Анализ существующей схемы электрических сети и динамика роста электропотребления Иссыкского РЭС

В настоящее время на территории, обслуживаемой Иссыкским РЭС, все населенные пункты охвачены централизованным электроснабжением.

Карта существующих сетей Иссыкского РЭС приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Существующая схема электрических сетей Есикского РЭС

Передача электроэнергии осуществляется по электрическим сетям напряжением 220, 110, 35, 10, 6 и 0,4 кВ. Собственных источников электроэнергии нет. В ведомстве Иссыкского РЭС находится одна подстанция 220/110/10 кВ, получающая питание по линиям 220 кВ от шин ТЭЦ-3; пять подстанций 110/35/10 кВ и 13 подстанций 35/10 кВ. Схема главных электрических соединений подстанций Иссыкского РЭС приведена на рисунке 1.2

В перспективе дальнейшего роста промышленности данного региона, развития малого и среднего бизнеса и другие факторы будут способствовать увеличению уровня электрических нагрузок.

С учетом вышесказанного, была определена потребность в электрической энергии на уровень 2011 и 2015 г.г. Прогноз потребления и производства электроэнергии рассматриваемого энергоузла представлен в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Нагрузки на 2011 год и на персппективу до 2015 г.

Наименование подстанции	2011 г., МВА	2013, МВА	2015 г., МВА
ПС 68 И Шелек 220/110/35 кВ Аягуз	25+j10	27 +j11,3	28,8+j12,6
ПС 47И Каражота 35/10 кВ Чигужи	0,8+j0,5	1,8+j2.1	1,9+j2.3
ПС 43И Малыбай 35/10 кВ	3+j2.5	4+j3	5+j4,5
ПС 42И Октябрьская 35/10 кВ	3+j2.5	4+j3	5+j4,5
ПС 45И Нурлы 35/10 кВ	0,7+j0,3	1,7+j2	1,9+j2.1
ПС Новая 35/10 кВ	0,7+j0,4	1+j1,6	1,2+j1,8

Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты. Это вариант, в котором потребитель получит нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности и доступной стоимости.

Сопоставление вариантов схемы сети осуществляются путем сравнения расчетов экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием определяется наивыгоднийший вариант с минимальными приведенными затратами. Схема электрической сети может быть определен путем применения номинальных напряжений, числом ступеней трансформации, схемой соединения подстанций и схемами электрических соединений понижающих подстанций. Сравниваемые варианты развития сети должны обеспечивать равноценный полезной отпуск электроэнергии по потребителям при заданном режиме потребления, мощности нагрузки.

Выбор номинального напряжения электрической сети существенно влияет на ее технико-экономические показатели и на технические характеристики.

Так при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается будущее развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и, кроме того, обладает меньшей пропускной способностью. В связи с этим становится очевидным важность правильность выбора номинального напряжения сети при ее проектировании.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от ряда факторов: мощности нагрузок, удаленность от источников питания, их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети, способов регулирования напряжения.

Выбор сечения проводов и кабелей по условиям допустимого нагрева является наиболее важной задачей, имеющей первостепенное значение для надежной работы электрических сетей.

Итак, сравниваются два варианта выполнения электропередачи:

Первый вариант выполнения электропередачи:

а) строительство двух ВЛ 35 кВ «Каражота -Новая» протяженностью 12,5 км;

г) строительство ПС 35/10 кВ «Новая».

Второй вариант выполнения:

а) строительство ВЛ 35 кВ «Каражота - Новая» протяженностью 12,5 км;

б) расширение ОРУ 35 кВ ПС 35/10 кВ «Каражота»;

в) строительство ВЛ 35 кВ «Нурлы-Каражота» протяженностью 18 км;

в) расширение ПС 35 кВ «Нурлы»;

Для расчетов введем следующие допущения:

- примем, что варианты равноценны по надежности,

- капиталовложения в сеть считаются единовременными, а годовые издержки - постоянными. В этом случае оценка вариантов производится по расчетным затратам, которые определяются по выражению:

,

(2.1)

где -номера сравниваемых вариантов,

- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

равный 0,12,

- капиталовложения в объекты сети,

- полные годовые отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживания электрической сети,

- затраты на компенсацию потерь электроэнергии в сети.

Полные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание сети могут быть найдены по выражению:

,

(2.2)

где - капиталовложения в i-ый элемент сети,

- нормы амортизационных отчислений на i-ый элемент.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии для каждого варианта определяем по формуле (2.3):

,

(2.3)

где - переменные потери мощности, зависящие от нагрузки,

- постоянные потери мощности, независящие от нагрузки,

и – удельные затраты на компенсацию соответственно переменных и постоянных потерь, тенге/кВт-час,

и – время максимальных потерь соответственно для переменных и постоянных потерь мощности ( принимаем по кривой зависимости времени максимальных потерь от времени использования максимума мощности, часов – это время работы оборудования).

По приведенным выражениям определяем расчетные затраты по каждому из сравниваемых вариантов. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, характеризующийся меньшими расчетными затратами.

Для сравнения необходимо рассчитать капитальные вложения на строительство электрических сетей и подстанций, которые определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования.

Определим капитальные вложения в первом варианте сети. Найдем капитальные затраты на две воздушные линий напряжением 35 кВ, включаемых в рассечку ВЛ 35 ПС Шелек-Каражота, на стальных опорах, в районе по гололедности III. Капитальные затраты рассчитываются по формуле

,

(2.4)

где - удельные капитальные затраты на строительство линии, млн.тенге.,

- длина линии, км,

- поправочный коэффициент, показывающий зависимость затрат от района строительства линии, .

Капиталовложения в подстанцию соответствует средним условиям строительства и учитывает все затраты производственного назначения. В стоимость ПС включены затраты на внешние инженерные сети в объемах, предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 110-750 кВ». Также в эту сумму заложена стоимость постоянного отвода земли.

Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:

К_П = (∑_Кi · n_i + К_пост) · α_р, (2.5)

где Ki - расчетные стоимости распределительных устройств, трансформаторов, токоограничивающих реакторов, а также дополнительные капиталовложения линейных ячеек, оборудованных высокочастотной связью;

ni - соответственно число единиц перечисленного оборудования;

К_пост - постоянная часть затрат по подстанции, мало зависящая от мощности подстан­ции;

а_р - коэффициент, учитывающий район сооружения.

Общие капитальные вложения в строительство энергообъекта рассчитываются по формуле:

К = К_Л + К_П (2.6)

Проводим технико-экономическое сравнение вариантов. Сравнение производим по приведенным затратам. Определим нормы ежегодныхотчислений на амортизацию , ремонт и обслуживание :

,	(2.7)
,	(2.8)
	(2.9)

где - норма ежегодных отчислений на амортизацию,

- нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание.

Нормы ежегодных отчислений показаны в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Нормы ежегодных отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание, в относительных единицах

Наименование оборудования	Амортизация	Ремонт и обслуживание	Суммарные отчисления
Воздушные линии 35 кВ на стальных и железобетонных опорах	0,024	0,005	0,029
Силовое, электротехническое оборудование 35 кВ	0,064	0,02	0,084

Находим издержки на компенсацию потерь электроэнергии. По заданному значению часов, найдем время максимальных потерь часов.

Стоимость переменных и постоянных потерь электроэнергии соответственно составляют тенге/кВт-час, тенге/кВт-час.

Определяем переменные и постоянные потери мощности . Потери в ЛЭП рассчитаны в программе “RASTR” рисунок 2.2, 2.8. Постоянные мощности находим по формуле

,

(2.10)

где - переменные потери в линии, МВт,

- переменные потери в трансформаторе, МВт.

,

(2.11)

где - потери на корону в ЛЭП, МВт,

- потери холостого хода в трансформаторе, МВт.

Находим потери на корону

,

(2.12)

где - потери на корону на 1 км линии.

Потери холостого хода в трансформаторе для трансформатора находим из каталожных данных . Найдем переменные потери в ЛЭП .

Рассмотрим потери в трансформаторе при одинаковом времени загрузки обмоток трансформатора. Тогда переменные потери мощности вычисляем по формуле

(2.13)

Расчет параметров сети для первого варианта схемы развития

Как уже говорилось выше в первом варианте подстанция «Новая» будет получать питание от линий 35 кВ ПС 47 И Каражота. Все линии 35 кВ в Иссыкском РЭС выполнены маркой провода АС-70/11. Принимаем тоже сечение и марку провода для выполнения ВЛ 35 кВ Каражота-Новая.

Активное сопротивление линии (Ом) определяется как:

(2.1)

где L – длина линии, км,

r₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км.

Реактивное сопротивление (Ом) определяется как:

(2.2)

где х₀ – удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Все удельные величины r_0, х_0,, определяются по справочникам в зависимости от марки провода. В таблице 2.1 приведены справочные данные проводов линий электропередачи данного участка сети.

Таблица 2.1 - Параметры линий электропередачи

Название	Номер участка	Длина, км	Марка провода	, Ом	, Ом
ПС 68И Шелек-ПС 47И Каржота   ПС 47И Каражота-ПС «Новая»	1-2     2-3	14,4     12,5	AC–70/11     AC–70/11	0,428     0,428	0,432     0,432

По формуле (2.1) рассчитаем активное сопротивление линии для участка 1-2, ПС Шелек–ПСКаражота:

, Ом/км;

Для участка 2 – 3, Каражота-Новая:

, Ом/км;

Далее, рассчитаем реактивное сопротовление по формуле (2.2) для участка 1 – 2, Шелек- Каражота:

Ом/км.

Для участка 2 – 3, Каражота–Новая:

Ом/км.

Расчетные и справочные данные сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 – Параметры схемы замещения участков сети

Участок сети	Марк провода	Длина линии, L, км	Удельные параметры, ro+jxo, Ом/км	Параметры R-jX, Ом
1-2	АС-70	14,4	0,428+j0,432	6,16+ j6,22
2-3	АС-70	12,5	0,428+j0,432	5,35+j10,47

Для выполнения уточненного расчета существующего режима необходимо знать расчетные данные трансформаторов, установленных в узлах нагрузки.

Произведем выбор трансформаторов на подстанцию «Новая».

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусмат­ривается, как правило, установка двух трансформаторов.

При установке двух трансформаторов (автотрансформаторов) при от­сутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каж­дого трансформатора (автотрансформатора) выбирается по формуле:

При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений мощ­ность каждого из них выбирается с учетом нагрузки трансформатора не более 70% от суммарной максимальной нагрузки подстанций в номинальном режиме, и из условия покрытия нагрузки потребителей при выходе из работы одного трансформатора с учетом допустимой перегрузки до 40%. Согласно ПУЭ трансформаторы в аварийных режимах допускают пере­грузку до 140% на время максимума нагрузки не более 6 часов в течение 5 суток.

Таким образом, желаемая мощность трансформатора выбирается по формуле :

(2.18)

После определения желаемой мощности трансформатора выбирается стан­дартный трансформатор большей номинальной мощности и проверяется его коэффициент загрузки по формуле :

(2.19)

где n- число трансформаторов.

Рассчитывается желаемая мощность трансформатора, по формуле (2.18):

МВА

Выбираем стандартный трансформатор типа 2хТМН - 4000/35У1

большей номинальной мощности и проверяется его коэффициент загрузки по формуле (2.19):

Трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Параметры трансформаторов приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Параметры трансформаторов

N узла, название ПС	Марка и количество трансформаторов	Ux, %	∆Рк, кВт	∆Рх, кВт	Rт, Ом	Хт, Ом	∆Qх, кВар
2, ПС 47И Каражота   3, ПС Новая	2×ТМН–2500/35/10     2×ТМН–4000/35/10	6,5     7,5	23,5;26     33,5	5,1     6,7	4,6     2,6	31,9	27,5

Составим расчетную схему замещения, в которую входт входят линии электропередачи рассматриваемого участка сети ПС Шелек–Каражота-Новая и трансформаторы, установленные на этих подстанциях (рисунок 2.1)

.

Рисунок 2.1 - Схема замещения данного участка сети

Расчет параметров сети для второго варианта схемы развития

Во втором рассматриваемом варианте конфигурации электрической сети подстанция «Новая» будет получать питание от линий 35 кВ ПС 47 И Каражота и от ПС 45 И Нурлы.

Расчет производим по методике приведенной выше.

В таблице 2.4 приведены справочные данные проводов линий электропередачи данного участка сети.

Таблица 2.4 - Параметры линий электропередачи

Название	Номер участка	Длина, км	Марка провода	, Ом	, Ом
ПС 68И Шелек-ПС 47И Каржота   ПС 47И Каражота-ПС «Новая»   ПС «Новая» - ПС 45И Нурлы   ПС 45 И Нурлы-ПС68И Шелек	1-2     2-3     3-4   4-5	14,4     12,5       27,5	AC–70/11     AC–70/11     AC–70/11   AC–70/11	0,428     0,428     0,428   0,428	0,432     0,432     0,432   0,432

По формулам (2.1), (2.2) и (2.3) рассчитаем значения активных, реактивных сопротивлений и проводимостей линий. Расчет сведем в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 – Параметры схемы замещения участков сети

Участок сети	Марк провода	Длина линии, L, км	Удельные параметры, ro+jxo, Ом/км	Параметры R-jX, Ом
1-2	АС-70	14,4	0,428+j0,432	6,16+ j6,22
2-3	АС-70	12,5	0,428+j0,432	5,35+j10,47
3-4	АС-70		0,428+j0,432	7,71+ j7,78
4-1	АС-70	27,5	0,428+j0,432	11,77+j11,88

В таблице 2.6. представлены данные по установленным трансформаторам на подстанциях.

Таблица 2.6 – Каталожные данные трансформаторов

N узла, название ПС	Марка и количество трансформаторов	Ux, %	∆Рк, кВт	∆Рх, кВт	Rт, Ом	Хт, Ом	∆Qх, кВар
2, ПС 47И Каражота 3, ПС Новая   4, ПС 45И Нурлы	2×ТМН–2500/35/10 2×ТМН–4000/35/10   2×ТМН–4000/35/10	6,5   7,5   7,5	23,5;26   33,5   33,5	5,1   6,7   6,7	4,6   2,6   2,6	31,9	27,5

Составим расчетную схему замещения, в которую входт входят линии электропередачи рассматриваемого участка сети ПС Шелек–ПС Каражота-ПС Новая-ПС Нурлы-ПС Шелек (рисунок 2.7)

.

Рисунок 2.7 - Схема замещения данного участка сети

Заключение

Из проведенного анализа, можно сказать, что в данном регионе бурно развиваются отрасли производства такие как горнодобывающей, стройматериалов, электротехнической, легкой и пищевой отрасли.

В области успешно развивается винодельческая отрасль пищевой промышленности. Развивается сельское хозяйство, малое предпринимательство, фермерские хозяйства, сельхозпредприятия и хозяйства населения. Сведения о динамике роста нагрузок приведены выше в таблице 1.1 .

Новые потребители и развитие уже действующих потребителей и объектов, расширение области применения электроэнергии, и конечно же повышение требований к надежности и качеству энергоснабжения как новых, так и действующих потребителей предопределяет необходимость неуклонного развития электрических сетей.

В связи с тем, что прогнозируется рост электропотребления и увеличения нагрузок данной области в работе предполагается произвести В работе предлагается произвести проект развития электрических сетей 35 кВ и строительство подстанции «Новая».

Список использованной литературы

1. Правила устройства электроустановок.- Астана 2003. - 592 с.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. «Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования - М.: Энергоатомиздат. 1989. - 311 с.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под ред. С. С. Рокотяна, И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. -332 с.

4.Рожкова А. Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций.- М.: Энергия, 1980. - 600 с.

5. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы. - М.: Энергия, 1970. - 520 с.

6. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов,– М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

7. Методические указания к организационно-экономической части дипломных проектов. / Составители.: В. И. Свешников, Н. А. Пономарёва/ Юж.-Рос. гос.техн. ун-т, Новочеркасск: ЮРГТУ, 2005. - 35-с.

8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с

9. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. С.А. Бажанов, И.С. Батхон, И.А. Баумштейн и др.; Под ред. И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1981. – 656 с.,