Развитие электросети энергосистемы

Размещено на http://www.allbest.ru/

65

Исходные данные

1. Схема существующей электросети (рис. 1).

Рис. 1. Схема существующей электрической сети 220/110/35/10 кВ

(Координаты ПС А: Х_А=50 км; Y_А=50 км)

2. Геометрическое расположение ПС ?В? и мест сооружения новых подстанций в декартовой системе координат, а также максимальные нагрузки существующих (4,5) и новых (1,2 и 3) узлов, приведенные к пятому году эксплуатации сети (табл.1 и 2).

3. Суточные графики нагрузки новых подстанций ПС 1 - 3: (табл. 4).

4. Примерный состав нагрузки новых подстанций: (табл.3).

5. Напряжение источника питания (узел А) в режиме максимальных нагрузок поддерживается на уровне 240 кВ.

6. Номинальное напряжение на шинах низшего напряжения новых подстанций - 10 кВ.

7. Материал промежуточных опор для ВЛ всех напряжений - железобетон.

8. Место строительства - Восточная Сибирь. Район по гололёду II и ветровым нагрузкам - IV.

9. Коэффициент мощности (cos ц) ИП А равен 0,90.

10. Расчетная мощность, поступающая из внешней сети на шины 220 кВ ПС «В», в режиме наибольших нагрузок составляет 60+j30 МВ·А.

11. Недостающие для проектирования данные принимаются самостоятельно.

Таблица 1

Координаты км	Tmax ч/год
XB	YB	X1	Y1	X2	Y2	X3	Y3
48	23	50	12	76	18	74	28	3800

Таблица 2

Мощность узловых нагрузок P + jQ, МВ*А
1	2	3	4	5
33+j14	66+j30	21+j13	120+j65	130+j47

Таблица 3



Таблица 4

Зимние и летние суточные нагрузки характерных дней для новых подстанций , %

Время	ПС-1	ПС-2	ПС-3
	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето
	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q
1	44	43	33	31	34	32	33	32	56	47	35	30
2	42	41	24	23	44	40	23	25	51	52	32	33
3	44	42	24	23	30	30	26	22	46	45	30	31
4	46	44	22	22	30	29	28	26	43	42	27	31
5	50	45	25	24	36	35	45	39	47	44	35	34
6	63	52	30	30	56	55	61	57	53	52	44	46
7	86	71	67	66	79	76	75	74	69	65	53	52
8	95	92	76	77	100	99	74	73	80	80	57	56
9	100	100	80	81	100	100	72	70	86	81	54	55
10	96	100	70	71	96	95	62	60	84	82	50	50
11	91	95	68	68	90	88	56	51	80	78	47	48
12	92	93	69	70	80	81	50	51	72	70	45	46
13	91	90	70	71	70	73	48	45	66	65	43	44
14	88	86	68	68	66	67	46	43	65	65	41	43
15	89	85	69	68	67	66	45	44	66	63	42	40
16	94	94	70	71	66	68	44	46	67	66	41	44
17	99	95	68	69	65	68	47	48	70	70	44	46
18	98	100	70	72	64	67	48	47	86	85	48	48
19	97	95	75	75	72	70	54	52	100	100	57	56
20	92	94	80	78	83	80	62	61	97	99	65	65
21	83	93	80	78	85	84	65	60	95	96	64	66
22	68	86	70	72	80	80	64	62	81	80	61	63
23	52	77	48	47	65	64	49	46	67	64	52	43
24	48	56	34	35	53	50	35	33	61	60	40	44

Примечание. Значения активных и реактивных мощностей даны в процентах от Pmax и Qmax соответственно.



Введение

Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

Восточная Сибирь является основной ресурсно-энергетичской базой страны, и в перспективе сохранится приоритет за топливно-энергетическим комплексом, цветной металлургией, разработкой лесных ресурсов, энерго - и водоемкими отраслями промышленности.

Состав Восточной Сибири: Красноярский и Забайкальский край, Иркутская область; Республика Бурятия, Тува, Хакасия.

В работе будем рассматривать в качестве электрифицируемого района - Забайкальский край.

Читинская энергосистема входит в «Объединенные энергосистемы (ОЭС) Сибири»

Рис. 1. ОЭС Сибири

Таблица 1

Энергосистемы	Количество энергосистем	Установленная мощность на 01.07.2014 г.
		ГВт	% по РФ
Алтайская, Бурятская, Иркутская, Красноярская, Кузбасская, Новосибирская, Омская, Хакасская, Читинская	10	46,8	21,6

Восточная Сибирь обладает огромным потенциалом, для освоения которого нужны новые мощные подстанции в большинстве регионов. Забайкальский край является зоной сочленения энергосистем Сибири и Дальнего Востока.

В настоящее время обсуждается идея объявить Забайкальский край и Амурскую область свободной энергетической зоной с послаблениями в некоторых вопросах энергопередачи и свободным экспортом электроэнергии за границу.

Предлагается создать свободную электроэнергетическую зону с опорными подстанциями в Забайкальском крае и Амурской области.

По задумке авторов идеи, в границах этой зоны будет в том числе предоставлена возможность свободно экспортировать электроэнергию за границу, в первую очередь - в Монголию и в Китай.

Это предложение требует дальнейшей проработки и обсуждения на федеральном уровне. Также обсуждается идея сделать Забайкальский край пилотной зоной проекта по переходу от сети в 0,4 киловатт к высоковольтному напряжению.

Существуют и проблемы электроэнергетики края. Необходимо строительство Читинской ТЭЦ-3, а также 4,5,6 энергоблоков Харанорской ГРЭС.

Кроме того, семь районов Забайкалья не обеспечены резервным электроснабжением.

Эти семь районов края, а это 20 тысяч человек, не обеспечены резервным электроснабжением, то есть, по сути, сидят на одноцепных линиях электропередач. А это огромный риск в случае возникновения чрезвычайных ситуаций.

По двум объектам в крае пришлось перенести сроки запуска на более позднее время: работа высоковольтной линии Маккавеево-Багульник-Чита, по планам «Россетей», стартует в 2020 году, запуск подстанции в поселке Бутунтай намечен на 2014 год.

Основные проекты Забайкальского края:

- ВЛ 220 кВ Маккавеево-Багульник-Чита (70 км). Повышение надежности электроснабжения Читы, 2020 г., 3 536 млн руб.;

- ВЛ 110 кВ Могоча-Тупик с подстанцией 110 кВ Тупик и сооружением двухцепной ВЛ 110 кВ на подстанции 110 кВ Наседкино. Электроснабжение поселка Тупик, Наседкинского и Амазарского рудников, 2449 млн руб.;

- ВЛ 110 кВ Нижние-Усугли-Кыкер-Тунгокочен (126 км). Электроснабжение Тунгокочена, 1045 млн руб.;

- Подстанция 110 кВ Бутунтай (14 км), электроснабжение объектов Нойон-Тологойского свинцово-цинкового месторождения, 2014 год, 377 млн руб. (на объект нет данных в ОАО «Россети»);

- Подстанция 110 кВ Омчак (8,5 км), электроснабжение объектов ЗАО «Золоторудная компания «Омчак», 2014 г., 221 млн руб.;

- ВЛ 220 кВ ЦРП ППГХО - Быстринская (150 км). Выдача запертой мощности на ТЭЦ ППГХО, 2019 г., 2753 млн руб.;

- Подстанция 110 кВ Тяговая Забайкальск, подстанция 110 кВ Тяговая Даурия (125,8 км), электроснабжение двух тяговых подстанций ОАО «РЖД», 2014 г., 1690 млн руб.

Забайкальский край - район по гололёду - II (b_r = 15 мм) и ветровым нагрузкам - IV (Q_max = 800 Па; V_max = 36 м/с).

Таблица 2

Нормативные толщина стенки гололеда (bг) и ветровое давление (Qmax) на высоте 10 м над поверхностью земли

Район по гололеду	bг, мм	ветровой район	Qmax , Па (скорость, м/с) ветра Vmax, м/с)
I	10	I	400(25)
II	15	II	500(29)
III	20	III	650(32)
IV	25	IV	800(36)
V	30	V	1000(40)
VI	35	VI	1250(45)
VII	40	VII	1500(49)
особый	выше 40	особый	выше 1500(выше 49)

Примечания.

1. Для ВЛ 330…1150 кВ значение bг принимается не менее 15 мм.

2. Для ВЛ 110…1150 кВ принимают Qmax не менее 500 Па.

3. При высоте расположения приведенного центра тяжести проводов (тросов)

более 15 м, значения Qmax и bг определяют с учетом поправочных коэффициентов.

Коэффициент мощности (cos ц) ИП А равен 0,90.

Целью курсового проекта является реконструкция схемы электроснабжения промышленного района с учетом ввода новой мощности в систему электроснабжения.

Решения проектных и эксплуатационных задач промышленного электроснабжения связаны с разработкой основных вопросов требующих математического анализа:

расчет режимов систем электроснабжения и их оптимизация;

выбор рационального напряжения системы;

сечений проводов, шин и кабелей;

определение показателей электрических нагрузок и др.

На стадии проектирования каждый инженер-электрик должен уметь решать задачи выбора схем, конфигурации электрической сети и ее элементов, а на стадии эксплуатации организовать повышение экономичности работы системы электроснабжения, то есть выполнить оптимизацию режима электропотребления.



1. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

1.1 Разработка вариантов схемы соединений линий сети и ПС

На рис. 1.1 приведен граф существующей сети (без учета количества цепей ВЛ и непрямолинейности трасс линии) и места размещения новых подстанций.

Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. В проектной практике для построения рациональной конфигурации сети принимают повариантный метод, при котором для заданного расположения потребителей намечаются несколько вариантов и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший. Этот вариант должен обладать необходимой надежностью, экономичностью и гибкостью. Намечаемые варианты не должны быть случайными. Каждый вариант должен иметь ведущую идею построения схемы: на каждом последующем участке поток электроэнергии должен быть направлен от источника. Необходимо руководствоваться следующими положениями при составлении вариантов схемы сети.

1. Передача электроэнергии от источника к потребителям должна производиться по самому короткому пути.

2. Разработку вариантов надо начинать с наиболее простых схем, требующих для создания сети наименьшего количества линий и электрооборудования подстанций. К числу таких вариантов относятся схемы линий магистрального и замкнутого типов.

3. Наряду с наиболее простыми вариантами следует рассмотреть и варианты схем с увеличенными капиталовложениями на сооружение линий и подстанций, за счет чего достигается большая эксплуатационная гибкость схемы или повышенная надежность электроснабжения. К числу таких относятся смешанные магистрально-радиальные схемы со сложнозамкнутыми контурами.

4. К использованию наиболее сложных и дорогих схем сетей следует переходить лишь в тех случаях, когда более простые схемы неудовлетворительны по техническим требованиям и критериям (например, при завышенных сечениях проводов, необходимых по допустимому нагреву; при неприемлемых потерях напряжения и т. п.).

5. В итоге из всех вариантов целесообразно выбрать схемы сети, построенные по двум различным принципам:

а) в виде схемы с односторонним питанием;

б) в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа.

Эти схемы обладают различными качественными и технико-экономическими показателями, поэтому должны быть внимательно изучены. Лучшая из них определяется по приведенным затратам.

В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций). В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий.

Для электроприемников III категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

На основании приведенных выше соображений в проекте решается вопрос о необходимом количестве ЛЭП для каждого потребителя. При этом замкнутая схема приравнивается по надежности к системе электроснабжения по двум одноцепным линиям.

Анализ существующей схемы позволяет определить следующее.

1.Автотрансформаторы ПС А и ПС В имеют запас пропускной способности, позволяющей развивать схему без их замены.

2.ВЛ А-В напряжением 110 кВ является резервной и включается тогда, когда обе цепи ВЛ А-В 220 кВ оказываются в нерабочем состоянии (например, при совпадении ремонта одной цепи и аварийного отключения другой). В этом случае переток по ВЛ А-В 110 кВ равен необеспеченной нагрузке ПС В (сумме нагрузок на шинах 110 и 35 кВ, за вычетом перетока из внешней сети), то есть

130 + j47 + 8 + j6 - 60 - j30 = 78 + j23 МВ•А (81,32 МВ•А - полная мощность). Для провода АС-185 допустимый по нагреву ток (при t₀=25⁰C) равен 510 А, а поправочный коэффициент на температуру окружающей среды для зимнего периода (когда нагрузки наибольшие) k_t=1,29. Тогда максимальный (допустимый по нагреву) переток по ВЛ А-В 110 кВ составляет

-125МВ•А.

То есть, по техническим условиям линию можно дополнительно загрузить не более, чем на 125-81.32 = 43,68 МВ•А.



Рис. 1.1. Граф существующей сети

3 Каждая из цепей ВЛ А-В 220 кВ допускает дополнительную нагрузку порядка 300 МВ•А, что превышает вместе взятую мощность трёх новых подстанций.

297,4 МВ•А.

S₁ = = 35.85 МВ•А.

S₂ = = 72.5 МВ•А.

S₃ = = 24.7МВ•А.

= 133 МВ•А.

Перейдём к составлению схем соединения линий.

ПС 1 близко расположена к ПС В. Рассмотрим вариант двух-

цепной ВЛ В-1. Длину L_B1 линии найдём как

L_B1 = k_удл = 1,24 = 13,863 км 14 км

где k_удл = 1,24 учитывает непрямолинейность трассы ВЛ.

Длину L _ij линии между любыми i-м и j-м пунктами можно определять иначе, если местоположения старых и новых ПС нанести на масштабную сетку. Тогда

L _ij = l _ij m k_удл ,

где l_ij - расстояние между узлами i и j на масштабной сетке, см;

m - масштаб, км/см.

Рассчитаем длины участков:

L_АВ = k_удл = 1,24 =

= 33,57 км 33,6 км

L_А3 = k_удл = 1,24 =

= 40,37 км 40,4 км

L₂₃ = k_удл = 1,24 =

= 12,646 км 12,65 км

L₂₁ = k_удл = 1,24 = 33 км

L_2B = k_удл = 1,24 = 35.269 35.3 км

L_3B = k_удл = 1,24 = 32,83 32,8 км

Уравнение прямой А-В: 27х - 2у - 1250 = 0

L_3-AB = k_удл = 1,24 = 31,693 = 31,7 км

Координаты точки C: (48,51; 29,88) (48,5; 30)

Для точки 2 наикратчайшее расстояние до АВ - = 35,3 км.

= .

= 33,

Выбор экономичного класса номинального напряжения

При выборе экономичного класса номинального напряжения сети необходимо учесть несколько факторов:

ѕ мощности нагрузок потребителей;

ѕ удаленность потребителей от источника питания;

ѕ район сооружения сети;

ѕ класс номинального напряжения существующей сети.

Выбор напряжения определяется экономическими факторами: при увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

В практике проектирования для выбора рационального напряжения используются кривые, данные по пропускной способности и дальности линий электропередачи или эмпирические формулы, в частности, формула Г. А. Илларионова, дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ,

В случае больших мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км.

ѕ Формула Илларионова:

В отличие от других эмпирических выражений приведенная формула дает удовлетворительный результат для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне от 35 до 1150 кВ.

ѕ Формула:

U_ном = 16

Применяется в случае малых и средних мощностей

В рассматриваемом примере проектирование ведется в районе Забайкалья, поэтому класс экономически целесообразного номинального напряжения распре-делительной сети следует выбирать из ряда: 500, 220, 110 кВ.

Далее следует учесть, что существующая линия А--В работает на напряжении 220 и 110 кВ. Кроме того, анализ мощностей нагрузок потребителей (от 24,7 до 72,5 МВт) и расстояний между подстанциями (от 14 до 50 км) показывает, что они соответствуют экономически целесообразному классу напряжения 110 - 220 кВ. С учетом перечисленных обстоятельств, для всех рассматриваемых вариантов распределительной сети можно использовать класс номинального напряжения 220 и 110 кВ.

Область применения и основное назначение ЛЭП. Табл. 1.1. [Баумштейн]



Таблица 1.1.

Номинальноенапряжение. кВ	Передаваемая мощность (на одну цепь).МВА	Длина линий, км	Область применения и основное назначение
До 1	До 0.1	До 3	Электроснабжение отдельных потребителей в городах и населенных пунктах: распределение мощности внутри предприятий
1-10	1-3	3-15	Электроснабжение промышленных и сельских потребителей, распределение мощностей внутри крупных промышленных предприятий
20-35	3-15	10-30	Распределение мощностей внутри городов и крупных населенных пунктов; электроснабжение сельских потребителей
110-150	15-80	25-100	Распределение мощностей внутри энергосистем и предприятий электрических сетей; электроснабжение промышленных предприятий и узлов, больших городов, удаленных или энергоемких сельских потребителей; распределение мощностей внутри крупных городов; электрификация железнодорожного и трубопроводного транспорта
220-330	100-400	100-300	Распределение мощностей внутри крупных энергосистем, электроснабжение удаленных и крупных потребителей от энергосистем и электрических станций, создание центров питания для сетей ПО и 150 кВ, выдача мощности электростанциями сравнительно небольшой мощности
400-500	600-1000	200-1000	Развитие объединенных энергосистем и Единой энергетической системы РФ, обеспечение межсистемных связей, выдача мощности крупными электростанциями, а также электроснабжение крупных энергоемких предприятий или промышленных узлов
750	1000-2200	300-2000	Развитие крупных объединенных энергосистем и образование Единой энергетической системы РФ; обеспечение межсистемных связей, выдача мощности крупными электростанциями
1150	2500-6000	500-3000	То же

Расчеты напряжения:

Оценим величину номинального напряжения ВЛ В-1 по формуле Илларионова:

U_ном = = = 97,38кВ 100 кВ

По формуле Залесского:

U_ном = = ) = 79,2 кВ

По формуле Стилла:

U_ном = 4.34 = 4,34 = 95,5 кВ

По формуле:

U_ном = 16 = 16 = 79,26

где Р_В1 = = 35,85 МВт - мощность передаваемая через линию, цепь В-1.

Поскольку на ПС В имеется РУ 110 кВ, то принимаем номинальное напряжение ВЛ В-1 равным 110 кВ.

Выводы:

1.Не одна из предложенных новых ПС не подходит к диапазону напряжений 10 - 35 кВ, поэтому по техническим условиям ЭС можно дополнительно загружать только в диапазоне номинальных напряжений: 110 - 220 кВ.

2. Одна линия 110 кВ может быть загружена не более чем на 43,68 МВ•А., т. е. - или ПС-1 (35.85 МВ•А.), или ПС-3 (24.7МВ•А.).

3. Линия с ПС-2ожет быть загружена только в линию 220 В, по указанным выше причинам.

Рис. 1.2. Расстояния в системе

Наметим варианты схем новых ПС (рис. 1.3).



А)

Б)

В)

Г)

Рис 1.3. Варианты конфигурации систем

ПС 3 расположена от проходящей ВЛ А-В 110 кВ на расстоянии: 31,7 км. Напрашивается вариант питания ПС 3 по схеме «заход-выход».

На рис. 1.3. (А,В) для питания ПС 3 по ВЛ 110 и 220 кВ используется участок существующей линии (А-С). Другой участок (С-В) со временем может быть демонтирован. Затраты на демонтаж и остаточную стоимость демонтируемого оборудования (опор, проводов, изоляторов, тросов, линейной арматуры) в курсовой работе можно считать одинаковыми и в дальнейшем не учитывать.

Другие возможные варианты питания новых подстанций по линии 110 кВ и 220 кВ показаны на рис. 1.3. На схеме рис. 1.3 (Б), предполагается прокладка линии 110 кВ А-3-2-В, включенной параллельно уже существующей ВЛ А-В того же напряжения. По сути речь идёт о развитии сети 110 кВ, работающей параллельно с сетью 220 кВ, что на перспективу не рекомендуется.

Длины существующих и новых линий указаны на схемах (рис. 1.3). схема (Г) - самая длинная. Схема на рис. 1.3, (А) характеризуется наименьшими длинами новых линий. Присвоим этому варианту № 1 и оставим для дальнейшего сравнения. Сопоставим три остальных схемы по суммарной длине новых линий (двухцепные линии учётом с коэффициентом 1,5). Для схемы на рис. 1.3, (В) имеем одноцепные ВЛ 110 кВ В-1 (длина 14 км), С-3 (31,7 км), 1-3 (35,8 км) и двухцепные 220 кВ В-2 (35,3 км) Тогда обобщенная длина линии для этой схемы составит (35,8+31,7+14)+1,5(35,3)=134,5 км. Вычисления для других схем

Таблица 1.2.

Обобщенный показатель длин трасс ВЛ

Длина трасс 110 кВ, км	Схема на рис. 1.3.
	А	Б	В	Г
одноцепных	14	40,4+32,8+12,65	14 + 40,4	14+35,8+31,7
двухцепных	1,5*(31,7+32,8)	1,5*(14)	1,5*35,3	1,5*(35,3)
обобщенный показатель, км	110,75	106,85 (не подходит по технологическим соображениям)	107,35	134,45

Из приведенных вариантов выбираем схему на рис. 1.3.А - это вариант №1, и на рис. 1,3, В, как имеющую минимальную длину новых ВЛ - это вариант № 2.

Из рассмотренного вытекает, что при разработке вариантов развития сети следует учитывать возможности существующей сети, а конфигурацию схемы намечать с одновременным выбором номинальных напряжений линии.

1.2 Выбор номинальных сечений проводов ВЛ

Выбор сечений произведём по нормированной (экономической) плотности тока jэк. Для сталеалюминиевых проводов и времени использования максимальной нагрузки Тmax = 3800 ч/год, jэк=0,9 А/мм2 (табл. В33 Прил. МУ).

Проверка проводов на механическую прочность сводится к выполнению условия

F ? F_мех ,

где F_мех - минимально возможное сечение. Для изолированных проводов ВЛ свыше 1кВ значение F_мех приведены в табл. А3 МУ.

Из условия механической прочности типовых опор максимально допустимые сечения проводов составляют: для ВЛ 35кВ - 150 мм²; ВЛ 110 кВ - 240 мм²; ВЛ 220 кВ - 500 мм².

Для ВЛ 110 и 220 кВ, сооружаемых на территории крупных городов, рекомендуется применять сечения проводов 240 и 400 мм2 соответственно. Для заходов действующих ВЛ на новые подстанции сечение провода выбирается, как правило, не меньшим, чем на основной линии.

Каждому значению номинального напряжения ВЛ можно поставить в соответствие определенный диапазон технически и экономически целесообразных, а поэтому наиболее употребительных на практике сечений проводов. Для ВЛ 35 кВ этот диапазон равен 35…150 мм², 110 кВ - 70…240 мм², 220 кВ - 240…400 мм². Выход за границы указанных пределов чаще всего свидетельствует о неудачном выборе конфигурации или номинального напряжения сети.

В связи с унификацией опор применение некоторых сечений, выбранных по j_эк, во II -IV районах гололедности оказывается неэкономичным. Это обстоятельство следует учесть при окончательном определении F.

Для определения расчетных токов новых линий необходимо выполнит расчёт приближённого (без учета потерь мощности) поток распределения электрической сети. В качестве примера возьмём вариант 1, принципиальная схема которого приведена на рис. 1.3 А. На схеме указаны марки проводов и длины участков ЛЭП (км), нагрузки узлов (МВ•А) и номинальные коэффициенты трансформации АТ. Учитывая слабую загрузку обмоток НН автотрансформаторов ПС А, выполним обычные в таких случаях упрощения схемы замещения. Переносим нагрузку с шин 10 кВ (узел 7) на сторону 110 кВ (узел 4) и складываем с нагрузкой на шинах СН. После этого сопротивления обмоток НН АТ из схемы замещения исключаются, а сопротивления обмоток ВН и СН последовательно объединяются. Такие же упрощения проделаем с автотрансформаторами ПС В (узел 6 - узел5), после чего схема замещения сети приобретёт вид, показанный на рис. 1.4. Поскольку расчёт режима выполняется без учета потерь, в схему замещения не включены поперечные проводимости, моделирующие зарядную мощность ВЛ и потери в стали (авто)трансформаторов. Расчёт сопротивлений линии сведем в табл. 1.3.



Таблица 1.3

Расчет сопротивлений ЛЭП

Участки ЛЭП	Uном, кВ	Число цепей и марка провода	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, *10-6 См/км	R, Ом	Х, Ом	В,*10-6 См
А-2	220	1ЧАС-300	68,9	0,098	0,429	2,64	6,75	29,56	182
2-B	220	1ЧАС-300	35,3	0,098	0,429	2,64	2,38	15,14	93,2
A-B	220	1ЧАС-300	35,3	0,098	0,429	2,64	2,38	15,14	93,2
4-3	110	1ЧАС-185	56,7	0,162	0,413	2,75	9,2	23,4	156
3-5	110	1ЧАС-185	40,3	0,162	0,413	2,75	6,5	16,64	110,8

Эквивалентные сопротивления участка n-цепной линии вычисляем как

R = r₀l/n, X = r₀l/n

где r0, x0 - погонные сопротивления ЛЭП, Ом/км, принимаемые по табл. А11 МУ.

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника, приведены в табл. 1.4.

Для исключения идеальных трансформаторов из схемы замещения, приведем сопротивления всех элементов к базисному напряжению 220 кВ. Для этого сопротивления ВЛ 110 кВ, указанные в табл.1.2. необходимо умножить на (k₁)*2 =(1,9)*2 =3,61.

Паспортные данные автотрансформаторов на ПС А:

-U_НС-НВ = 11%; P_ВН?-СН= 520 кВт. Сопротивления АТ, приведенные к напряжению 220 кВ, определим как

R_A = = *10^-3 = 0,22 Ом

Х_А = = = 11,64 Ом

где m=2 - число АТ, работающих параллельно. Параметры АТ

подстанции В определяются аналогично

R_В = = *10^-3 =0,28 Ом

Х_В = = = 23,27 Ом

При выполнении расчёта режима сложнозамкнутой сети вручную далее следует:

o преобразовать «треугольник» сопротивлений А2ВА в «звезду» (рис. 1.5);

o по «правилу моментов» определить поток мощности на одном из головных участков (например, S _AO );

o найти потокораспределение в остальной части кольцевой схемы; используя значения мощностей в лучах «звезды», вычислить величины нагрузок в ветвях «треугольника».

Таблица 1.4.

Тип	Пределы регулирования, %	Каталожные данные
		UНОМ, кВ	UК, %	DРК, кВт	DРХХ, кВт	iХХ, %
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН-125000/220/110	±6ґ2 %	230	121	6,6; 11;38,5	11	31	19	305	65	0,5
АТДЦТН-200000/220/110	±6ґ2 %	230	121	6,6; 11;38,5	11	32	20	430	125	0,5
Тип	Расчетные данные
	Rт, Ом	Xт, Ом	DQxx, квар
	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
АТДЦТН-125000/220/110	0,55	0,48	3,2	59,2	0	131	625
АТДЦТН-200000/220/110	0,28	0,28	0,57	30,4	0	54,2	1000

Примечания.

1. Трансформаторы напряжение 35 кВ имеют РПН на стороне ВН; обмотки СН и НН без ответвлений.

2. Трансформаторы 110, 220 кВ имеют РПН в нейтрали ВН и ПБВ на стороне СН ±2ґ2,5 %.

3. Автотрансформаторы на 220 кВ имеют РПН в линии СН; мощность обмотки НН равна 50 % номинальной (для АТ 200 и 250 МВА может составлять и 40 %).

G_м = B_м = =

Тип	Расчетные данные
	Gм, 10-6См Cм 101010666	Bм, 10-6См
	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
АТДЦТН-125000/220/110	1,23	4,44	537,2	11,81	47,26	5152,9
АТДЦТН-200000/220/110	2,36	8,54	84,33	18,9	75,61	674,65

Преобразование «треугольника» A3ВА в «звезду». Определяем

сумму сопротивлений сторон «треугольника»:

Z_Д = Z_A2 + Z_2B + Z_BA=(6,75+ j29,56)+(2,38 + j15,14)+(2,38 + j15,14) =12,5 + j59,84 Ом

Сопротивление «луча» АО найдем как

Z_AО=Z_A2•Z_AB /Z_Д= (6,75+ j29,56)(2,38 + j15,14) / (12,5+ j59,84) = 1,32 + j7,5 Ом.

Аналогично определим

Z_ОВ = Z_B2•Z_АB /Z_Д= (2,38 + j15,14)(2,38 + j15,14) / (12,5+ j59,84) = 0,406 + j3,82 Ом.

Приведенная к базисному напряжению и преобразованная схема замещения показана на рис. 1.6. Вычисляем суммарное сопротивление «кольца»:

Z_У= Z_AО + Z_ОB + Z_B5 + Z₅₃ + Z₃₄ +Z_4А =(1,32 + j7,5) + (0,406 + j3,82) + (0.28 + j23.27) + (23,4 + j59,9) + (33,12 + j84,24) + (0,22 + j11.64) = 58,746 + j190,37Ом

По «правилу моментов» S _АO определяется как

S_AO = =

= [(66 + j30)*(57,426 - j182,87) + (60 + j30)*(57,02 - j170,05) + (171 + j67)*(56,74 - j155,78) + (21 + j13)*(33,34 - j95,88) + (124 + j67)*(0.22+ j11.64)/(58,746 - j190,73) =

= 274 + j129 MBA

Рис. 1.4. Принципиальная схема электрической сети. Вариант 1

Рис. 1.5. Упрощенная схема замещения электрической сети (вариант 1)

Рис. 1. 6. Схема замещения сети после преобразований

Из условия баланса мощностей в узле 0 имеем

подстанция электрифицируемый мощность

S_OB = S_AO - S_O = 274 + j129 - 66 - j30 = 208 + j99

S_B5 = S_OB - S_B = 208 + j99+ 60 + j30 = 268 + j129

и т. д. …

Значения остальных мощностей приведены на рис.1.6.

Вернемся к схеме на рис. 1.5. и выполним обратные преобразования. Для фиктивного треугольника АОВА справедливо соотношение

S_AO + S_BO = S_AB

S_AB

= 188.25 + j88.75 МВА

Из баланса мощности для узла В определим, что

S_B3 = S_B + S_AB - S_B5 = = (60 + j30) + (188.25+ j88.75) - (268 + j129) =

= -19.75 - j10.25 MBA

S_А3 = 85,75 + j40.25

Рис. 1.7. Результаты расчета приближенного распределения мощностей (вариант 1)

Анализ распределения мощностей в полной схеме (рис. 1.7) указывает на целесообразность отключения ВЛ 5-2 в нормальных режимах. Это ведет к исключению уравнительной мощности в замкнутом контуре и повышению экономичности работы сети.

Расчёт мощностей при отключённой ВЛ 5-2 дает следующие значения:

S₃₄ = 21 ++ j13 МВА.

S_А4 = 124 + j67 + 21 + j13 = 145 + j80 МВА.

S_5B = 171 ++ j67 МВА.

S_В0 = 171 + j67 - 60 -j30 = 111 + j37 МВА.

S _A0 = 111 +j37 + 66 + j30 = 177 + j67 МВ А;

S_AO + S_BO = S_AB

S_AB

= 115.58 + j42,77 МВА

Из баланса мощности для узла В определим, что

S_B3 = S_B + S_AB - S_B5 = = (60 + j30) + (115.58 + j42,77) - (171 + j67) =

= 4,58 + j5,77 MBA

S_А3 = 61.33 + j31 MBA



Рис. 1.8 Схемы для варианта 1 при отключенной ВЛ 5-2

Для выбора сечений в качестве расчётной принимается большее из двух значений мощностей для каждой из ВЛ. Значения расчётных нагрузок линий и экономических сечений (F_Э = , предварительно намеченных ( ) и окончательно принятых (F_СТ ) сечений проводов приведены в табл. 1.5. Для новых линий выбираем сталеалюминиевые провода.



Нормативное значение экономической плотности тока для неизолированных сталеалюминиевых проводов (ПУЭ., изд.2013 г.).

TMAX, ч	jЭК, А/мм2
TMAX 3000	1,3
3000 TMAX, 5000	1,1
TMAX, 5000	1,0

Выбор сечений проводов линий электропередачи необходимо выполнять по расчетной токовой нагрузке линии I_расч, которая определяется по выражению

I_расч = I_max * б₁ * б_т,

где I _max -- ток в линии в максимальном нормальном режиме работы сети с учетом перспективы развития нагрузок на пять лет;

б₁ -- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; б_т -- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной мощности нагрузки линии T_max и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы K_max.

Для линий 110--220 кВ значение б₁ принимается равным 1,05.

Коэффициент б_т определяется в зависимости от T_max и K_max, усредненные значения коэффициента бт приведены в табл.

По табл. выбирается усредненное значение коэффициента бт в предположении, что максимум нагрузок линий распределительной сети совпадает с максимум энергосистемы, б_т = 1 (по заданию T_max = 3800 часов).

Усредненные значения коэффициента б_т

UHOM, kB	Kmax	Tmax
		2000	3000	4000	5000	6000	7000
110-330	1.0	0.7	0.8	0.9	1.0	1.1	1.3
	0.8	0.8	0.9	1.0	1.2	1.4	1.6
	0.6	1.0	1.1	1.3	1.5	1.8	2.2

Таблица 1.5.

Результаты выбора сечений проводов ВЛ (вариант 1)

ВЛ	Р, МВт	Q, Мвар	Uнм кВ	Число цепей	Ip, А	Fэ мм2	мм2	I доп А	I ав , А	Fст, мм2
А-2	61.33	40.25	220	1	193	175	240	605	204	300
В-2	4.58	5.77	220	1	20	18,2	25	142	21.16
A-B	115.58	42.77	220	1	273	248	300	680	290	300
4-3	21	13	110	1	130	118	185	510	137.6	185
1-5	33	14	110	1	188	171	185	510	200	185

Из рассмотренного следует, что в качестве расчётного режима следует принимать такой нормальный (длительный) режим, в котором нагрузка рассматриваемой линии будет наибольшей. Расчётные режимы для разных линий могут не совпадать по времени и соответствовать разным нормальным схемам и разным сочетанием нагрузок старых и новых подстанций. При выборе экономических сечений обязательным является проверка по допустимому нагреву и учёт ограничений по короне, механической прочности проводов и опор ВЛ, а также учет сечений проводов существующих линий (если хотя бы часть старых ВЛ используется для питания новых ПС). При окончательном принятии величины F_ст, убеждаемся, что в данном районе по гололёду и ветровым нагрузкам такие сечения применяются.

Рассмотрим вариант 2 - рис. 1.3, В

Таблица 1.7

Расчет сопротивлений ЛЭП (вариант 2)

Участки ЛЭП	Uном, кВ	Число цепей и марка провода	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0*10-6 Cм	R, Ом	Х, Ом	В*10-6 Cм
А-2	220	1ЧАС-300	68,3	0,098	0,429	2,64	6,75	29,56	180,3
2-В	220	1ЧАС-300	35,3	0,098	0,429	2,64	2,38	15,14	93,2
А-В	220	1ЧАС-300	35,3	0,098	0,429	2,64	2,38	15,14	93,2
4-3	110	1ЧАС-185	40,4	0,162	0,413	2,75	6,54	16,7	111,1
1-5	110	1ЧАС-185	14	0,162	0,413	2,75	2,7	5,8	38,5

Вычисляем суммарные сопротивления

Преобразование «треугольника» A3ВА в «звезду». Определяем

сумму сопротивлений сторон «треугольника»:

Z_Д = 12,5 + j59,84 Ом

Z_AО = 1,32 + j7,5 Ом.

Z_ОВ = 0,406 + j3,82 Ом.

S_AO =

S_OB = 111 + j37

S_B5 = 171 + j67

Значения остальных мощностей приведены на рис.1.11.

Вернемся к схеме на рис. 1.10. и выполним обратные преобразования.

S_AB

= 115.57 + j42.76МВА

Из баланса мощности для узла В определим, что

S_B3 = S_B + S_AB - S_B5 = = (60 + j30) + (115.57 + j42.76) - (171 + j67) =

= -4.57 - j5.76 MBA



Рис. 1.9. Принципиальная схема электрической сети. Вариант 2

Рис. 1.10. Упрощенная схема замещения электрической сети (вариант 2)



Рис. 1.11. Схема замещения сети после преобразований

Рис. 1.12. Результаты расчета приближенного распределения мощностей (вариант 2)

Таблица 1.8.

Результаты выбора сечений проводов ВЛ (вариант 2)

ВЛ	Р, МВт	Q, Мвар	UномкВ	Число цепей	Ip, А	Fэ, мм2	мм2	I доп А	I ав А	Fст, мм2
А-2	61,42	24,33	220	1	173,6	157,3	185	510	204	300/66
В-2	4,58	5,77	220	1	20	18,8	35	175	21,2
A-B	115,58	42,77	220	1	283,8	217	300	680	300	300/66
4-3	21	13	110	2	65	59	95	330	69	95/16
1-5	33	14	110	2	94	86	95	330	100	95,/16

1.3 Определение мощности трансформаторов

На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило двух (авто) трансформаторов одинаковой мощности. Установка одного трансформатора является обычно первым этапом сооружения двухтрансформаторной подстанции, да и то, если отсутствуют ответственные потребители или имеется резервир...