CC BY
57ПРИМЕНЕНИЕ НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ 35 КВ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Трофимов Н.А.1, Потапов В.С.2, Перминов Р.В.3
'Трофимов Николай Андреевич — студент;
2Потапов Владислав Сергеевич — студент; 3Перминов Роман Валерьевич — студент, кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва
Аннотация: в статье представлено изучение возможности применения номинального напряжения 35 кВ при проектировании районной электрической сети.
Ключевые слова: электроэнергетика, электрооборудование, номинальное напряжение, капиталовложения, дисконтированные затраты.
В данном исследовании будем определять целесообразность применения номинально напряжения 35 кВ при проектировании районной электрической сети. Для этого мы рассмотрим модель из двух подстанций, с активной нагрузкой 15 МВт на первой, 12 МВт на второй и расстоянием 33 км между ними. Будет производиться сравнение выполнения модели на разные классы напряжения: 35 и 110 кВ.
При изменении напряжения со 110 на 35 кВ, как правило, экономическое сечение увеличивается в несколько раз, но это не сказывается на выборе провода, поскольку в большинстве случаев определяющим для линии является ограничение по механической прочности провода.
Важным фактором при выборе номинально напряжения по нагрузкам является осуществимость схемы сети, это значит, что уровень потерь должен соответствовать допустимому для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ в соответствии с принципом встречного регулирования напряжения у наиболее электрически удалённых от источника питания подстанций.
После расчёта и выбора электрооборудования по критерию минимизации дисконтированных затрат получаем, что вариант исполнения участка сети на 35 кВ на 70% дешевле аналогичного участка выполненного на номинальное напряжение 110 кВ.
Проведём сравнение двух вариантов исполнения участка сети на номинальное напряжение 35 и 110 кВ при различных темпах роста нагрузки для выявления необходимых для исследования закономерностей.
Для начала примем, что темп роста нагрузки невысокий и составляет 1,5 % в год.
Рассчитав капиталовложения на строительство и издержки на эксплуатацию сети, вычислим дисконтированные затраты (ДЗ) за 20 лет эксплуатации сети [1]. Сценарий замены электрооборудования по нагрузочной способности представлен в таблицах 1 и 2.
Таблица 1. Сценарий замены электрооборудования в сети 35 кВ при темпе роста нагрузки 1,5 % в год
Год Подстанция Электрооборудование
1 4 ТДТН-25000/110
6 ТМН-10000/35
10 6 ТДН-16000/35
16 4 ТДТН-40000/110
Сумма ДЗ: 394557 тыс.руб.
Таблица 2. Сценарий замены электрооборудования в сети 110 кВ при темпе роста нагрузки 1,5 %о в год
Год Подстанция Электрооборудование
1 4 ТДН-16000/110
6 ТДН-10000/110
10 6 ТДН-16000/110
Сумма ДЗ: 635640 тыс.руб.
При сопоставлении дисконтированных затрат за 20 лет эксплуатации получаем, что сеть с номинальным напряжением на 35 кВ на 38% дешевле аналогичной сети на номинальное напряжение 110 кВ.
До этого мы считали, что темп роста нагрузки невысокий и сделали вывод о целесообразности применения номинального напряжения 35 кВ. Для дальнейшего сопоставления двух вариантов исполнения участка сети рассмотрим вариант, когда темпы роста нагрузки достигают 5 % в год. Проведём аналогичные расчёты. Сценарий замены электрооборудования по нагрузочной способности представлен в таблицах 3 и 4.
Таблица 3. Сценарий замены электрооборудования в сети 35 кВ при темпе роста нагрузки 5% в год
Год Подстанция Электрооборудование
1 4 ТДТН-25000/110
6 ТМН-10000/35
3 6 ТДН-16000/35
5 4 ТДТН-40000/110
13 6 ТРДН-25000/35 2хБСК
15 4 ТДТН-63000/110
4-6 АС 150/24
Сумма ДЗ: 462228 тыс.руб.
Таблица 4. Сценарий замены электрооборудования в сети 110 кВ при темпе роста нагрузки 5 в год
Год Подстанция Электрооборудование
1 4 ТДН-16000/110
6 ТДН-10000/110
3 6 ТДН-16000/110
8 4 ТРДН-25000/110
13 6 ТРДН-25000/110
18 4 ТРДН-40000/110
Сумма ДЗ: 666654 тыс.руб.
При расчёте в ПВК Ка:з1^т3 на конец 20 года эксплуатации сети с номинальным напряжением 35 кВ провод АС 150/24 достигает предела по термической стойкости. Ранее установленные батареи на ПС 6 не помогают в поддержании установленного номинального напряжения у потребителей.
Постройка и эксплуатация схемы с номинальным напряжением 35 кВ теперь на 31 % дешевле аналогичной схемы с электрооборудованием на 110 кВ, наблюдаем сокращение в разнице дисконтированных затрат между двумя номинальными напряжениями при росте темпа нагрузки. Так же видно, что предел передаваемой мощности по ЛЭП 35 кВ наступил достаточно рано, что играет негативную роль при дальнейшем увеличении темпа роста нагрузки.
Скорое ограничение верхней границей применяемого сечения для данного класса напряжения часто является определяющим условием для необходимости переоборудования схемы под новое номинальное напряжение.
В современной руководящей документации не рекомендуется использование номинального напряжения 35 кВ. Основной недостаток данного класса напряжения — быстрое достижение предела по передаваемой мощности с последующей реконструкцией сети под новое номинальное напряжение 110 кВ.
После проведённого исследования приходим к следующим выводам: если заранее известно, что не предполагается большое увеличение нагрузки, то при проектировании районной электрической сети имеет смысл применение номинального напряжения 35 кВ, ведь оно, дешевле в сооружении и эксплуатации аналогичной сети на 110 кВ. Если же заранее известно, что предполагается значительное увеличение нагрузки, то имеет смысл сразу строить сеть с номинальным напряжением 110 кВ, так как экономия на первоначальном строительстве сети с напряжением 35 кВ не перекрывает расходов на реконструкцию сети под новый класс напряжения.
Список литературы
1. Проектирование районной электрической сети: методические указания к курсовому проектированию / А.А. Глазунов, Г.В. Шведов. М.: Издательский дом МЭИ, 2010. 72 с.
2. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.: Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк., 1998. 511 с.
3. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Л.Д. Файбисовича. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2005 г. 320 с.
ОЦЕНКА ЗАГРУЖЕННОСТИ ЭЭС АРМЕНИИ ПО ПРОПУСКНОЙ
СПОСОБНОСТИ Перминов Р.В.1, Потапов В.С.2, Трофимов Н.А.3, Джулакян М.В.4
1 Перминов Роман Валерьевич — студент; 2Потапов Владислав Сергеевич — студент; 3Трофимов Николай Андреевич — студент; 4Джулакян Мартин Варданович — студент, кафедра электроэнергетических систем, Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт, г. Москва
Аннотация: в статье представлено исследование загруженности ЭЭС Армении относительно пропускной способности сети по допустимому току.
Ключевые слова: электроэнергетика, параметры сети, допустимый ток, пропускная способность.
Электроэнергетическая система Армении, обеспечивающая своим функционированием работу промышленности, транспорта - всю жизненную деятельность городов, районов и всей страны должна работать постоянно и надежно.
В последние годы производство электроэнергии составляет 6 млрд кВт/час, и 30% - 35% от всей выработки приходится на долю Армянской АЭС.
Рис. 1. Баланс выработки и установленной мощности электроэнергии на 2003г.
Системообразующая сеть с напряжением 330-220-110 (частично) кВ имеет кольцевую структуру с большой пропускной способностью и может обеспечить транспортировку и в системе, и вне системы.
Сеть передачи электроэнергии в Армении состоит из:
— 330 кВ, 164 км, 1электроподстанция,
— 220 кВ, 1,323 км, 14 электроподстанций,
— 110 кВ, 3,169 км, 119электроподстанций.
В данном исследовании мы будем определять пропускную способность существующей ЭЭС Армении сопоставляя протекающий по линиям ток с допустимым в соответствии с конструктивным исполнением линий. За исходные данные возьмем структурную схему и показатели нагрузки, представленные на рисунке 2.
