При проектировании ВЛ делают расчет на механическую прочность, чтобы линия могла выдерживать перегрузки от ветра и гололеда но в то же время учитывают необходимость экономии и то обстоятельство, что наибольшие перегрузки случаются не каждый год.
Расстояние между опорами выбирают так, чтобы стоимость линии была наименьшей.
Для линий электропередачи в основном применяются сталеалюминевые провода марок АС, отличающиеся друг от друга различным отношением сечений алюминиевой и стальной частей.
По условию механической прочности на линиях выше 1000 В применяются исключительно многопроволочные провода.
Сечение проводов новых линий электропередач определяется по экономическим интервалам [3].
Проверка провода по длительной допустимой токовой нагрузке.
В условиях такой проверки максимальные рабочие токи линии сопоставляют с допустимыми токами на нагрев для проводников, выбранных предварительно по условиям экономической эффективности.
При выводе из строя одной цепи линии, по оставшейся в работе цепи должна передаваться прежняя мощность, то есть ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом:
Iр.m. = 2Iтах. (1.2)
Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме работы, если удовлетворяется условие:
Iр.m ≥1доп. (1.3)
1.1.1 Расчет режимов электрической сети
Режим энергосистемы в самом общем виде определяется как совокупность условий, в которых происходит процесс производства, преобразования, распределения и потребления электроэнергии. Энергосистема представляет собой большое число различных, но взаимосвязанных единством производственного процесса элементов, находящихся в том или ином состоянии, каждый из которых влияет на режим энергосистемы в целом.
Основной целью расчетов режимов при проектировании электрических сетей является определение их параметров, характеризующих условия в которых работают оборудование сетей и ее потребители, а также определение потерь напряжения. Результаты расчетов режимов сетей являются основой для оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, допустимости рассматриваемых режимов с точки зрения работы оборудования сети, а также выявления оптимальных условий энергоснабжения потребителей.
Исходными данными при расчетах режимов электрической сети являются известные мощности потребительских подстанций, величины напряжения источников питания или подстанций систем, получающих энергию по электрическим сетям от электростанций, а также параметры и взаимосвязь элементов сетей, на основе которых составляется расчетная схема замещения.
Результаты расчетов режимов сетей являются основной документацией для выявления допустимости рассматриваемых режимов, оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, выявление наилучших условий функционирования систем.
Режим подстанции в основном определяется значениями суммарной активной и реактивной мощности, напряжением и частотой на сборных шинах подстанции, которые взаимосвязаны как с режимом работы энергосистемы, так и работой самой подстанции.
Расчеты режимов являются одним из самых распространенных и регулярно выполняемых расчетов при проектировании и эксплуатации электрических систем. При этом в качестве исходных данных в большинстве случаев используются:
• схемы сети и параметры элементов;
• активные и реактивные мощности нагрузок;
• активные и реактивные мощности станций;
• модуль и аргумент напряжения в одном из узлов, который называется базисным.
Режим энергосистемы задается по узловым точкам, основным параметрам системы. В разработку режима энергосистемы входит: обеспечение нормальных параметров частоты и напряжения, установление величины и характера ожидаемого потребления энергии и максимума нагрузки, распределение нагрузок между подстанциями энергосистемы с соблюдением экономичности и надежности, установление и распределение резерва мощности и т.д., разработка режима энергосистемы, установление и проверка надежности схемы электрических соединений, расчеты для наиболее характерных периодов, потокораспределения их в энергосистеме и уровней напряжения в узловых точках, расчет динамической и статической устойчивости и т.д.
1.1.2 Определение приведенных затрат
Расчёт приведенных народнохозяйственных затрат проводится в следующем порядке:
Определяют капиталовложения для рассматриваемого варианта развития электрических сетей, которые складываются из сооружения линий электрических передач и подстанций сети:
К = Кл + Кпс (1.4)
Капитальные затраты с достаточной точностью можно определить с помощью укрупнённых показателей стоимости отдельных элементов электрической системы для средних условий строительства:
Кл = Куд · l , (1.5)
где Куд – стоимость 1 км линии [3];
l - длина линии, км.
Затраты на сооружение подстанции включают стоимость оборудования подстанции и постоянные затраты на строительство подстанции, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей.
Кпс = Кяч + Ктр + Кпост , (1.6)
где Кяч – стоимость ячеек распределительных устройств [3];
Ктр – стоимость трансформаторов [3];
Кпост – постоянная часть затрат [3],
Определяются ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:
И'=Ил+Ипс=(аал+аол)·Кл /100+(аап+аоп)·Кпс /100 (1.7)
где аал – амортизационные отчисления на линии электропередачи;
аол – отчисления на обслуживание линий электропередачи;
аап – амортизационные отчисления на подстанции;
аоп – отчисления на обслуживание подстанций.
Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии:
Зпот=Зэ'ΔЭ'+ Зэ''ΔЭ", (1.8)
где ΔЭ' – переменные потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, кВт·ч;
ΔЭ" – постоянные потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки, кВт·ч;
Зэ' – замыкающие затраты на переменные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч;
Зэ'' – замыкающие затраты на постоянные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч.
Переменные потери электрической энергии определяются:
ΔЭ'=τΣΔРмакс, (1.9)
где ΣΔРмакс – суммарные переменные потери, активной мощности в сети в максимальном режиме. Определяются путем суммирования двух параметров из распечатки результатов: "Суммарные потери по воздушным линиям и трансформаторам";
τ – время максимальных потерь. Находится по эмпирической формуле:
τ = (0,124 +Тнб /10000)2·8760 (1.10)
Постоянные потери электрической энергии определяются:
ΔЭ''=Тр ΣΔРхх, (1.11)
где ΣΔРхх – суммарные потери активной мощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путем суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети; потери на корону в линиях не учитываются;
Тр - время работы трансформаторов в году. Тр обычно принимается равным 8760 часов.
Значения Зэ' Зэ '' определяются по графическим зависимостям [3].
Вычисляются суммарные эксплуатационные издержки по сети:
И = И' + Зпот (1.12)
Приведенные затраты для различных вариантов развития определяются по выражению:
З=Ен·К+И, (1.13)
где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год (Ен=0,12).
После расчёта всех необходимых параметров подстанции при проектировании для каждого варианта развития сети, необходимо произвести сравнение технико-экономических показателей вариантов развития энергосети.
Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать следующим условиям сопоставимости:
• варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию;
• все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода;
• развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается за один и тот же период времени;
• сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения;
• все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня по источникам равной достоверности;
• тарифы, перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.
1.1.3 Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона
Энергосистема осуществляет централизованное энергоснабжение энергорайона одного из южных регионов РФ.
На балансе электрических сетей «В» находятся:
• 2 электростанции общей мощностью 1 250 МВт;
• 4 подстанций 220 кВ;
• 12 подстанции 110 кВ;
• ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км;
• ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км.
Карта-схема существующей сети с новым перспективным узлом потребления представлена в приложении А. Данные о перспективных нагрузках на конец пятого года в существующих узлах представлены в исходных данных для расчёта максимального режима электрической сети в программе RastrWin (см. приложение Б).
1.2 Варианты развития электрической сети
Рассмотрим три варианта присоединения проектируемой подстанции П25 к электрической сети для нахождения варианта с наименьшими затратами. При этом должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся от проектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемого качества.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21
