Проектирование электрической сети 35-110 кв промышленного района

Для проведения технико-экономических расчетов все сведения о схеме сети (по вариантам) рекомендуется представить аналогично данным рис. 5(а), а именно:

по узлам схемы:

- номинальная мощность трансформаторов подстанции S_HOM, MB-A;

- номинальные напряжения со стороны ВН, СН и НН трансформаторов и на шинах ИП U_вн, U_{сн ,}U_нн и U_ип, кВ;

- расчетные мощности потребителей в режиме наибольших нагрузок с учетом компенсации реактивной мощности (P+jQ), MBA (табл. 1);

- наименование (номер) подстанции и ИП;

по ветвям схемы:

- модуль полной мощности S, MBМА, найденной согласно приближенной оценке потокораспределения в сети (табл. 4);

- число цепей п, марка и сечение провода ВЛ F, мм²;

- протяженность трассы l, км, с учетом коэффициента удлинения трассы К (см. § 2.2, п. б).

Сведения о коммутационных аппаратах, устанавливаемых на подстанциях проектируемой сети от шин РУ ИП до шин РУ 6--10 кВ подстанции потребителей, рекомендуется также представлять первоначально аналогично рис. 5(б) полной схемой электрических соединений сети. При выполнении ТЭР по данной схеме легко получить сведения не только о типе и количестве коммутационных аппаратов, но и о схемах ОРУ 35--110 кВ и ЗРУ 110 кВ.

При технико-экономическом сравнении вариантов схем сети определяют основные экономические и технические показатели, характеризующие ее сооружение и эксплуатацию при различных схемных решениях. Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружение К, ежегодные эксплуатационные издержки И и приведенные народнохозяйственные затраты З.

В простейшем случае капитальные вложения в сеть производятся единовременно (в срок не более года) и ежегодные издержки на эксплуатацию сети остаются неизменными в течение всего рассматриваемого периода времени. При учебном проектировании сети можно принять, что срок сооружения сетей и подстанций района не более 1 года и условно считать эксплуатационные издержки постоянными во времени. Тогда приведенные затраты для каждого из равноценных по надежности вариантов схемы сети определяются по формуле:

З = Е_нК + И + У , (2.17)

а для варианта, обеспечивающего меньшую степень надежности электроснабжения потребителей, по сравнению с другими вариантами из числа рассматриваемых, приведенные затраты находят с учетом ущерба от перерывов в электроснабжении по формуле:

З = Е_нК + И + У , (2.18)

где Е_н -- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, принимаемый 0,12.

Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений сооружения воздушных линий сети К_л и понижающих подстанций К_п:

К=К_л + К_п (2.19)

Капиталовложения на строительство новых объектов при выполнении ТЭР по сопоставлению вариантов и выбору оптимальных схем на первоначальных стадиях проектирования определяются по укрупненным показателям стоимости элементов электрических сетей (приложение 5).

Суммарные капиталовложения на сооружение воздушных линий проектируемой сети 35--110 кВ определяют по выражению:

, (2.20)

где K_oj -- стоимость сооружения 1 км j-го участка сети (j=1, 2, ...,m), принимаемая в зависимости от напряжения ВЛ, сечения сталеалюминиевого провода, материала и конструкции опор, района по гололеду;

т -- число участков ВЛ сети; l_тр.j -- протяженность трассы j-го участка сети (j = 1,2, ..., m), принимаемая по данным расчетной схемы сети;

К_з -- укрупненный зональный коэффициент к стоимости сооружения ВЛ, принимаемый в зависимости от исходных данных района проектируемой сети.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций (проектируемой сети 35--110 кВ вычисляются по выражению:

, (2.21)

где К_Т.i -- расчетная стоимость трансформаторов i-й подстанции (i=1,2, ..., п), принимаемая в зависимости от номинальной мощности трансформатора, числа обмоток и их номинальных напряжений (U_ВН, U_СН, U_НН), наличия средств регулирования напряжения; К_{ору.вн.i}, К_ору.cн.i, К_{зру нн.i} - укрупненный показатель стоимости ОРУ (ЗРУ) соответственно со стороны ВН, СН, НН трансформаторов i-й подстанции, который принимается в зависимости от напряжения (ВН), схемы ОРУ (ЗРУ), типов и количества выключателей; К_гв - суммарная стоимость ячеек головных выключателей, устанавливаемых в ОРУ ИП для питания потребителей проектируемой сети; К_пост.i - постоянная часть затрат i-й подстанции (i--1, 2, ...,n), принимаемая в зависимости от напряжения и общего количества выключателей; п -- число подстанций в проектируемой сети; k -- число подстанций, имеющих РУ СН.

Постоянная часть затрат на подстанцию включает стоимость здания общеподстанционного пункта управления, установки постоянного тока, компрессорной, трансформаторного и масляного хозяйства и другие общеподстанционные нужды.

Если при выборе схемы сети одновременно требуется произвести ТЭР по выбору типа и размещению мощности компенсирующих устройств, то в формулу (2.21) следует ввести дополнительную составляющую, отражающую расчетную стоимость компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях сети.

При выполнении технико-экономического сопоставления вариантов схемы сети из суммарных капиталовложений в подстанций схемы должны быть исключены те составляющие, которые не изменяются при переборе вариантов (например, суммарные капиталовложения в ЗРУ6--10 кВ подстанций потребителей, суммарные капиталовложения в трансформаторы тех подстанций, которые одинаковы по всем вариантам, суммарная стоимость ячеек головных выключателей ОРУ ИП и т.п.) Однако для принятой на основании ТЭР схемы районной сети с целью реальной оценки затрат на сооружение сети необходимо учитывать капиталовложения на все элементы проектируемой сети.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети состоят из отчислений от капитальных вложений на амортизацию и обслуживание ВЛ и подстанций И_л, И_п и ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии в элементах сети З_пот:

(2.22)

где - суммарные нормативные отчисления от капиталовложений соответственно на ВЛ и подстанции, содержание отчисления на амортизацию (капитальный ремонт и реновацию) и обслуживание сети.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:

(2.23)

где з - стоимость 1 кВтМч потерянной электроэнергии; - переменные потери электроэнергии в активном сопротивлении проводов ВЛ и обмотоках силовых трансформаторов, зависящие от нагрузки; - постоянные потери электроэнергии в сети (потери холостого хода трансформаторов), не зависящие от нагрузки.

Суммарные переменные и постоянные потери электроэнергии в элементах проектируемой сети вычисляются по выражениям:

(2.24)

(2.25)

где - переменные потери мощности и электроэнергии в трансформаторах i-й подстанции (i=1, 2, ..., n); - переменные потери мощности и электроэнергии в проводах j-го участка сети (j = 1, 2, .,., m); - постоянные потери мощности (холостой ход) и электроэнергии в трансформаторах i-й подстанции (i=1, 2, .... n); n, m -- соответственно число подстанций и участков ВЛ в проектируемой сети; Т - число часов присоединения трансформаторов к сети, Т= 8760ч; -- годовое время максимальных потерь (время потерь) i-го и j-го элементов сети, определяемое по кривым [4] или по формулам (2.27), (2.28).

При вычислениях постоянных и переменных потерь мощности в элементах сети для режима наибольших нагрузок используются методы расчета, подробно изложенные в [1 -- 4], с учетом допущений, принятых для приближенной оценки потокораспределения в сети (см. § 2.2, л. в).

В распределительных сетях 35 - 110 кВ допускается при подсчете переменных потерь электроэнергии в элементах сети принимать время потерь одинаковым для всех ее элементов и определять исходя из величины Т_таx, характерной для суммарной нагрузки проектируемой сети. Тогда выражение (2.24) можно упростить до вида:

. (2.26)

Время потерь зависит от параметров, характеризующих конфигурацию годового графика передаваемой мощности в проектируемой сети, T_max и P_min /P_max и вычисляется по формуле:

, (2.27)

где Р_min , Р_max -- суммарная активная мощность сети для режимов наименьших и наибольших нагрузок.

Для учебного проектирования отношение условно принято постоянным для всех пунктов потребления, а, следовательно, и сети в целом, а величина входит в состав исходных данных и изменяется в заданиях в пределах от 0,2 до 0,5. Для определения времени потерь взамен графика может быть использована эмпирическая формула

. (2.28)

При технико-экономическом сопоставлении вариантов схемы сети из составляющих суммарных ежегодных издержек должны быть исключены те, которые не изменяются при переборе вариантов аналогично изложенному выше для составляющих капитальных вложений. В первую очередь это относится к составляющим издержек на те элементы сети, для которых при ТЭР не учитываются капиталовложения (например, отчисления на амортизацию и обслуживание); затраты на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах тех подстанций, которые одинаковые во всех вариантах). Необходима реальная оценка ежегодных издержек для принятой схемы электрической сети.

При сравнении вариантов схемы сети с различным уровнем надежности в качестве критериев и оценки принимаются следующие технические характеристики:

- параметр потока отказов (среднее количество отказов в год) , отказ/год, среднее время восстановления электроснабжения Т_в, лет/отказ (ч/отказ), вероятность безотказной работы в течение года Р_m o, о. е.;

- ожидаемый ущерб от недоотпуска электроэнергии при аварии У, тыс. руб./год.

Надежность схемы питания потребителей 1-ой и 2-ой категорий оценивается показателями первой группы, называемыми натуральными. В редких случаях надежность схемы питания потребителей 2-й категории оценивается и величиной ожидаемого ущерба для варианта, имеющего меньшую надежность.

При всех расчетах следующими показателями учитываются как аварийные, так и плановые отключения элементов:

- коэффициент вынужденного простоя К_в=, ч/год;

- частота текущих и капитальных ремонтов, ремонт/год;

- средняя продолжительность одного текущего Т_рт и капитального Т_кр ремонта, ч/ремонт.

Народнохозяйственный ущерб в этом случае носит вероятностный характер, т.е. необходимо определить математическое ожидание ущерба У (его среднего значения) за определенный промежуток период эксплуатации (обычно за год).

Вероятность аварийного простоя элемента сети:

, (2.29)

где Т=8760 ч - длительность периода наблюдения.

При электроснабжении, потребителей, по одной нерезервированной линии перерывы электроснабжения будут иметь место при отключении любого из последовательно включенных элементов электропередачи, например, выключателя В, разъединителя Р, линии Л, трансформатора Т.

Вероятность сложного события (перерыва электроснабжения) в этом случае определяется как сумма вероятностей отключенного состояния всех элементов электропередачи:

. (2.30)

При этом учитывают одну из величин, отражающих плановый (текущий или капитальный) ремонт, имеющую наибольшее значение. Оценки вероятностей перерывов электроснабжения в резервированных схемах приведены в [1-4]. Показатели надежности элементов электрических сетей приведены в Приложении 4.

Количество недоотпущенной электрической энергии в результате перерыва в электроснабжении потребителей по рассматриваемой линии определяется следующим выражением:

, (2.31)

где W_год -- количество электроэнергии, получаемой в течение года потребителями 2-й категории; Р₂ -- наибольшая нагрузка этих потребителей.

Народнохозяйственный ущерб при аварийном отключении линии рассчитывается по формуле:

, (2.32)

где y₀- удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаемый при курсовом проектировании по исходным данным.

В результате технико-экономического расчета из рассмотренных конкурентоспособных вариантов схем электрической сети выбирается вариант, имеющий минимум приведенных затрат. Если приведенные затраты на сооружение сети по двум или более вариантам различаются не более, чем на 5%, то такие варианты являются равно экономичными. В этом случае выбор варианта схемы, предлагаемого как наиболее целесообразный по экономическим и техническим показателям, производится путем сопоставления технических характеристик отдельных вариантов, которые могут рассматриваться в качестве экономического эквивалента.

В первую очередь к ним следует отнести натуральные показатели: потери мощности и энергии в сети, протяженность трассы и использование оборудования линий по загрузке, количество выключателей в схеме, суммарная установленная мощность трансформаторов, число ступеней трансформации, а также надежность, оперативная гибкость в эксплуатации, перспективность развития и маневренность схемы в условиях роста нагрузок, степень автоматизации, долговечность сооружения и т.п.

Для наглядности иллюстрации экономических и технических показателей конкурентоспособных вариантов рекомендуется все результаты технико-экономического расчета представить в виде итоговой таблицы с выделением показателей рационального варианта.

e) В качестве критерия выбора оптимального варианта схемы сети (как и других энергетических объектов) в настоящее время служит минимум суммарных дисконтированных затрат на ее сооружение и эксплуатацию. Переход к рыночным отношениям в российской экономике потребовал пересмотра методологии принятия решений в сфере инвестиционной политики во всех отраслях и в том числе в электроэнергетике.

1.3 Краткая характеристика и основные технико-экономические показатели электрической сети

В краткой характеристике предлагаемой к исполнению схемы районной электрической сети промышленного района оценивают ее технические достоинства по условиям надежности обеспечения потребителей электроэнергией, удобства и гибкости в эксплуатации, перспектив развития схемы в условиях роста электрических нагрузок и появления новых потребителей и т. п.

Технико-экономические показатели характеризуют расходы денежных средств на содержание и эксплуатацию сети, а также экономичность работы предлагаемой сети на основе некоторых технических данных. К технико-экономическим показателям спроектированной сети следует отнести капиталовложения на сооружение линий К_л, подстанций К_п и сети в целом К, ежегодные издержки на эксплуатацию линий И_л, подстанций И_п и сети в целом И, себестоимость передачи электроэнергии по линиям С_л и сети в целом С, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района К_уд , потери активной мощности и потери электроэнергии в сети в процентах от суммарной активной мощности потребителей и полученной ими за год электроэнергии ДР %, ДW %, суммарная протяженность трассы l_тр воздушных линий в одноцепном исчислении l_вл, суммарная установленная мощность трансформаторов S_TУ, количество выключателей в схеме п и др.

Капиталовложения и ежегодные издержки на линии и подстанции определяются с учетом всех элементов, входящих в сеть от шин высшего напряжения ИП до шин 6--10 кВ понижающих подстанций сети. По результатам расчетов потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном режиме следует проверить условие баланса реактивной мощности в сети; проверить выбранные сечения проводов ВЛ по условиям нагрева расчетным током нормального и послеаварийного режимов, вычисленным с учетом потерь мощности в элементах сети; определить суммарные (переменные и постоянные) потери активной мощности и потери электроэнергии в линиях, трансформаторах и сети в целом; уточнить ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети по сравнению с ранее найденными. При определении капиталовложений в ячейки выключателей 6--10 кВ понижающих подстанций необходимо учитывать выключатели в цепи трансформаторов, секционные и шиносоединительные, выключатели отходящих от шин 6-- 10 кВ линий сети. Количество линий, отходящих от шин 6--10 кВ каждой понижающей подстанции района, определяется в проекте условно по суммарной нагрузке подстанции из расчета, что по одной линии в нормальном режиме сети допускается передавать до 2-3 MBМА при напряжении 6 кВ и до 3-4 MBМА при напряжении 10 кВ.

Себестоимость передачи электроэнергии по линиям С_л и сети в целом С определяется по формулам:

; (2.33)

. (2.34)

Удельные капитальные вложения вычисляются по выражениям:

- на 1 кВт нагрузки линии

; (2.35)

- на 1 кВт нагрузки и на 1 км длины L линии

. (2.36)

По полученным данным о себестоимости передачи энергии и об удельных капитальных вложениях в проектируемую сеть следует дать вывод об экономической целесообразности спроектированной сети. Суммарные потери активной мощности в сети определяют как разность потока активной мощности от ИП и суммы активных нагрузок на шинах 6--10 кВ всех подстанций потребителей сети.

Технико-экономические показатели сети рекомендуется представлять в форме сводной таблицы, отражающей преимущества предлагаемой к исполнению схемы районной электрической сети 35--110 кВ.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

2.1 Общие положения

Под установившимися режимами электрической сети системы электроснабжения понимаются длительные нормальные и послеаварийные режимы, возникающие после затухания электромеханических и электромагнитных переходных процессов в генераторах электрических станций, промышленной электродвигательной нагрузки и в элементах самой электрической сети. Именно в установившихся режимах реализуется основное функциональное назначение электрических сетей: передача, трансформация и распределение электрической энергии.

Электрическая сеть характеризуется параметрами, отражающими паспортные, каталожные и конструктивные данные, схему соединений и пространственное расположение элементов электрической сети.

При расчетах установившегося режима электрическая сеть представляется схемой замещения в виде электрической цепи. Параметры схемы замещения (сопротивления и проводимости ветвей), схема соединений элементов в электрической цепи определяются через параметры электрической сети. Параметры установившегося режима электрической сети отождествляются с параметрами режима электрической цепи схемы замещения.

Целью расчетов установившихся режимов является определение параметров режима и их анализ на соответствие допустимым значениям. Исходными данными для расчетов режима служат параметры электрической сети активные и реактивные мощности, потребляемые в узлах нагрузок сети; напряжение в питающем узле сети. Расчеты режима электрической сети без использования автоматических вычислительных средств разделяются на ряд характерных этапов: 1 -- определение параметров схемы замещения электрической сети; 2 --расчет распределения мощностей по элементам сети с приближенным учетом потерь мощности (для замкнутых электрических сетей этот этап можно разбить на части: расчет распределения мощностей в кольцевой сети без учета потерь мощности и с учетом потерь мощности); 3 --расчет режима напряжений в узлах сети и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов.

2.2 Схема замещения электрической сети для расчета установившихся режимов

Подготовка схемы замещения электрической сети предполагает выбор схемы замещения и расчет параметров схемы замещения или каждого элемента; соединение схем замещения отдельных элементов в электрическую цепь в той же последовательности, в которой соединены эти элементы в электрической цепи. При расчетах симметричных установившихся режимов схема замещения составляется на одну фазу трехфазной сети относительно общей нейтрали. В схеме замещения различают продольные ветви, по которым протекают токи нагрузок, и поперечные, соединенные, с нейтралью схемы. Продольные ветви схемы замещения целесообразно представлять сосредоточенными комплексными сопротивлениями, поперечные -- сосредоточенными комплексными проводимостями или соответствующими проводимостям мощностям нагрузки.

Воздушные линии электропередачи длиной до 400 км при напряжении U_ном - 110- 220 кВ представляются П-образной схемой замещения (рис. 6, а,б), параметры которой определяются по выражениям:

Z= R + jx = (r_o + jx_o)l ; (3.1)

Y = jB = jb_оl , (3.2)

где R, х и В - активное и индуктивное сопротивления, Ом, и емкостная проводимость линии, См;

r_o, x_o и b_o - погонные активное и индуктивное сопротивления, Ом/км, и емкостная проводимость линии, См/км;

l- длина линии, км.

Для воздушных линий 35 кВ схема замещения может быть упрощена (рис. 7,б) за счет отказа от учета емкости проводимости.

Рис. 7. Схема замещения воздушных линий электропередачи

Расчетные значения погонных параметров r₀, x₀, b₀ воздушных линий принимаются по справочным данным проводов в зависимости от номинального напряжения воздушной линии.

Двухобмоточные трансформаторы при расчете режима представляются Г-образной схемой замещения (рис.8), параметры которой для трансформаторов мощностью более 1000 кВ-А определяются то выражениям:

; (3.3)

, (3.4)

где S_hom -- номинальная мощность трансформатора, MB-А; U_ном -- номинальное напряжение основного вывода обмотки высокого напряжения, кВ; U_K, I_Х -- напряжение короткого замыкания и ток холостого хода трансформатора, %; ДР_К, ДР_Х -- потери активной мощности короткого замыкания и холостого хода, МВт; R_Т, х_Т, G_Т,В_Т -- активное и индуктивное сопротивления, Ом, и активная и реактивная проводимости, См.

Рис. 8. Схема замещения двухобмоточного трансформатора

Двухобмоточные трансформаторы в расчетах могут быть представлены упрощенной схемой замещения (рис. 9) или учтены в схеме замещения сети в составе соответствующих узлов нагрузки или источника питания схемы сети в виде потерь полной мощности в трансформаторе:

; (3.5)

, (3.6)

где ДS_Х - потери холостого хода трансформатора, МВ-А; - нагрузочные потери при мощности нагрузки S, МВ-А, и коэффициенте загрузки .

Рис. 9. Упрощенная схема замещения двухобмоточного трансформатора

Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы в расчетах представляются трехлучевой схемой замещения (рис.10,а) или упрощенной трехлучевой схемой замещения (рис.10,б).

Потери холостого хода определяются по формуле (3.5), а сопротивления лучей схемы замещения Z_Т1=R _Т1+jX _Т1, Z_Т2=R _Т2+jX _Т2 и Z_Т3=R _Т3+jX _Т3 могут быть рассчитаны по формуле (3.3), если предварительно определены потери мощности и напряжения короткого замыкания ДP_Ki и U_Ki, отнесенные к определенным лучам схемы замещения:

, (3.8)

, (3.9)

где U_к.i-j, ДP _к.i-j - напряжения КЗ и потери КЗ по парам обмоток i--j(В--С, В--Н, С--Н), принимаемые по справочным данным.

Для трансформаторов и автотрансформаторов, имеющих различные номинальные мощности отдельных обмоток (S_ном.в, S_ном.с, S_ном.н), паспортные данные U_к.i-j, ДP _к.i-j должны быть приведены к одной мощности, обычно S_ном.в, при этом приведение U_к.i-j производится пропорционально отношению номинальных мощностей обмоток, а приведение ДP _к.i-j -- пропорционально квадрату этого отношения.

При расчете режима сети с несколькими ступенями трансформации необходимо привести параметры схемы замещения и известные параметры режима к одной (базисной) ступени трансформации по выражениям:

;,

где U_i, U_i -- истинное и приведенное к базисной ступени значение напряжения в i-ом узле схемы; -- истинное и приведенное к базисной ступени значения сопротивления элемента, включенного между i-ым и j-ым узлами схемы; -- произведение коэффициентов трансформации трансформаторов между базисной ступенью и ступенью трансформации, на которой находится i-ый узел и ij-ый элемент сети.

Проводимость и потери мощности в стали трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов определяются по формулам (3.4), (3.3). Более подробно параметры схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов рассмотрены в [1-- 4]. Схема замещения электрической сети в целом составляется на основе схем замещения отдельных элементов сети.

2.3 Определение параметров режима разомкнутой электрической сети

Расчет режима разомкнутой электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе определяются мощности в начале (S_ij) и в конце (S_ij ) каждой ij-й ветви схемы замещения путем последовательного перехода по ветвям схемы замещения в направлении от конечных узлов сети к питающему узлу, при условии, что напряжения во всех узловых точках схемы равны средненоминальному U_CH на каждой стадии трансформации, т.е. на 50% выше соответствующего номинального напряжения:

t/_CH=l,05Ј/H_OM. (ЗЛО)

Расчет мощностей произвольной j-й ветви схемы замещения сети осуществляется в следующем порядке:

1. Из условия баланса мощностей в /-м узле схемы замещения сети рассчитывается мощность в конце ветви $%*. Если j-й узел является конечным, то мощность 5% равна мощности нагрузки в этом узле. В противном случае мощность 3"ъ находится суммированием мощности нагрузки /-га узла, мощностей в начале ветвей схемы, подключенных к /-му узлу,, и мощности, соответствующей проводимости У,- в /-м узле схемы замещения.

2. Определяются потери мощности в ij-й ветви

л «Г _ (^р*/) '*"№') т _l,v 1 /ч щ

A.V« i= -----------------------(Kit + JXti). (6.11)

3. Определяется мощность Ј'« в начале ветви'

^,,^%+Д^. (З.Щ

В результате расчетов на первом этапе определяется распределение мощностей по элементам электрической сети.

На втором этапе расчетов по найденному распределению мощностей и напряжения в узле питания определяются падения напряжения в ветвях и напряжения в узлах схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу в направлении от узла питания до конечных узлов сети. Падение напряжения в ij-й ветви и напряжения в i-ом узле схемы замещения находится по выражению:

ДU_ij = ДU_ij + ДU_ij = (3.13)

(3.14)

tgw = V'w(V<-V'w)> (3.15)

где U_i--напряжение в i-м узле схемы, кВ; ДU_ij , ДU_ij -- продольная и поперечная составляющие напряжения в ij-й ветви, кВ; -- угол между векторами напряжений в начале (U_i) и в конце (Uj) ij-й ветви.

Влияние поперечной составляющей падения напряжения ДU"_ij на напряжения в i-м узле незначительно и в расчетах режима напряжений в электрических сетях с U_HQM 110 кВ может не учитываться. При расчетах местных сетей допускается не учитывать потери мощности по участкам сети и принимать во всех узлах схемы напряжение, равное номинальному значению. В результате расчетов на втором этапе определяются напряжения во всех узлах схемы замещения.

2.4 Особенности расчета режимов замкнутых электрических сетей

Расчёт режима кольцевой замкнутой сети следует начинать с приведения нагрузок непосредственно к узлам кольцевой сети. На этом этапе осуществляется расчет распределения мощностей на разомкнутых участках сети, примыкающих не-Рис. 3.4. К расчету параметров режима кольцевой замкнутой электрической сети: а -- кольцевая замкнутая сеть; б -- представление кольцевой сети линии с двусторонним питанием (C/'_A=Ј/"_A=t/_A); -- «разрезание» линии с двухсторонним питанием в точке раздела мощности посредственно к узлам кольцевой сети. В результате расчетов определяются мощности нагрузок, приведенные непосредственно к узлам кольцевой сети, в которых учтены также и реактивные мощности, генерируемые участками линий электропередач, примыкающими к данному узлу кольцевой сети. Расчет распределения мощностей по участкам кольцевой замкнутой сети (рис. 3.4) осуществляется в два этапа. На первом этапе производится расчет распределения мощностей в кольцевой сети без учета потерь мощности. В общем случае при п узлов в кольцевой сети мощности головных участков сети находятся по формулам:

При расчетах по формулам (3.16) без использования автоматических вычислительных средств правильность расчетов необходимо проверить условием

Мощности в остальных участках кольцевой сети определяются по балансу мощностей в Примыкающих к участку узлах. Например, мощность на участке 1--2 (рис. 3.4,6) равна

d__ С ,_С /Ч 9П\ Л12 -- Одч--Ль(6.AJ)

В результате расчетов распределения мощностей на первом этапе расчета кольцевой сети может быть найдена точка раздела мощностей, т. е. тот узел кольцевой сети, в который поступает мощность с обеих примыкающих к узлу участков (на рис. 3.4,6 точка раздела мощностей отмечена знаком V). На втором этапе расчета режима кольцевая сеть «разрезается» в точке раздела мощностей (рис. 3.4, е). При несовпадении точек раздела активных и реактивных мощностей «разрезание» сети производится в точке раздела активной мощности. Мощности нагрузок в узле «разрезания» сети принимаются равными соответствующим мощностям примыкающих к узлу участков сети, найденных па первом этапе расчета. Применительно к схеме, приведенной на рис. 3.4, мощности в узле «разрезания» равны

о/ _ ^ .

Л 2 ---- >->12.

А=&2. (3.21)

Расчет распределения мощностей по участкам кольцевой сети с учетом потерь мощности осуществляется для каждой из «разрезанных» частей кольцевой сети так же, как и для разомкнутых сетей. Более подробно методика расчета изложена в Приложении 3.

2.5. Выбор средств регулирования напряжения

Регулирование напряжения в районной электрической сети осуществляется на источниках питания и на приемных понижающих подстанциях. Пределы регулирования напряжения на источниках питания указываются в задании на проект и не являются предметом для расчетов. В курсовом проекте используется возможность регулирования напряжения на понижающих подстанциях. В качестве основного средства регулирования напряжения принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой (с РПН), для которых в справочных данных приводятся сведения о ступенях регулирования (Приложение 3).

Основной задачей регулирования напряжения в электрической сети является обеспечение во всех режимах ее работы допустимых по ГОСТу уровней отклонения напряжения на зажимах потребителей, электроэнергии, подключенных к распределительным сетям. Применительно к районным питающим электрическим сетям задача регулирования напряжения сформулирована в ПУЭ: обеспечить на шинах 6--10 кВ районных подстанций встречное регулирование напряжения, в соответствии с которым в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах не должно опускаться ниже, чем на 105% от номинального, в режиме минимальных нагрузок не должно подниматься выше, чем 105% от номинального, в послеаварийном режиме допускается дополнительное снижение напряжения на 5%.

Термин «встречное» регулирование напряжения отражает условие обеспечения уровней вторичного напряжения пропорционально величинам нагрузок каждого режима электрической сети: максимальные значения напряжения соответствуют режиму максималъных нагрузок, а минимальные значения напряжения -- режиму минимальных нагрузок. Потери напряжения в электрических сетях пропорциональны электрическим нагрузкам. В связи с этим при встречном регулировании напряжения обеспечивается оптимальная компенсация потерь напряжения в сети и тем самым достаточно узкий диапазон изменения напряжения в распределительных сетях. Встречное регулирование напряжения, как правило, может быть осуществлено лишь при установке на подстанциях района трансформаторов с РПН и автоматическим регулированием напряжения.

В курсовом проекте необходимо выполнить следующее: выбрать регулировочные ответвления трансформаторов всех понижающих подстанций проектируемой сети в режимах максимальных и минимальных нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном; проверить достаточность стандартного диапазона регулировочных ответвлений трансформаторов для обеспечения встречного регулирования напряжения; проверить возможность установки на отдельных подстанциях трансформаторов без РПН.

Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов с учетом требований ПУЭ осуществляется путем решения системы неравенств:

-- для режима максимальных нагрузок:

; (3.22 )

-- для режима минимальных нагрузок:

; (3.23 )

-- для наиболее тяжелого послеаварийного режима:

, (3.24)

где U_ном -- номинальное напряжение сети, к которой, подключена вторичная обмотка трансформатора подстанции; U_вн, U_нн -- номинальные напряжения обмоток трансформатора на стороне ВН и НН; U_max, U_min, U_п.ав -- напряжения на шинах НН трансформаторов, приведенные к стороне ВН для режимов максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийного режима сети; у -- шаг изменения напряжения на обмотке высокого напряжения трансформаторов при переключении на соседнее регулировочное ответвление; n_max, n_min, n_п.ав -- номер искомого регулировочного ответвления трансформатора в режимах максимальной и минимальной нагрузок и в послеаварийном режиме.

Так как в неравенствах (3.22) -- (3.24) неизвестным является только номер регулировочного ответвления, то решение неравенств определяет допустимый диапазон изменений регулировочных ответвлений, а именно:

. (3.25)

_.

Если в диапазоне допустимых изменений номеров ответвлений, определяемых неравенствами (3.25), существует номер регулировочного ответвления, который удовлетворяет одновременно всем условиям, то следует выбирать на подстанции трансформаторы без РПН. В противном случае следует использовать трансформаторы с РПН, a по неравенствам (3.25) проверять, достаточен ли стандартный диапазон регулировочных ответвлений выбранного типа трансформаторов для обеспечения встречного регулировочного напряжения.

Далее из неравенств (3.25) следует выбрать положения регулировочных ответвлений и определить напряжение со стороны низкого напряжения трансформаторов во всех рассмотренных режимах сети для каждой подстанции.

2.6 Указания к выполнению расчетов режимов

В обязательную часть задания на курсовой проект входят:

1) расчет режима максимальных нагрузок, выбранного варианта электрической сети промышленного района;

2) расчет одного послеаварийного режима для случая, когда на головном участке сети отключена одна из цепей ЛЭП;

3) выбор регулировочных ответвлений трансформаторов для этих двух режимов электрической сети.

В качестве дополнительного специального вопроса, разрабатываемого в курсовом проекте, может быть предложен расчет режима минимальных нагрузок и расчет послеаварийных режимов электрической сети.

Расчеты режима электрической сети могут проводиться и без использования автоматических вычислительных средств, и на ЭВМ, что зависит от выбора самих студентов. При использовании ЭВМ расчеты осуществляются в лаборатории вычислительной техники кафедры по готовой программе «Режим». Описание программы и все необходимые инструкции по ее использованию приведены в [7, 8].

Размещено на Allbest.ru

...