирлянды подвесных изоляторов  типа LS – 70/20

Номинальный параметр	Значение
Номинальное напряжение, кВ	20
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	24
Испытательное напряжение полного  грозового импульса, кВ	125
Выдерживаемое испытательное напряжение промышленной частоты в сухом  состоянии, кВ	75
То же, но в состоянии под дождем, кВ	60
Механическая разрушающая сила  при растяжении, кН	Не менее 70
Рабочая нагрузка на растяжение, кН, не более:	35
Длина пути утечки, мм	не менее 620

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

 

Вычисление токов короткого  замыкания необходимо для:

1) выбора электрооборудования;

2) выбора средств ограничения токов короткого замыкания;

3) проектирования релейной защиты.

Исходя из этих соображений, и составляют расчетную схему и схему замещения. Расчет токов КЗ ведем в именнованых единицах приближенным приведением. За основную сторону принимаем сторону 110 кВ. Трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно.

На рисунке 5.1 представлены  расчетная схема сети  и схема замещения прямой последовательности проектируемой системы электроснабжения.

                         а                                                                                   б

Рисунок 5.1 – Расчетная схема (а)  и схема замещения прямой последовательности (б) системы электроснабжения подстанции Песчанка

Произведем расчет параметров схемы замещения. Все сопротивления приводятся к основной ступени напряжения, за которую  принято U=115 кВ.

  Сопротивление прямой последовательности системы 1 (шины ПС КС-13) в максимальном режиме равно

                                       

,                                     (5.1)

где - ток короткого замыкания на шинах системы в максимальном режиме. Он равен току трехфазного КЗ на шинах ПС 110/10 кВ  КС-13 в максимальном режиме  = А.

Ом.

В минимальном режиме А

Ом.

Сопротивление прямой последовательности линии КС-13–Песчанка равно 

                           ,                                  (5.2)

где x0 – индуктивное сопротивление одного км линии (для провода АС – 120/19  x0=0,427 Ом/км по [13]);  lл- длина линии, км.  

Ом.

Аналогично рассчитываем сопротивления ЭС 2 (шины ПС Галкино) и линии Галкино–Песчанка. Ток трехфазного КЗ на шинах ПС 110 кВ Галкино равен в максимальном режиме равен 2921 А, в минимальном – 1821 А.

Сопротивление ЭС2 в максимальном режиме:

Ом;

в минимальном

         

Ом.

Сопротивление прямой последовательности ВЛ 110 кВ Галкино–Песчанка равно

  Ом.                        

Определим сопротивление прямой последовательности трансформатора на ПС Песчанка.

                          

,                                  (5.3)   

где uk– относительное напряжение короткого замыкания трансформатора,  приведенное к номинальному. Для  ТМН-6300/110/10 uk=10,5 %  [13], Sт.ном – номинальная мощность трансформатора.  

Ом.

Произведем расчет тока трехфазного КЗ на шинах высшего напряжения  подстанции (точка К1) в максимальном режиме. Для этого определим эквивалентное сопротивление схемы и линии. Оно равно

                   

,                    (5.4)

 Ом.

Тогда ток КЗ в данной точке в максимальном режиме равен 

                                   

.                                        (5.5)

4,19 кА.

Определим ударный ток  при данном коротком замыкании. При этом для упрощения расчетов примем ударный коэффициент kу равным 1,93 [по 17, страница 13]. Тогда

,                                       (5.6)             .

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу  5.1

 Определим токи нулевой последовательности в точке К1.  Составляем схему замещения  нулевой последовательности, учитывая при этом некоторые условия:

- трансформаторы и  линии работают в раздельном  режиме;

- нейтрали трансформаторов  не  заземлены.

 

 

  Таблица 5 .1 - Сводная таблица расчета токов короткого замыкания

Расчетная точка	Рассчитанные параметры
	Режим	,Ом	, кА	iуд,  кА
1	2	3	4	5
К1	Макс.	15,85	4,19	11,4
	Мин.	22	3,02	8,21
К2	Макс.	236,25	0,281/3,08	8,38
	Мин.	242,4	0,274/3	8,16

Примечание: для точки  К2 в графе 4 в числителе указано значение тока КЗ приведенное к стороне 110 кВ, в знаменателе – фактический ток на стороне 10 кВ.

Тогда схема замещения  будет иметь вид (см. рисунок 6.2)

Рисунок 5.2 – Схема замещения нулевой последовательности системы электроснабжения подстанции Песчанка

Сопротивления нулевой последовательности для систем 1 и 2 примем равными