Проектирование электрической сети 35-110 кв промышленного района

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 35-110 кВ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

1.1 Потребление активной мощности, баланс реактивной мощности, выбор компенсирующих устройств в проектируемой сети

При проектировании электрической сети 35--110 кВ промышленного района, являющейся элементом электроэнергетической сети, предполагается, что установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия потребностей в активной мощности района, т. е. баланс активной мощности в системе обеспечен. Потребление активной мощности определяется нагрузками заданных пунктов и потерями активной мощности во всех элементах (линиях и трансформаторах) проектируемой сети для периода наибольших нагрузок. Выдаваемая в сеть активная мощность генераторов энергосистемы приближенно определяется выражением:

, (2.1)

где Р_Г - суммарная активная мощность генераторов электростанций системы, отдаваемая в проектируемую сеть; Р_{п i} - наибольшая активная мощность i-го пункта потребления электроэнергии; i=1,2, ...; п, где п -- число пунктов в сети. мощность проектируемый сеть электрический

В правой части выражения (2.1) первое слагаемое представляет собой сумму заданных наибольших нагрузок пунктов потребления сети с учетом возможности несовпадения по времени суток наибольших нагрузок отдельных пунктов (К_рм=0,95), второе слагаемое - суммарные потери активной мощности в элементах сети, которые приближенно составляют 6% от суммы заданных наибольших нагрузок пунктов потребления.

Баланс реактивной мощности или необходимость в дополнительных источниках для его обеспечения устанавливается при учебном проектировании приближенно до выбора схемы районной сети по результатам технико-экономического расчета на основе приближенной оценки возможных составляющих баланса реактивной мощности. Это объясняется тем, что компенсация части реактивной мощности в пунктах ее потребления может существенно влиять на параметры элементов проектируемой сети и ее технико-экономические показатели, а, следовательно, и на правильность решения по выбору схемы районной сети.

Необходимая реактивная мощность проектируемой сети определяется реактивными нагрузками заданных пунктов потребления электроэнергии и потерями мощности в элементах сети для периода наибольших нагрузок, который в общем случае не совпадает с периодом наибольших активных нагрузок. При курсовом проектировании сети условно принимается совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок в заданных пунктах сети. Это допущение отражено в составе исходных данных на проектирование: наибольшая реактивная нагрузка пункта потребления определяется по наибольшей активной нагрузке и заданному значению коэффициента мощности.

Баланс реактивной мощности в проектируемой сети устанавливается уравнением, характерным практически для всех систем:

, (2.2)

где Q_и - располагаемая реактивная мощность источников системы; Q_{л j} - реактивная мощность, генерируемая j-м участком сети, j =1, 2, ...; m, где m -- число участков в проектируемой сети; Q_kуi - мощность компенсирующих устройств, необходимых к установке в i-м пункте потребления сети, i = l, 2, ...; п, где п -- число пунктов сети;Q_пi - наибольшая реактивная мощность i-го пункта потребления электроэнергии сети, i=1, 2, ..., п; Q_{л j} - потери реактивной мощности в j-м участке сети, j=1, 2, ..., т;Q_тк - потери реактивной мощности в трансформаторах k-й подстанции сети, k=1, 2, ...; l, где l - число подстанций в проектируемой сети (в общем случае число подстанций может отличаться от числа пунктов потребления электроэнергии).

Располагаемая реактивная мощность источников системы определяется заданием.

Реактивная мощность, генерируемая линиями электрической сети, может быть оценена приближенно по следующим удельным показателям одноцепных линий в зависимости от напряжения: 35 кВ -- 3 квар/км, 110 кВ -- 30 квар/км, 220 кВ -- 130 квар/км. Суммарная наибольшая реактивная нагрузка сетевого района определяется с учетом возможности несовпадения по времени суток реактивных нагрузок отдельных пунктов потребления электроэнергии (к_рм=0,95).

Потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях воздушных линий (ВЛ) оцениваются приближенно по величине модуля полной передаваемой по линии мощности Sл и составляют в зависимости от напряжения: при 35 кВ (0,01--0,02) S_Л; 110кВ (0,04--0,06) Sл; 220 кВ (0,15--0,2) Sл. Как показали исследования для энергосистем, не имеющих линий 330 кВ и выше, при ориентировочных расчетах допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются. Таким образом, при составлении приближенного баланса реактивной мощности в проектируемой сети составляющими уравнения (2.2) и можно пренебречь, так как они взаимно компенсируются.

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. Учитывая, что при передаче от районных электростанций (ГРЭС) или подстанций энергосистемы до шин 6--10 кВ потребителей электроэнергия может претерпевать одну-две ступени трансформации, следует полагать, что потери реактивной мощности в трансформаторах могут достигать больших величин.

Для двухобмоточных трансформаторов при характерных значениях Uк, %, и I_х, %, потери реактивной мощности составляют

Q_т=(0,11-0,12)n•S_ном,

а с учетом того, что в нормальном режиме нагрузка трансформатора не достигает номинальной мощности, потери реактивной мощности оказываются меньшими и приближенно составляют

Q_т 0,07n S_ном ,

где п -- число трансформаторов на подстанции с номинальной мощностью S_ном каждый.

При составлении приближенного баланса реактивной мощности до выбора типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций проектируемой сети суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах можно определить по выражению

. (2.3)

Мощность компенсирующих устройств, необходимых к установке в сети для обеспечения баланса реактивной мощности, определяется на основании уравнения (2.2) по найденным приближенно составляющим баланса

 (2.4)

В качестве дополнительных источников реактивной мощности могут быть использованы компенсирующие устройства: синхронные компенсаторы и батареи конденсаторов.

Основным типом компенсирующих устройств (КУ) на подстанциях 35-110 кВ районных электрических сетей являются батареи статических конденсаторов (БК), устанавливаемые, как правило, на шинах 6-10 кВ подстанций районной сети или на более низких ступенях систем электроснабжения потребителей.

При распределении мощности компенсирующих устройств, найденной согласно выражению (2.4), по заданным пунктам потребления электроэнергии предпочтение следует отдать более удаленным от источника питания пунктам и пунктам сети, имеющим большую потребляемую активную мощность при относительно высоком значении коэффициента мощности нагрузки. Если электрическая удаленность пунктов потребления от источника питания в сетевом районе примерно одинакова, то допускается производить расстановку компенсирующих устройств по условию равенства средних значений коэффициентов мощности в узлах сети.

При проектировании заданную нагрузку пункта потребления энергии (S_п.i=P_п.i+jQ_п.i) допускается считать распределенной поровну между секциями шин 6-10 кВ понижающей подстанции, питающей данную нагрузку. Тогда необходимую мощность КУ следует также распределить поровну между секциями шин 6 - 10 кВ и, если выполняется условие:

то экономически целесообразным следует считать установку батарей конденсаторов (в противном случае устанавливаем синхронные компенсаторы).

На основании необходимой мощности компенсирующих устройств в каждом пункте сети производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок или синхронных компенсаторов 1- 4]. При ориентировочной оценке баланса реактивной мощности на первых этапах проектирования суммарная номинальная мощность компенсирующих устройств Q_ном.ку, принятых к установке в районной сети, должна удовлетворять условию:

.

В результате выбора мощности, типа и места расположения компенсирующих устройств определяются расчетные нагрузки в пунктах потребления, которые используются для всех последующих расчетов при проектировании сети:

. (2.5)

Проверка правильности выбора и размещения компенсирующих устройств и их корректировка производятся на завершающих этапах проектирования сети по результатам расчета нормального режима наибольших нагрузок сети.

1.2 Выбор схемы электрической сети промышленного района на основе технико-экономических расчетов

Выбор схемы электрической сети представляет собой сложную технико-экономическую задачу, которая предполагает комплексное решение следующих основных вопросов проектирования [1--3]:

а) выбор схемы построения сети с учетом требования надежности электроснабжения потребителей электроэнергией;

б) выбор конфигурации сети;

в) определение расчетных нагрузок и выбор номинального напряжения отдельных участков сети, оценка числа ступеней трансформации;

г) выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций сети;

д) выбор конструктивного исполнения, числа цепей и сечений воздушных линий электрической сети;

е) выбор рациональной схемы электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов сети.

При проектировании электрической сети в качестве исходных данных технического задания, как правило, известны величины электрических нагрузок потребителей, размещение потребителей электроэнергии и источников мощности в плане района проектируемой сети, напряжение распределительной сети в пунктах потребления электроэнергии (6--10 кВ) и другие сведения о потребителях и источниках энергии.

Очевидно, что при наличии указанных данных на проектирование с технической стороны задача обеспечения потребителей электроэнергией имеет многовариантное решение. При проектировании электроэнергетических объектов используется метод вариантного сопоставления возможных к исполнению конкурентоспособных технических решений задачи. Для количественной оценки экономичности варианта технического решения проектируемой сети используют приведенные затраты, т. е. стоимостный критерий.

Возможные к исполнению 6 вариантов сети составляются на основании анализа исходных данных. Каждый из этих трех-четырех конкурентоспособных вариантов исполнения сети технически разрабатывается полностью до определения технико-экономических показателей, по которым и производится сравнение вариантов. Наиболее выгодным вариантом решения задачи является вариант, обеспечивающий наименьшие приведенные затраты, т. е. наибольший экономический эффект. В тех случаях, когда сравниваемые варианты экономически равноценны или близки по результатам технико-экономического расчета (ТЭР), к исполнению следует принять вариант сети, обеспечивающий лучшие качественные и перспективные показатели [1--3].

а) Выбор схемы построения сети с учетом требований надежности электроснабжения

В районных электрических сетях применяют различные по построению схемы:

-- разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные;

-- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные;

-- замкнутые резервированные схемы (кольцевые, петлевые, с двусторонним питанием, сложнозамкнутые).

Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании сети определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.

Для питания потребителей 1-й категории применяют различные резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 3-й категории можно осуществлять по одноцепным нерезервированным линиям, при условии, что перерыв электроснабжения, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента СЭС не превысит 1 сутки 5.

Потребители 1-й и 2-й категорий согласно ПУЭ должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания (ИП). При питании потребителей района от шин распределительных устройств (РУ) электростанции или крупной подстанции энергосистемы независимыми источниками питания можно считать сборные шины РУ, если выполняются следующие условия:

· каждая секция шин РУ должна иметь питание от различных генераторов (не менее двух) или трансформаторов;

· секции шин РУ электрически не должны быть связаны между собой или должны иметь связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из взаимосвязанных секций шин.

При решении вопросов резервирования питания потребителей разных категорий, территориально объединенных в одном пункте сети, возникает сложность в осуществлении раздельного питания этих потребителей. Поэтому при выборе схемы построения сети, питающей потребителей одного или нескольких пунктов района, следует исходить из наивысшей категории потребителей по требуемой степени надежности электроснабжения.

В районных сетях на подстанциях с высшим напряжением (ВН) 35 кВ и выше, как правило, устанавливаются два трансформатора (автотрансформатора), что соответствует требованиям к надежности электроснабжения узлов нагрузки, имеющих потребителей 1-й, 2-й и 3-й категорий (наиболее общий случай). Область применения однотрансформаторных подстанций для питания потребителей 3-й категории регламентирована ПУЭ. При сравнении вариантов сооружения одно- или двухтрансформаторной подстанции для питания потребителей 3-й категории следует учитывать наличие в энергосистеме передвижного трансформаторного резерва, который должен прибыть для замены поврежденного трансформатора за время не более одних суток по ПУЭ.

Для резервирования и исключения из сети поврежденных элементов в послеаварийных режимах, а также для осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей при выборе схемы построения сети, отвечающей требованиям надежности, необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных отключений и переключений (автоматически или дежурным персоналом).

Таким образом, требуемая надежность работы схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий сети и установкой определенного числа трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности, как в отдельных пунктах сети, так и района в целом.

Принятые в процессе проектирования наиболее рациональные варианты схем построения сети учитываются при выборе возможных вариантов конфигурации сети.

б) Выбор конфигурации электрической сети

Конфигурация районной сети представляет собой определенную схему соединений линий сети, зависящую от взаимного расположения источников и потребителей мощности в плане района, а также от соотношения нагрузок пунктов потребления района. Число возможных вариантов сети по конфигурации в значительной степени определяется числом источников питания и количеством пунктов потребления энергии района. При составлении и анализе вариантов конфигурации сети необходимо исходить из основных положений рационального построения схем соединений линий сети. Для рассмотрения этих положений используем некоторые понятия и определения, приведенные ниже.

Питание от электростанции или подстанции энергосистемы к потребителям электроэнергии может быть подведено:

- к одному общему для всего района приемному пункту (УРП);

- к двум или более приемным пунктам района (УРП-1, УРП-2, ...);

- по схеме глубокого ввода на территорию района сквозной магистрали (одной или более) без сооружения промежуточных сетей узлов для непосредственного присоединения к ней понижающих подстанций пунктов потребления района (ПГВ или ГПП).

Узловой распределительной подстанцией (УРП) напряжением 110 кВ и выше называется подстанция района, получающая электроэнергию от ИП и распределяющая ее без трансформации, с частичной или полной трансформацией по понижающим подстанциям пунктов потребления района (ГПП или ПГВ).

Главной понизительной подстанцией (ГПП) напряжением 35-110 кВ называется подстанция пункта (пунктов) потребления района, получающая питание от ИП или УРП и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении (6--10 кВ) на территории пункта.

Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется подстанция напряжением 35-- 110 кВ пункта потребления района, выполненная по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание от ИП или УРП и предназначенная для питания потребителей данного пункта на более низком напряжении (6--10 кВ).

Питающей линией (ПЛ) будем называть линию электропередачи ИП--УРП и ИП--ГПП (ПГВ) без распределения электроэнергии по ее длине. Совокупность питающих линий образует питающую сеть (ПС), распределительной линией (РЛ) считается линия, питающая ряд подстанций пунктов района (УРП-ГПП1-ГПП-2..., УРП-ПГВ-1 ПГВ-2... или ГПП-1-ГПП-2..., ПГВ-1-ПГВ-2). Распределительные линии образуют распределительную сеть (PC).

При выборе конфигурации сети можно считать, что заданное расположение пунктов потребления мощности в плане района соответствует условным центрам электрических нагрузок (потребителей, т. е. расположение понижающих подстанций, распределяющих энергию на напряжении 6-10 кВ по территории пунктов (ГПП, ПГВ) предопределено.

Основные положения рационального построения конфигурации сети заключаются в следующем:

1. Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием по возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенным в одном направлении по отношению к ИП, что обеспечивает снижение капиталовложений на 1 км линии К_о, в целом на питающую и распределительную сеть К_п.с и К_р.с, а также улучшает натуральные показатели сети G (расход цветного металла), Р (потери мощности) и W(потери электроэнергии).

2. Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района; следует избегать обратных потоков мощности даже на отдельных участках PC, так как это приводит к повышенным капиталовложениям К_р.с и увеличению таких показателей, как G, Р и W при замкнутых и разомкнутых схемах сети.

3. Во избежание необоснованного завышения капиталовложений не рекомендуется использовать в качестве промежуточного сетевого звена резервированной схемы питания потребителей 1-й-3-й категорий участок сети, питающей потребителей 3-й категорий, для которых по данным ТЭР допустимо применение нерезервированной схемы. Это положение в равной степени относится к замкнутым и разомкнутым схемам.

4. Применение замкнутых и сложнозамкнутых схем для питания нескольких пунктов потребления района экономически целесообразно, если:

а) суммарная длина линий замкнутой схемы l₃ значительно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы l_р в одноцепном исчислении, что обеспечивает меньшие капиталовложения и расход цветного металла;

б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных мало загруженных участков сети, которые используются практически в послеаварийных режимах, что значительно ухудшает технико-экономические показатели районной сети.

При составлении вариантов конфигурации районной сети необходимую исходную информацию о нагрузках, уровни компенсации реактивной мощности, взаимном расположении пунктов сети и ИП, и т.д. рекомендуется представлять в форме таблиц 1, 2 удобной для анализа показателей вариантов схем и последующих расчетов.

В табл. 1 приводятся данные:

- об исходных расчетных нагрузках отдельных пунктов потребления с выделением расчетных активных, реактивных и полных нагрузок;

- о месте установки и величине номинальной мощности КУ;

- о полной расчетной нагрузке пунктов потребления после компенсации реактивной мощности.

Таблица 1

Расчетные нагрузки пунктов потребления до и после компенсации реактивной мощности.

	Наименование потребителей электроэнергии по плану района
	Пункт 1	Пункт 2	Пункт 3	Пункт 4	Пункт 5	Пункт 6
Расчетная активная нагрузка Pп i, МВт
Сos / tg, о.е
Расчетная реактивная нагрузка Qп i, Мвар
Расчетная полная нагрузка Sп i, МВ·А
Мощность компенсирующих устройств Qкуном, Мвар
Расчетная нагрузка, после компенсации реактивной мощности Sрi=Pпi+j(Qпi-Qкуномi), МВА.

В табл. 2, представляющей собой цифрограмму, приводятся данные о расстояниях между ИП и пунктами потребления по воздушной прямой -- кратчайшей связи l (правая верхняя часть таблицы), а также данные о протяженности рассматриваемых участков ВЛ с учетом удлинения трассы в k раз по сравнению с воздушной прямой l_тр=l·K (нижняя левая часть таблицы).

Величина поправочного коэффициента К изменяется в пределах от 1,16 до 1,26 [4] в зависимости от условий местности сооружения районных сетей и по опыту проектирования может быть принята равной: ОЭС Центра, Средней Волги, Урала-- 1,16; ОЭС Северо-Запада, Центральной Сибири, Дальнего Востока, Магаданская, Якутская, Камчатская энергосистемы--1,20; ОЭС Юга, Северного Кавказа--1,26.

С увеличением числа пунктов потребления энергии резко возрастает число возможных вариантов схемы, поэтому следует составлять только наиболее целесообразные варианты. Для примера составления вариантов конфигурации сети рассмотрим исходные данные проектируемой сети, представленные на рис. 1.

Рис. 1. План расположения источника питания и пунктов потребления мощности промышленного района

Источником питания шести пунктов потребления являются сборные шины 110кВ подстанции «А» энергосистемы; расчетная нагрузка (модуль полной мощности) пунктов потребления изменяется в пределах от 8 до 35 MBА; во всех пунктах сети имеются потребители 1-й, 2-й и 3-й категорий; основные кратчайшие расстояния от ИП к ближайшим потребителям и между потребителями даны на плане района (Ml:1000000). На основании исходных данных для сети района (рис. 1) составлены восемь вариантов схемы соединений линий сети (рис. 2), сочетающих элементы замкнутых и разомкнутых резервируемых схем, удовлетворяющих требованиям надежности питания потребителей.

При выполнении курсового проекта рекомендуется внимательно проанализировать приведенные на рис. 2 варианты схемы с позиций основных положений рационального построения схем соединений линий сети и попытаться самостоятельно изобразить 5-6 вариантов схемы сети, которые можно предложить для дальнейшего технико-экономического сравнения.

в) Определение расчетных нагрузок и выбор номинального напряжения сети, оценка числа ступеней трансформации

При проектировании электрической сети решаются вопросы выбора номинального напряжения отдельных участков и системы напряжений для района, оценки числа ступеней трансформации, выбора основного электрооборудования воздушных линий и подстанций сети. Комплексное решение данных вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. Учитывая трудоемкость поставленной задачи, на первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов схемы сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно. Под расчетной нагрузкой элемента сети в установившемся режиме понимается полная мощность S режима наибольших нагрузок.

Приближенное определение расчетной нагрузки элемента сети производится при следующих допущениях:

- емкостная проводимость воздушных линий 35--110 кВ не учитывается;

- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме наибольших нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;

- распределение потоков мощности по участкам простейшей замкнутой сети вычисляется при условиях равенства напряжений вдоль линий участков сети номинальному U_ном и равенства сечений проводов отдельных участков сети.

Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются нагрузки пунктов потребления и напряжение источника питания («расчет по данным начала»). Поэтому с учетом принятых допущений расчет потоков мощности в разомкнутых и простейших замкнутых сетях проводится в направлении от пунктов потребления к источнику питания путем последовательного суммирования расчетных нагрузок в узлах сети. При этом в простейших замкнутых сетях (кольцевых, с двусторонним питанием) нагрузки пунктов потребления приводятся к узлам замкнутой сети и определяются поток мощности на головном участке пропорционально длине участков сети и, исходя из условий баланса мощности, потоки мощности на других участках замкнутой схемы.

Рассмотрим в общем виде последовательность определения расчетных нагрузок отдельных участков сети и ее узлов на примере схемы электрических соединений воздушных линий рис. 2, с исходными данными о плане размещения пунктов потребления и их нагрузками, представленными рис. 1. В данном примере наиболее удаленные от ИП потребители (пп. 3, 4, 5 и 6) питаются по радиальным и магистральным (разомкнутым) схемам, а головные участки сети объединены в кольцевую сеть (п/ст «А» -- п. 1 -- п. 2 -- п/ст «А»). Картина приближенного распределения потоков мощности для режима наибольших нагрузок рассматриваемой сети дана на рис. 3.

Исходные данные представлены наибольшими нагрузками пунктов потребления в виде активной и реактивной составляющих:



Рис. 3. Определение расчетных нагрузок участков и узлов распределительной сети (к примеру рис. 1 и 2)

Согласно принятым допущениям расчетные нагрузки в начале и конце участка сети равны, а расчетная нагрузка узла сети, к которому присоединено несколько потребителей, определяется суммированием нагрузок последних. Тогда для рассматриваемой схемы, если точка потокораздела - т.1, потоки мощности могут быть вычислены по выражениям:

Аналогично могут быть найдены приближенно расчетные нагрузки участков ВЛ и узлов распределительной сети любой другой конфигурации, состоящей из разомкнутых и простейших замкнутых схем.

На основании предварительной оценки расчетных нагрузок производится выбор номинального напряжения отдельных участков, системы напряжений сети в целом и числа ступеней трансформации. Номинальное напряжение U_{ном, кВ,} линии электрической сети определяется в основном передаваемой активной мощностью Р, МВт, и длиной линии l, км.

Предельная мощность линии электропередачи зависит от величины U_ном (при грубой оценке пропорциональна U²_ном), а стоимость линий и подстанций, сооружаемых на конце линии, увеличивается практически линейно с ростом величины U_ном. Удельные приведенные затраты для линий заданной длины уменьшаются с увеличением передаваемой мощности и номинального напряжения. Величины потерь мощности и падения напряжения в линии при заданной ее длине и передаваемой по ней мощности также определяются величиной U_ном. Таким образом, номинальное напряжение в значительной степени влияет на технические характеристики режима сети и ее экономические показатели.

Опыт проектирования электрических сетей позволяет рекомендовать для ориентировочной оценки номинального напряжения участка сети использовать данные о наибольших передаваемых мощностях на одну цепь линии и предельных расстояниях передачи, приведенные в табл. 3 [1-3].

Таблица 3

Пропускная способность воздушных линий 35-220кВ

Номинальное напряжение сети, кВ	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт	Предельное расстояние передачи, км
35	5-10	25-50
110	15-65	30-100
220	100-200	150-250

Экономически целесообразные области применения различных номинальных напряжений сетей с указанием границ равноэкономичности даны на рис. 4.

Рис. 4. Области применения электрических сетей разных номинальных напряжений. Границы равноэкономичности: 1- 110 и 35 кВ; 2 - 220-110кВ; 3 - 500 и 220кВ; 4 - 150 и 35 кВ; 5 - 330 и 150 кВ; 6 - 750 и 330кВ

При проектировании районных электрических сетей, являющихся звеном энергосистемы, выбор системы напряжений отдельных участков сети следует производить с учетом той системы напряжений, которая принята в данной энергосистеме. В СССР были распространены две системы напряжений электрических сетей: 110--220 кВ и 110(150)--330 --150 кВ, при этом первая имеет наибольшее использование в большинстве ОЭС. Вторая система напряжений нашла применение в ОЭС Юга и Северо-Запада. Напряжение 150 кВ предназначено для сетей, имеющих те же функции, что и сети 110кВ. В настоящее время сети 150 кВ развиты только в энергосистеме Днепроэнерго и примыкающих районах соседних энергосистем Украины, частично в Кольской энергосистеме, а в других районах проектировать их не рекомендуется.

В результате оценки рациональных напряжений для отдельных участков и системы напряжений для сети в целом по каждому варианту схемы электрических соединений сети определяется число ступеней трансформации электроэнергии при передаче ее от шин РУ 110--330 кВ ИП до шин РУ 6--10 кВ потребителей.

Для наглядности и удобства проведения анализа рекомендуется определение расчетных нагрузок и номинальных напряжений участков сети для всех вариантов выполнять в форме расчетной таблицы (см. табл.4).

Таблица 4

Расчетные нагрузки и номинальные напряжения участков воздушных линий районной сети

Наименование варианта схемы, участка сети	Протяженность воздушной линии в одноцепном исчислении, км	Протяженность трассы, км	Расчетная нагрузка, МВА	Номинальное напряжение участка, кВ
			P+jQ	S

Полученные данные (табл.4) позволяют уточнить рассматриваемые варианты схемы конфигурации сети, провести анализ основных натуральных показателей вариантов и выявить три-четыре конкурентоспособных варианта схемы для рассмотрения на последующих этапах проектирования сети.

г) Анализ основных натуральных показателей сети.

На первом этапе сравнения вариантов схем конфигурации сети, варианты с одинаковым номинальным напряжением следует сравнивать по основным натуральным количественным показателям, а именно по суммарному электрическому моменту (произведение полной мощности протекающей по участку сети на его длину, МВ А•км), а также по суммарному количеству ячеек выключателей N, шт., на стороне высшего напряжения подстанций сети. Результаты сравнения заносятся в таблицу 5.

Таблица 5

Основные натуральные показатели схем электрической сети

№ варианта	1	2	3	4	5	6
Электрический момент,, МВ-A•км
Кол-во выключателей, N, шт.

На основании этого сравнения выбираются 3-4 варианта, обладающие лучшими натуральными показателями, которые окончательно согласуются с руководителем проекта.

Первая стадия сравнения вариантов схем не должна исключать из последующего рассмотрения все варианты кольцевого типа или, наоборот, радиально магистрального типа.

д) Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций

В процессе проектирования электрической сети определяются назначение и местоположение понижающих подстанций, выбираются число, мощность и тип трансформаторов, схема электрических соединений подстанций.

По назначению понижающая подстанция может быть потребительской или системной. Потребительские подстанции (ПГВ, ГПП) сооружаются, как правило, для питания отдельных групп (пунктов) потребителей (промышленного, городского или сельскохозяйственного назначения). Системные подстанции (УРП) осуществляют связи на основном напряжении сети или обеспечивают выдачу значительной мощности в сети среднего напряжения (СН).

С точки зрения местоположения подстанций в сети и способа присоединения их к сети ВН подстанции выполняются блочными (концевыми или тупиковыми), ответвительными и узловыми (проходными или транзитными). Количество линий со стороны ВН подстанций определяет ее схему электрических соединений, а следовательно, конструктивное исполнение и стоимость подстанции. Схема коммутации подстанции зависит от конфигурации сети, а стремление упростить схему подстанции может привести к необходимости изменения конфигурации сети. Таким образом, при выборе схемы районной электрической сети одновременно с выбором конфигурации сети решаются вопросы выбора схем коммутации подстанций вследствие их взаимосвязанности.

Главные схемы электрических соединений подстанций 35--220 кВ должны отвечать следующим основным требованиям:

— схема должна обеспечивать надежное электроснабжение потребителей в соответствии с их категориями в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах (с учетом возможности использования независимых резервных ИП);

— схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах в соответствии с его значением для данного участка сети;

— схема должна быть по возможности простой, наглядной, гибкой и экономичной в эксплуатации и средствами автоматики осуществлять восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала.

Выбор схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения 110 кВ подстанций рекомендуется производить в следующей последовательности, начиная с простейших схем:

- блок «линия-трансформатор» с разъединителем, выключателем;

- два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линии;

- мостики разных видов с выключателями;

- четырехугольники;

- одна рабочая секционированная и обходная система шин;

- две рабочие и обходная система шин;

- две рабочие секционированные и обходная система шин.

Не рекомендуется применять схемы подстанций с упрощенными схемами коммутаций (без выключателей или с ограниченным числом выключателей на стороне ВН) в силу их низкой надежности.

Проект районной электрической сети разрабатывается студентами практически параллельно с изучением курса электрических станций и подстанций, поэтому в целях облегчения работы над проектом в Приложении 1и рокотян приведены схемы электрических соединений одно- и двухтрансформаторных подстанций, дана их краткая характеристика и область применения, указаны особенности выполнения схем коммутации подстанций в сложных климатических и эксплуатационных условиях.

Выбор главной схемы электрических соединений подстанций (УРП, ПГВ, ГПП) обосновывается требованиями надежности питания потребителей отдельных пунктов и района в целом, экономичности и гибкости в эксплуатации в зависимости от принятой схемы районной сети (по вариантам).

Вопросы регулирования напряжения не решаются при выборе схемы сети на основании ТЭР, однако в проекте по заданию предусматривается исследование вопроса регулирования напряжения для принятой к исполнению схемы. Поэтому при выборе трансформаторов понижающих подстанций к установке следует принимать трансформаторы с встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) или с переключением без возбуждения (ПБВ). Ступени изменения напряжения для трансформаторов и автотрансформаторов с РПН или ПБВ напряжением 35--110 кВ принимаются согласно ГОСТам. Установка отдельных регулировочных трансформаторов допускается только при отсутствии соответствующих трансформаторов с РПН и должна быть подтверждена технико-экономическим обоснованием (как правило, данный вопрос является темой углубленной проработки проекта).

Число трансформаторов на подстанциях 35 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности.

Как правило, в сетях 35--110кВ применяются двухтрансформаторные подстанции.

При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо в максимальной степени учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной трансформаторной мощности в электрической сети. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы, поэтому оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. Кроме того, в проекте отсутствуют исходные данные о числе и мощности отдельных потребителей, присоединенных к различным секциям шин со стороны 6--10 кВ трансформаторов, поэтому можно исходить из равенства расчетных нагрузок потребителей, присоединенных к разным секциям шин РУ 6--10 кВ.

На однотрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора S_ном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки S потребителей 6--10 кВ:

S_ном > S_р, (2.11)

при этом следует стремиться максимально загрузить трансформатор сети (до 100%).

На двухтрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформаторов выбирается это двум условиям:

— в нормальном режиме обеспечить питание нагрузки потребителей, присоединенных к трансформатору со стороны НН, т. е.:

(2.12)

-- при выходе из строя одного из трансформаторов подстанции оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей подстанции с учетом допустимой перегрузки на 40% сверх номинальной мощности, т. е.:

(2.13)

Согласно ПУЭ, трансформаторы при коэффициенте начальной нагрузки K_i не выше 0,93 в послеаварийных режимах допускают в течение не более пяти суток перегрузку на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки. При курсовом проектировании ввиду отсутствия суточных графиков активных и реактивных нагрузок потребителей можно полагать, что условие K_i0,93 выполняется, т. е. выражение (2.13) справедливо.

Анализ условий (2.12) и (2.13) для выбора номинальной мощности трансформатора на двухтрансформаторной подстанции позволяет отметить следующее определяющим фактором выбора S_ном является условие послеаварийного режима (2.13).

Следует подчеркнуть, что расчетные нагрузки пунктов потребления со стороны 6/10 кВ должны быть использованы для выбора мощности трансформаторов только с учетом расстановки компенсирующих устройств в сетях 6--10 кВ (см. таблицу 1). Нагрузки со стороны СН и НН трансформаторов узловых подстанций определяются от конца к началу схемы (по каждому варианту).

В результате выбора числа и мощности трансформаторов, а также схем электрических соединений подстанций уточняются рассматриваемые варианты схемы и по каждому из них оцениваются такие показатели, как суммарная установленная трансформаторная мощность в сети, количество коммутационных аппаратов. Данные показатели служат для технико-экономического сравнения вариантов схемы районной сети.

е) Выбор конструктивного исполнения, числа цепей и сечений воздушных линий

Выбор конструктивного исполнения и марок проводов линий электропередачи электрической сети при проектировании производится на основании данных о расчетных нагрузках отдельных участков, их номинального напряжения и протяженности (табл. 4), а также конкретных условий прокладки в соответствии с планом сооружения сети и намеченными к рассмотрению вариантами конфигурации сети.

Районные электрические сети 35 кВ--110 кВ, как правило, выполняются воздушными линиями, на одностоечных железобетонных или металлических опорах башенного типа в одно- и двухцепном исполнении. Деревянные опоры в настоящее время применяются редко, при их расчетах можно пользоваться данными для линий на железобетонных опорах. Провода на опорах могут размещаться треугольником горизонтально, «обратной елкой, шестиугольником или «бочкой».

Число цепей линий электропередачи выбирается на основании обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Потребители 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (таковыми, в частности, считаются две системы или две секции шин одной подстанции или ГРЭС, при отключенном СВ). Электроснабжение потребителей 3-й категории может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения не превышают одних суток.

При решении вопроса о числе цепей ВЛ по условиям обеспечения надежного электроснабжения могут рассматриваться следующие варианты [4]: сооружение двухцепной ВЛ или двух одноцепных.

В первом случае двухцепная ВЛ имеет преимущества по капиталовложениям и по требуемому отчуждению земли, а две одноцепные ВЛ могут быть проложены по разным трассам с целью охвата электрификацией дополнительной территории. Опыт эксплуатации подтверждает достаточно высокую надежность двухцепных линий, близкую к надежности двух одноцепных, проходящих по параллельным трассам.

При прохождении трассы по стесненной территории (промышленная и городская застройка, подходы к станциям и подстанциям ВЛ напряжением 35--110 кВ должны сооружаться на двухцепных опорах (взамен двух одноцепных).

Расположение проводов по вершинам треугольника применяют на ВЛ до 35 кВ и на одноцепных ВЛ 110кВ. Горизонтальное расположение проводов распространено на ВЛ 35 и110 кВ при деревянных опорах и на ВЛ более высокого напряжения с железобетонными и стальными опорами. Расположение проводов по типу «обратной елки» используется на двухцепных опорах. В районах с сильным гололедом (при толщине стенки льда более 15мм) применяют горизонтальное расположение проводов ВЛ, которое является обязательным и в районах с интенсивной «пляской» проводов.

Выбор металла опор производится с учетом конкретных экономических и климатических условий района сооружения ВЛ, при этом следует учитывать приведенные ниже рекомендации:

— железобетонные опоры применяют во всех случаях, когда использование стальных (или деревянных) опор экономически неоправданно, а также в районах с повышенной влажностью воздуха при среднегодовых температурах +5°C и выше;

— предпочтительнее применять стальные опоры перед железобетонными при сооружении ВЛ в горной или иной труднодоступной для транспорта местности, а также на ВЛ 35 кВ и выше при расстоянии более 1000 км от заводов ЖБК и железнодорожного пункта, откуда перевозка элементов опор (производится местными транспортными средствами;

— деревянные опоры можно применять для ВЛ, трассы которых прилегают к районам, богатым строевым лесом или со значительными лесопереработками для других нужд народного хозяйства, а также в районах с малой влажностью воздуха и среднегодовой температурой +5°C и выше.

При технико-экономическом обосновании рациональной схемы проектируемой сети необходимо определить сечения и выбрать марки проводов ВЛ на отдельных участках для принятых к рассмотрению трех-четырех вариантов исполнения сети по конфигурации. Выбор сечения проводов производится по нормируемым обобщенным показателям. Для воздушных линий 35 -- 220 кВ в качестве такого показателя используется экономическая плотность тока. Выбранное по экономической плотности сечение проверяется по условиям допустимого нагрева токами нормального и наиболее тяжелого послеаварийного режима и условиям короны. Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения при необходимости достигается применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности, что более экономично, чем увеличение сечения проводов. Сечения проводов ВЛ не подлежат также проверке по термической стойкости при токах КЗ.

Для ВЛ значения экономической плотности тока принимаются в пределах 1-1,5 А/мм² -- в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузки (табл. П.2.3).Суммарное сечение проводов ВЛ определяется для одной цепи по формуле:

, (2.14)

где I_норм -- расчетный ток одной цепи в нормальном режиме максимальных нагрузок; j_эк -- экономическая плотность тока.

Ток I_норм вычисляется приближенно по расчетной полной мощности и номинальному напряжению каждого из участков ВЛ с учетом допущений, изложенных в § 2.2, п. в.

В общем случае число часов использования наибольшей нагрузки линии, питающей п потребителей, может быть найдено по выражению:

, (2.15)

где P_i -- наибольшая активная мощность i-гo потребителя, i= l, 2, ..., п;

T_{max i} -продолжительность использования наибольшей нагрузки i-гo потребителя, i= l, 2, ..., п.

Для тупиковой линии, питающей один пункт потребления, продолжительность использования наибольшей нагрузки ВЛ принимается равной числу часов использования наибольшей нагрузки данного потребителя в соответствии с его характерным графиком нагрузки по продолжительности. При учебном проектировании районной сети в целях сокращения объема проекта в исходных данных задано условно среднее число часов использования наибольшей нагрузки, характерное для всех пунктов потребления района.

Вычисленное по экономической плотности тока (2.14) сечение F_э.расч провода является нестандартным. Для установки на ВЛ должно быть выбрано ближайшее стандартное сечение F_э.к, которое должно удовлетворять условию допустимого нагрева токами нормального и наиболее тяжелого послеаварийного режима:

, (2.16)

где I _п.авар -- расчетный ток линии в послеаварийном режиме наибольшей нагрузки, принимается для случая наиболее тяжелых аварийных условий проектируемой линии. Например, при аварийном отключении одной из цепей двухцепной линии или одного из головных участков кольцевой сети по оставшейся в работе цепи (второму головному участку) протекает суммарная нагрузка режима, предшествовавшего аварии; I _доп-- допустимый длительный ток провода сечением F_эк,, принимаемый для сталеалюминевых проводов по данным табл. П.2.2, которые при необходимости могут быть уточнены с помощью поправочных коэффициентов на температуру окружающей среды по ПУЭ.

Если условие (2.16) не выполняется хотя бы для одного из токов I_норм или I_{п.авар ,} то следует выбрать сечение провода ВЛ F_н из условия нагрева по наибольшему из указанных токов. Для каждого из участков сети выбирается наибольшее значение сечения (F_эк или F_н) и проверяется по условиям короны. Оно должно быть не меньше минимально допустимого значения F_кор, установленного для ВЛ в зависимости от номинального напряжения: 110 кВ -- 70мм²; 150 кВ -- 120 мм²; 220 кВ -- 240 мм². Для ВЛ 35 кВ, согласно ПУЭ, минимально допустимое сечение по условиям короны определяется расчетом. К установке в ВЛ принимается наибольшее из выбранных по условиям короны, экономической плотности или нагрева сечение.

Задача выбора сечений участков сети по трем-четырем вариантам является весьма трудоемкой, поэтому рекомендуется использовать расчетную таблицу, в которую в процессе расчета сечений проводов заносятся все исходные и результирующие данные (табл. 6). Расчетные токи нормального и послеаварийного режимов наибольших нагрузок для каждого варианта конфигурации сети определяются на основе расчетных нагрузок (табл. 4).

Таблица 6

Исходные данные и результаты выбора сечений проводов по условиям экономической плотности, допустимого нагрева и короны (на одну цепь ВЛ)

Наименование варианта, участка сети	U ном, кВ	Fэрасч, мм2	Fэк, мм2	Iдоп, А	Iном, А	Iп.ав, А	Fн, мм2	Fкор, мм2	Сечение провода принятое к установке F мм2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

ж) Выбор рациональной схемы электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов

Для сопоставления разрабатываемых проектных вариантов схемы электрической сети выполняются расчеты сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат.

Каждый из предварительно выбранных вариантов схемы с некоторыми допущениями разрабатывается полностью, включая определение всех необходимых параметров сети (номинального напряжения, марки и сечения проводов ВЛ, мощности и типа трансформаторов, типа коммутационных аппаратов и т.п.). В результате каждый вариант схемы графически представляется упрощенной расчетной схемой (без указания электрических аппаратов) и полной схемой электрических соединений ВЛ и понижающих подстанций. Например, на рис. 5 (а, б) представлены расчетная и полная схемы электрических соединений сети, исходные данные которой и соответствующий вариант конфигурации изображены на рис. 2 и 3.

...