Проектирование электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методика выполнения проекта

4.1 Технико-экономическое обоснование выбора сети

На начальной стадии проектирования необходимо проверить возможность работы ЭС с допустимыми (нормированными) показателями качества электроэнергии во все нормальных эксплуатационных режимах. С этой целью составляют балансы активной и реактивной мощностей. При этом для обеспечения потребителей электроэнергией с заданными показателями качества - отклонениями частоты и напряжения, для управления ими необходимо иметь в ЭС достаточный резерв активной и реактивной мощностей, позволяющий поддерживать балансы мощностей на требуемом электропотребителями уровне. Дефицит активной мощности приводит к снижению частоты во всей ЭС, при дефиците реактивной мощности происходит общее снижение уровня напряжения в ЭС и в наибольшей степени в узле изменения баланса по реактивной мощности.

4.1.1 Составление баланса активной и реактивной мощностей

Балансовые расчёты, то есть выявление дефицита (или избытка) мощности, позволяют установить возможные направления передачи электроэнергии, оказывающие влияние на формирование схемы проектируемой ЭС и выбор параметров её элементов.

В рассматриваемом курсовом проекте баланс мощностей составляют только для режима наибольших активных и реактивных нагрузок, принимая допущения, что потребление наибольших нагрузок у всех потребителей ЭС происходит одновременно.

Источники питания должны покрывать суммарную нагрузку ЭС , включающую активные нагрузки всех потребителей , потери активной мощности в линиях и трансформаторах .

, (4.1)

где потери активной мощности в сети () принимают ориентировочно равными 6-8 % от суммарной активной мощности нагрузки потребителей; необходимый резерв мощностей , может быть приближенно принят равным 10 % от суммарной мощности соответствующей нагрузки.

Небаланс по активной мощности в ЭС

(4.2)

покрывает балансирующая станция. По величине и знаку небаланса можно судить о типе проектируемой ЭС. Если < 0 (дефицитная ЭС), то недостающую в ЭС мощность генерирует балансирующая станция; если > 0 (избыточная ЭС), то избыточная мощность передаётся из ЭС в балансирующий узел сети. Проектируемые для этого линии электропередач должны обладать достаточной пропускной способностью, их прокладывают по кратчайшему пути. В сбалансированной ЭС () всю потребляемую мощность покрывает небалансирующая станция. Проектируемые связи с внешней ЭС (балансирующей станцией) обеспечивают надежность электроснабжения.

В отличие от активной мощности реактивная нагрузка ЭС

(4.3)

может быть покрыта как генераторами электростанций, так и компенсирующими устройствами (синхронными компенсаторами, конденсаторными батареями и др.).

Режим реактивной мощности линий зависит от режима напряжений. При повышении напряжения потери реактивной мощности уменьшаются, а генерируемая линиями зарядная мощность увеличивается. На первоначальной стадии проектирования параметры ЭС неизвестны.

Для упрощения полагают, что все линии работают в режиме натуральной мощности. Тогда при составлении баланса реактивной мощности можно принять условие . Поэтому получают следующее уравнение баланса реактивной мощности:

. (4.4)

Потери реактивной мощности в трансформаторах на одну трансформацию равны приблизительно 10% от полной мощности нагрузок.

Величину реактивной мощности, поступающей от станций , следует определять по небалансу активной мощности в ЭС и коэффициенту мощности , с которым запланирована выдача мощности с шин этих источников

. (4.5)

Значение коэффициента мощности следует принимать для всех источников равным 0,90-0,95 при выдаче реактивной мощности по воздушным линиям (ВЛ) 35-220 кВ и 0,95-1,00 по ВЛ более высоких напряжений [2].

Тогда можно определить мощность компенсирующих устройств (КУ), обеспечивающую баланс реактивной мощности ЭС:

. (4.6)

Причем условие свидетельствует о достаточном общем располагаемом резерве реактивной мощности ЭС. Однако передать эту мощность электропотребителям можно только в концентрированных ЭС. Последними считают ЭС с относительно небольшой удаленностью электропотребителей от генерирующих источников.

В дефицитной по реактивной мощности ЭС () необходимо размещение КУ. Оцененная суммарная мощность КУ распределяет по потребительским подстанциям проектируемого района в соответствии со средним по условию баланса коэффициентом мощности подстанций

. (4.7)

Тогда можно найти мощность компенсирующих устройств каждой подстанции, отвечающую балансу реактивной мощности ЭС:

. (4.8)

Если коэффициент мощности на каких-либо подстанциях выше, чем аналогичная величина, соответствующая балансу реактивной мощности ЭС, то на этой подстанции КУ не устанавливают. Исключив нагрузку такой подстанции из дальнейших расчётов, определяют новое значение коэффициента мощности остальных подстанций, соответствующего балансу реактивной мощности:

. (4.9)

В соответствии с (4.8) уточняют мощность КУ каждой подстанции. На подстанциях, где квар, нецелесообразна установка конденсаторных батарей. Их распределяют между ближайшими подстанциями так, чтобы .

КУ снижает общую (расчётную) мощность подстанции

. (4.10)

По этой мощности в дальнейшем рассчитывается КП.

4.1.2 Составление вариантов схем соединений сети

Число вариантов схем соединений ЭС быстро возрастает с ростом числа узлов. Уменьшение числа схем, подлежащих перебору, определение оптимальной схемы ЭС может быть выполнено методами математического программирования ЭВМ.

Приступая к проектированию, намечают не менее четырёх-шести вариантов схемы сети, различных по конфигурации. Каждый вариант предусматривает надежное электроснабжение потребителей I категории по схеме с резервированием линий и понижающих трансформаторов подстанций. Электроснабжение пунктов, в которых отсутствуют потребители I категории, можно осуществлять по схемам без резервирования элементов сети. Целесообразность резервирования потребителей II категории определяют на основе экономической оценки ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Намечаемые варианты не должны быть случайными. Каждый вариант должен иметь ведущую идею построения сети. Сеть может быть построена по радиальному, магистральному, замкнутому и смешанному типу. Радиально-магистральные сети, питающие потребителей I категории, выполняют не менее чем двухцепными линиями электропередачи. Разработку вариантов следует начинать с наиболее простых схем, т.е. схем с минимальным количеством линий и электрооборудования подстанций (выключателей, разъединителей и т. д.).

Трассы линий от источников до пунктов электропотребления необходимо прокладывать по возможно короткому пути, с первоочередным подключением наиболее мощных нагрузок. Следует избегать сооружения протяженных незагруженных участков ЭС, используемых только в послеаварийных режимах.

Для обеспечения высокого уровня устойчивости параллельной работы электростанций и условий для широкого маневрирования мощностями предусматривают жесткие связи между электростанциями, т. е. с небольшой реактивностью и не менее чем по двум линиям.

Разработку вариантов схемы ЭС выполняют в следующей последовательности:

1. Наносят в масштабе расположение станций и подстанций на плане. Указывают протяженность возможных трасс.

2. Обозначают станции, а также подстанции, потребители которых требуют резервирования. Выделяют близко расположенные подстанции, которые целесообразно объединить общей сетью. Электроснабжение удаленных подстанций осуществляют отдельными линиями.

3. Намечают целесообразные варианты выполнения ЭС в соответствии с приведенными рекомендациями. По возможности выбирают тип опор, исполнение двухцепных линий.

4. Выделяют варианты, в которых, на основе приближенной оценки потокораспределения, отключение одной из линий приводит к наибольшему снижению напряжения.

а	б
в	г

Рис. 4.1 Примеры возможных вариантов схем проектируемой ЭС

Для составленных вариантов определяется суммарная длина трассы для строительства ВЛ с учётом масштаба и выбираются два варианта для дальнейших расчётов.

4.1.3 Расчёт приближённого потокораспределения

Для правильного выбора номинальных напряжений и сечений проводов участков ЭС необходимо определить потокораспределение в сети. На данном этапе проектирования оценивают потокораспределение приближенно, со следующими допущениями:

1. Заданные (или полученные после установки КУ) нагрузки в узлах принимают в качестве расчетных. При этом не учитывают потери в трансформаторах подстанций, емкостные (зарядные) мощности линий, примыкающих к узлам.

2. Режим работы станции с заданной мощностью (узел 1) считают неизменным. Мощность указанной станции учитывают как отрицательную нагрузку. Балансирующая станция (система Б) позволяет выдавать (потреблять) любую мощность, потребляемую ЭС или выдаваемую в систему.

3. Потокораспределение в ЭС определяют из условия постоянства напряжений во всех узлах сети, т. е. без учета потерь мощности, по первому закону Кирхгофа для мощностей:

. (4.11)

4. Распределение нагрузок между несколькими параллельными линиями принимают одинаковым.

Расчет потокораспределения в каждом варианте ЭС производят для максимальных нагрузок в нормальном (при включении всех цепей) и наиболее тяжелых послеаварийных (ремонтных) режимах работы.

4.1.4 Выбор номинального напряжения

Напряжение сети зависит от передаваемой мощности и расстояния, на которое передают электроэнергию. Его выбирают исходя из полученного потокораспределения и протяженности участков. Чем больше передаваемая по линии мощность и расстояние, на которое ее передают, тем выше по техническим и экономическим нормам должно быть номинальное напряжение электропередачи.

Номинальное напряжение можно приближенно оценить по пропускной способности линий 35 - 500 кВ [2] (табл. 4.1), по кривым (рис. 4.2), характеризующим экономически целесообразные области применения указанных сетей, или аналитически, например, по формуле Стилла

, (4.12)

преобразованной С. Н. Никогосовым к более удобному виду

. (4.13)

Эти формулы приемлемы для линий длиной до 250 км и передаваемых мощностей, не превышающих 60 МВт. В случае больших мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км, используют формулу А. М. Залесского

. (4.14)

Найденные напряжения округляют до ближайшего номинального. При этом не всегда целесообразна ЭС, состоящая из линий одного напряжения. Варианты ЭС или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Это зависит от многих факторов: мощности нагрузок, удаленности их от источников питания, их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации ЭС, способов регулирования напряжения и др. Обычно сначала определяют номинальное напряжение питающих, более загруженных участков. Например, головной участок сети от источника питания до узловой подстанции может быть с одним напряжением, все другие линии (с наименьшей нагрузкой) - с другим, более низким номинальным напряжением. Следует иметь в виду, что использование двух классов напряжения предусматривает установку автотрансформаторов, что может удорожить схему и усложнить условия эксплуатации. В этом случае необходимо проанализировать возможность увеличения количества цепей ВЛ или увеличение номинального напряжения для всей схемы.

На данном этапе проектирования особенно ощутима взаимосвязь конфигурации схемы и параметров ЭС. Общее количество искомых и анализируемых параметров весьма большое.

Таблица 4.1

Пропускная способность электропередач 35 - 500 кВ

Напряжение U, кВ	Мощность на одну цепь Р, МВт	Расстояние передачи l, км
35	3-10	50-15
110	10-50	150-50
150	50-70	150-100
220	100-200	250-150
330	200-300	400-300
500	700-900	1200-800

Рис. 4.2 Области применения напряжений 35 - 500 кВ

В конце этого пункта необходимо сделать вывод о том, какое номинальное напряжение выбрано для каждой схемы.

4.1.5 Выбор сечений проводов по условиям экономичности

При выборе сечения проводов воздушных и жил кабельных линий электропередач исходят из требования минимальных затрат на сооружение и эксплуатацию линий электрической сети. Зависимость затрат на единицу длины воздушной линии с проводами сечением F, можно представить в следующем виде

, (4.15)

где a - составляюшая затрат, не зависящая от сечения;

составляюшая затрат, зависящая от сечения;

, обратно пропорциональная сечению;

I_p - расчётный ток нагрузки линии.

Первая часть затрат учитывает расходы на подготовку трассы для линии, стоимость опор, изоляторов и молниезащиты линии. Коэффициент b учитывает возрастание затрат при увеличении сечения проводов: увеличение расхода цветного металла, удорожание опор. Коэффициент с зависит от стоимости электроэнергии, удельного сопротивления материала провода и числа часов использования наибольшей нагрузки.

Для определения минимума функции z, нужно взять производную по F и приравнять её к нулю

(4.16)

Откуда

А/мм². (4.17)

Экономическим называют сечение, соответствующее наименьшему значению расчетных (дисконтированных) затрат. Экономические сечения можно выбирать по нормированным значениям экономической плотности тока или по экономическим интервалам нагрузки.

Экономическую плотность тока представляют в предположении приближённой линейной зависимости стоимости сооружения 1 км линии электрической сети от сечения.

С увеличением сечения проводников уменьшаются потери энергии, но одновременно возрастают капитальные затраты и расходы цветного металла. Выбранное сечение провода линий ЭС является экономичным, если оно соответствует оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение и эксплуатацию и расходами, связанными с потерями электроэнергии. Чтобы найти это оптимальное соотношение, нужно определить какое сечение проводов соответствует наименьшему значению расчетных затрат. Определить это сложно, необходим учет многих факторов в совокупности. Поэтому при проектировании линий 35 - 220 кВ выбирают сечения проводов не на основе технико-экономических сопоставлений в каждом конкретном случае, а по нормативным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используют нормированные значения экономической плотности тока.

Значения экономической плотности тока j_Э нормируют в зависимости от конструктивного выполнения линий, материала провода, продолжительности использования наибольшей нагрузки и района сооружения. Рекомендуемые значения экономической плотности тока для ВЛ 35 - 220 кВ, выполненных сталеалюминиевыми проводами, приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Рекомендуемые значения экономической плотности тока для сталеалюминиевых проводов, А/мм²

Район	Тмакс,ч
	до 3000	3000-5000	более 5000
Европейская часть России, Закавказье, Забайкалье и Дальний Восток	1,3	1,1	1,0
Центральная Сибирь	1,5	1,4	1,3

На основе данных табл. 4.2 экономическое сечение определяют по выражению

, (4.18)

де S_макс полная мощность участка сети при максимальных нагрузках, МВ·А; n_w число параллельных линий участка.

Полученное, таким образом, сечение F_Э округляют до ближайшего стандартного значения.

Выбранное сечение проводов проверяют по техническим условиям: допустимому нагреву током нагрузки в послеаварийном режиме, по условиям образования короны и механической прочности.

Проверка по механической прочности. С целью обеспечения надёжной работы проводов ВЛ в условиях внешних механических воздействий (ветровых и гололёдных нагрузок), устанавливаются минимальные допустимые сечения проводов по механической прочности (табл. 4. 3)

Таблица 4.3

Район по гололёду	Минимально допустимые сечения проводов, мм2
	алюминиевых	сталеалюминиевых	стальных
До II	70	35	35
III - IV	95	50	35
V и более	-	70	35

Проверка по условиям короны. Минимальные сечения по условию ограничения потерь на корону приведены в табл. 4.4.



Таблица 4.4

Uном, кВ	110	150	220	330	500	750	750
nnp в фазе	1	1	1	2	3	4	5
Fмин кор, мм2	70	120	240	240	300	400	240

Проверка по допустимому нагреву. Допустимый нагрев характеризуется допустимой температурой.

Все проводники должны удовлетворять требованиям допустимого нагрева в длительных режимах работы. Под этими режимами понимают нормальный установившиеся, ремонтные и после аварийные режимы работы электрической сети.

Допустимый нагрев проводника характеризуется допустимой температурой нагрева проводника. Осуществлять температурный контроль проводника в процессе эксплуатации затруднительно, поэтому проще контролировать ток, вызывающий нагревание проводника. Поэтому в справочных данных [1,2,3,4] приводятся значения допустимого длительного тока для проводника различного сечения, материала, конструкции.

Сечение провода ВЛ, выбранное по экономической плотности тока должно проверяться по условию

,

где - максимальный ток длительного режима, А

Для выполнения указанных требований выбранные сечения должны удовлетворять следующим условиям: I_{п/ав.макс} ? I_доп; ; Максимальный ток I_{п/ав.макс}. в послеаварийном режиме находят соответствующими расчетами. В качестве послеаварийного режима рассматривается случай обрыва одной цепи самой загруженной двухцепной линии или самой загруженной одноцепной в кольце. В этом случае потокораспределение меняется и пересчитывается. Допустимую токовую нагрузку I_доп. принимают по справочным данным.

Для обеспечения экономически приемлемого уровня потерь электроэнергии на корону в ВЛ напряжением выше 35 кВ необходимо выбирать сечение сталеалюминиевых проводов не менее минимально допустимых . Условие является ограничивающим при выборе проводов в сетях 35 кВ и ниже с малой плотностью нагрузки.

Для линий электропередач 35 кВ сечения проводов обычно выбирают в пределах от АС 35 до AC 150, линий 110 кВ - от АС 70 до АС 240, линий 150 кВ - от AC 120 до AC 300 и линий 220 кВ - в пределах от АС 240 до АС 400. При этом число параллельных цепей ЭС на каждом направлении не следует принимать более трех - четырех.

Результаты расчётов можно свести в таблицу 4.5.

Таблица 4.5

	Ветвь	Кол-во цепей	Fрасч мм2	Марка провода	Iнагр max А	Iнагр п/ав А	I доп А
Схема 1
Схема 2



4.1.6 Определение суммарных потерь напряжения

На начальном этапе проектирования в качестве критерия приемлемости намеченных вариантов номинальных напряжений ЭС могут служить суммарные потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при максимальных нагрузках с учётом выбранных сечений сталеалюминиевых проводов. Суммарные потери напряжения в сети определяют для режима наибольших нагрузок как алгебраическая сумма потерь напряжения на всех участках ЭС одного номинального напряжения от источника до самой удаленной подстанции (или БУ).

.

На данном этапе проектирования поперечной составляющей падения напряжения можно пренебречь

.

Для схемы может быть несколько путей определения Необходимо выбрать самый тяжёлый режим работы электрической сети. В качестве послеаварийного режима выбирается тот же, что для выбора сечения проводов (с. 21).

1)

2)

Рис. 4.4 Определение суммарных потерь напряжения

Приемлемы варианты ЭС, где суммарные потери напряжения не выходят за пределы 15 %, а в послеаварийном режиме до 20 % от номинального напряжения сети при условии использования на подстанциях ЭС устройств регулирования напряжения. Если потери напряжения до наиболее удаленного потребителя превосходят 15 - 17 %, а в послеаварийном режиме 20 - 25 %, то такой вариант ЭС полностью или частично необходимо исключить из дальнейшего рассмотрения, так как обеспечение необходимого уровня напряжения у потребителей потребует чрезмерно больших капитальных затрат на установку устройств регулирования напряжения и в целом вариант ЭС будет экономически нецелесообразным. В качестве мероприятий по нормализации потерь напряжения может быть увеличение количества параллельных цепей ВЛ или увеличение сечения проводов.

Большие потери напряжения, превышение в указанных сечениях свидетельствуют о заниженном номинальном напряжении или о нерациональной схеме сети. С другой стороны, если максимальные потери напряжения не превышают 2 - 3 %, значит номинальное напряжение сети завышено.

электрический сеть напряжение трансформатор

4.1.7 Выбор трансформаторов на подстанциях

Для технико-экономического сопоставления исследуемых вариантов ЭС необходимо для каждой подстанции определить количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов).

Практически бесперебойное электроснабжение потребителей I и II категорий обеспечивают при установке на подстанции двух одинаковых трансформаторов. Такое решение является, как правило, наиболее экономически целесообразным. При отключении одного трансформатора (плановом или аварийном) оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание всех потребителей подстанции, исходя из допустимой перегрузки трансформатора при наибольшей нагрузке на 40 %. В большинстве случаев такой режим для двух трансформаторных подстанций достигают при 70 % загрузке каждого трансформатора на время максимума нагрузки. Тогда номинальную мощность трансформатора можно определить следующим образом Более обосновано номинальную мощность трансформаторов определяют с использованием графика нагрузки подстанции [2]:

. (4.20)

Установку на подстанции трех и более трансформаторов допускают при концентрированных нагрузках, если предельной существующей шкале мощности двух трансформаторов недостаточно, а также при необходимости выделить по режиму напряжения электроснабжение резкопеременных нагрузок на отдельный трансформатор Соответствующая характеристика электропотребления уточняет руководитель проектирования. Если для двухтрансформаторной подстанции коэффициент загрузки трансформатора

(4.21)

принимают равным 0,7 (изменяется в зависимости от характера электропотребления), то для трех трансформаторной подстанции он может быть повышен до 0,93 по условиям допустимой нагрузки трансформаторов, когда отключают один из них.

При установке третьего трансформатора на двух трансформаторной подстанции, выполненной по упрощенной схеме, сохраняют подключение подстанции к сети 35 - 220 кВ двумя линиями. Для подстанций с мощными трансформаторами 63 и более МВ·А целесообразно сооружать отдельную линию 35 - 220 кВ для подключения каждого трансформатора.

На одно трансформаторных подстанциях, не имеющих потребителей I категории, номинальная мощность трансформатора должна покрывать всю подключенную на время максимума нагрузку, т. е.

. (4.22)

После расчета по вышеприведенным формулам выбирают ближайшие большие стандартные значения и определяют коэффициент загрузки в нормальном и послеаварийном режиме при отключении донного трансформатора. Расчёты можно свести в таблицу.

4.1.8 Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети

Для экономического сравнения вариантов ЭС необходима оценка суммарных годовых потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах, компенсирующих устройствах и других элементах, входящих в состав сети. Потери электроэнергии в ЭС заметно влияют на ежегодные эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии. Потери электроэнергии в ЭС можно определять различными методами в зависимости от полноты и точности заданной исходной информации о режимах электропотребления в узлах ЭС и характере изменения нагрузки в элементах сети.

В практике перспективного проектирования и эксплуатации ЭС нередко потери электроэнергии при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь ф, который позволяет определить нагрузочные потери (зависящие от тока нагрузки) в элементах сети по найденному предварительно потокораспределению при максимальных нагрузках и времени максимальных потерь ф.

Общее выражение потерь электроэнергии за год, МВт·ч, в продольных ветвях схем замещения элементов сети с сопротивлением R имеет вид

, (4.23)

где ?Р_м - потери активной мощности, МВт, соответствующие максимальной нагрузке S_м.

Значения ф, ч/год, определяют по графикам, построенным в функции от Т_м и cosц_м (рис. 4.4) или по эмпирической формуле

. (4.24)

Рис. 4.4 Зависимости ф = f(Т_м, cosц_м)

Для отдельных элементов сети, график изменения нагрузки которых зависит от режима работы нескольких потребителей, ф определяют в зависимости от времени Т_м, вычисленного по формуле

.

Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт•ч, в различных элементах сети определяют по следующим формулам:

- в воздушных линиях электропередачи

, (4.25)

где - среднегодовые потери мощности на корону, МВт [2, табл. 7.4], которые учитывают для линий с номинальным напряжением 220 кВ и более;

- в двух обмоточных трансформаторах

(4.26)

или

, (4.27)

где ?Р_х, ?Р_к - номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания в соответствующем трансформаторе; - число одинаковых параллельно включенных трансформаторов;

- в трех обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

(4.28)

Или

(4.29)

где индексами в, с, н обозначены величины, отнесенные соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжений;

- в батареях конденсаторов

, (4.30)

где - удельные потери в батарее, равные 0,003 - 0,0045 МВт/Мвар; а - время работы батареи, принимаемое равным 5000 - 7000 ч.

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах определяют аналогично двух обмоточным трансформаторам по формуле (4.26).

В формулах (4.25 - 4.29) первое слагаемое отражает потери не зависящей от нагрузки мощности в поперечных ветвях схемы замещения элементов ЭС.

Рис. 4.5 Удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях: 1- Европейской части России; 2- ОЭС восточных районов страны (кроме ОЭС Сибири); 3 - ОЭС Сибири

4.1.8 Сравнение вариантов по натуральным показателям

На данном этапе проектирования необходимо тщательно проанализировать составленные схемы электрических сетей и представить в виде краткой характеристики каждого варианта.

Предпочтение следует отдать схеме, которая имеет наименьшую длину трассы, простую и наглядную схемы, малые потери напряжения и электроэнергии.

Для наглядности результаты следует свести в таблицу 4.6.

Таблица 4.6

Схема	, кВ	, км	, %	, %	МВтч
1
2

После таблицы следует сделать вывод о выборе одного из двух вариантов для дальнейшего расчёта.

4.2 Расчет режимов работы электрической сети и выбор средств управления режимами

Целью расчета установившихся режимов (электрического расчета) ЭС является определение параметров режима ветвей и узлов: потоков активной и реактивной мощностей по ветвям ЭС, потерь активной и реактивной мощностей в каждом элементе и по ЭС в целом, модулей и фаз напряжений в узлах ЭС в основных нормальных (максимальном и минимальном) и послеаварийном режимах. Эти данные используют для установления приемлемости режимов по техническим и экономическим условиям, решения вопросов о регулировании напряжения с целью обеспечения заданных (или допустимых) уровней напряжения на шинах подстанций и выяснения возможностей дальнейшего повышения экономичности работы ЭС.

4.2.1 Составление схемы замещения

Расчету установившихся режимов ЭС предшествует составление ее расчетной схемы замещения. Эту схему получают в результате объединения схем замещения отдельных элементов ЭС в соответствии с принципиальной схемой электрических соединений.

Для составления схемы замещения ЭС необходимо выбрать схему замещения каждого элемента системы и рассчитать ее параметры.

Все параметры схемы замещения ЭС необходимо вычислять в именованных единицах по усредненным погонным (на единицу длины) данным: - для воздушных линий и паспортным данным; - для трансформаторов и автотрансформаторов.

В качестве схемы замещения воздушных линий предпочтительна
П-образная схема замещения с сосредоточенным сопротивлением

(4.31)

и разнесенной по концам проводимостью линии

. (4.32)

При нескольких параллельно включенных однотипных линиях n_w эквивалентные параметры П - образной схемы замещения определяют по формулам:

; (4.33)

. (4.34)

Емкостную проводимость В_w можно не вычислять, учитывая влияние зарядной мощности линий 110 кВ и выше эквивалентной генерацией реактивной мощности по концам линии

, . (4.35)

Активная проводимость , обусловленная коронированием, может быть приближенно оценена по средним погонным потерям мощности . Учет активной проводимости необходим для линий 220 кВ и выше в расчётах, требующих вычисления потерь электроэнергии, например, при определении экономической эффективности вариантов ЭС, установки средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения, изменения режимов их работы. При этом потери на коронирование учитывают активной нагрузкой по концам замещаемой линии

, . (4.36)

Однако потери на коронирование даже для таких линий практически не влияют на потокораспределение и потери напряжения в ЭС.

Для увеличения пропускной способности воздушных линий 220 кВ и выше и снижения потерь на коронирование расщепляют фазные провода. При расщеплении фазы на n_п проводов погонные параметры определяют по выражениям:

; (4.37)

; (4.38)

, (4.39

где - погонное активное сопротивление одного провода фазы; - среднегеометрическое расстояние между проводами различных фаз; - эквивалентный радиус расщепленной фазы; - среднее геометрическое расстояние между проводами одной фазы.

При одном проводнике в фазе радиус равен действительному радиусу провода.

Расчётные данные воздушных линий 35 - 750 кВ приведены, например, в [2, табл. 7.2-7.4] и в [3, табл. 7.32-7.36].

Трансформаторы при расчётах режима ЭС чаще всего представляют в виде Г-образных схем замещения: однолучевой - для двухобмоточных и трехлучевой - для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов [3, 4]. При параллельном включении n_т однотипных двухобмоточных трансформаторов параметры Г-образной схемы замещения определяют по следующим формулам или берут по справочным данным:

; (4.40

. (4.41)

В задаче удобнее использовать схему замещения с учетом проводимости в виде эквивалентной нагрузки при холостом ходе трансформатора:

, (4.42)

подключаемой со стороны тех зажимов, к которым подводят напряжение.

Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов параметры определяют по тем же формулам, что и для двухобмоточного трансформатора. Проводимость можно также учитывать мощностью холостого хода .

В общем случае расчётные параметры трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов и находят для каждого луча схемы замещения (ВН, СН, НН) по однотипным формулам:

;

; (4.43)

;

;

; (4.44)

.

Для определения в каталогах на трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы всегда указаны три номинальных величины напряжения короткого замыкания на каждую пару обмоток () и одно ( или ) или три значения потерь короткого замыкания () в зависимости от типа трансформаторов и автотрансформаторов.

Отечественные трехобмоточные трансформаторы в целях унификации в последнее время изготавливают с обмотками одинаковой мощности (соотношение ). При этом задают потери короткого замыкания на одну пару обмоток ().

Активные сопротивления лучей схемы замещения в этом случае вычисляют по формуле

. (4.45)

Если в трехобмоточном трансформаторе одна из обмоток имеет мощность меньше номинальной (соотношение или ), то активные сопротивления лучей схемы замещения для обмоток с номинальной мощностью вычисляют аналогично предыдущему случаю.

(4.46)

или

. (4.47)

Величину активного сопротивления луча схемы замещения соответствующей обмотки с меньшей номинальной мощностью, приведенную к номинальной мощности трансформатора, находят, учитывая обратную пропорциональность сопротивлений и мощности обмоток:

(4.48)

или

. (4.49)

Для автотрансформаторов задают потери короткого замыкания на три пары обмоток () или на одну пару . При этом величины , отнесенные к номинальной мощности обмотки НН, необходимо пересчитать к номинальной мощности автотрансформатора через коэффициент приведения :

; . (4.50)

После этого расчёт активных сопротивлений автотрансформатора в первом случае выполняют по (4.38), предварительно определив по (4.59) потери короткого замыкания соответствующих обмоток, во втором случае, если заданы величины , по (4.62) и (4.64); задав потери короткого замыкания , учитывая, что

(4.51)

определяют сопротивление автотрансформатора по формулам:

; . (4.52)

Реактивные сопротивления лучей схемы замещения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов вычисляют с помощью соответствующих выражений. При этом, для автотрансформатора значения необходимо привести к номинальной мощности автотрансформатора:

; . (4.53)

В технических справочниках (в том числе и в [2, 3]) иногда дают уже приведенные значения , которые непосредственно подставляют в формулы.

Параметры схемы замещения двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения НН зависят от исполнения трансформатора. Для трехфазных трансформаторов, составленных из однофазных групп с расщепленными обмотками НН, мощность каждой из обмоток НН-1 и НН-2 принимают равной 50 % номинальной мощности трансформатора. В соответствии с чем для схемы замещения, представляющей трехлучевую звезду, записывают

; ; , (4.54)

где - междуобмоточные (сквозные) сопротивления. Определяют его аналогично двухобмоточным трансформаторам по формуле (4.56).
В трехфазных трансформаторах с общим для всех магнитопроводом степень магнитной связи заметно отлична от однофазных. В этом случае

; ; . (4.55)

При параллельном соединении ветвей НН - 1 и НН - 2 трансформатор с расщепленными обмотками эквивалентен обычному двухобмоточному.

Основные параметры трансформаторов и автотрансформаторов
35 - 750 кВ, в том числе искомые значения активных и реактивных сопротивлений обмоток, вычисленные одним из указанных выше способов, даны, например, в [2, табл. 6.9-6.20] и в [3, табл. 3.5-3.10]. Причем сопротивления приведены к стороне ВН по среднеэксплуатационному напряжению (1,05). Перестановка ответвлений трансформаторов и автотрансформаторов, влияние температуры окружающего воздуха и нагрузки на параметры в расчётах не учитывают.

4.2.2 Расчет потокораспределения и напряжений

Исходными данными являются составленная расчетная схема замещения, мощности нагрузок, а также значение напряжения в балансирующем узле. Поскольку нагрузки даны на шинах вторичного напряжения подстанций и напряжения в узлах, кроме балансирующего, не известны, расчет потокораспределения проводят методом последовательных приближений (итерационным методом).

Результатом первого приближения (итерации) является значение потокораспределения, определенное с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях ЭС по номинальному напряжению. Используя найденные таким образом значения потокораспределения, определяют напряжения в узлах ЭС.

Проиллюстрируем последовательность расчетов на примере разомкнутой сети 110 кВ, принципиальная схема и схема замещения которой приведены на рис. 4.4.

Определение потоков мощности ЭС.

Нагрузочные потери мощности в трансформаторе 2

(4.56)

Мощность в начале обмотки трансформатора 2

. (4.57)

а

б

Рис. 4.4 Принципиальная схема (а) и схема замещения (б) ЭС

Мощность, потребляемая трансформатором 2,

. (4.58)

Мощность в конце линии 2 отлична от мощности на величину зарядной мощности :

; (4.59)

. (4.60)

Потери мощности в линии 2

(4.61)

Мощность в начале линии 2

. (4.62)

Мощность, потребляемая линией 2 с шин подстанции 1:

; (4.63)

. (4.64)

Мощность, потребляемую трансформатором 1, определяют так же, как и для трансформатора 2:

.

Мощность в конце линии 1

. (4.65)

Мощность в конце линии 1, с учетом зарядной мощности

, (4.66)

. (4.67)

Потери мощности в линии 1

(4.68)

Мощность в начале линии 1

. (4.69)

Мощность, потребляемая с шин балансирующего источника:

; (4.70

. (4.71)

Расчёт напряжений.

Напряжение на шинах ВН подстанции 1

(4.72)

Величина (модуль) и фаза напряжения

. (4.73)

Напряжение на шинах НН подстанции 1, приведенное к ВН,

Величина (модуль) и фаза напряжения

(4.74)

.

Векторная диаграмма напряжений для участка сети Л1 - Т1 представлена на рис. 4.5.

Рис. 4.5 Векторная диаграмма напряжений

Аналогично определяют напряжения на шинах подстанции 2.

Вторую и последующие итерации (приближения) выполняют по описанному выше алгоритму. При этом вместо номинального используют фактические напряжения, вычисленные на предыдущей итерации.



4.2.3 Выбор устройств регулирования напряжения

Необходимо обеспечить допустимые значения напряжений во всех точках питающей и распределительной сети ЭС.

Режим напряжения питающих районных сетей определен экономичностью и устойчивостью ЭС, а режим напряжения распределительной сети - условиями работы её электропотребителей.

Максимально допустимое напряжение сетей 35 - 220 кВ ограничено условиями работы изоляции линий и электрооборудования подстанций и его определяют через номинальное напряжение сети из соотношения

. (4.75)

Вместе с тем, допустимый диапазон изменения напряжения, питающего районную подстанцию, зависит от регулировочного диапазона установленных устройств регулирования напряжения. Если напряжение не выходит за пределы регулировочного диапазона, то желаемый уровень напряжения на шинах НН районных подстанций, являющихся центрами питания (ЦП) распределительной сети, как правило, можно обеспечить согласно принципу встречного (согласного) регулирования напряжения, при котором напряжение ЦП изменяется с изменением нагрузки распределительной сети: при возрастании суточных нагрузок напряжение ЦП необходимо увеличивать, при снижении - уменьшать. Напряжение на шинах ЦП следует поддерживать:

в режиме максимальных нагрузок

; (4.76)

в режиме минимальных нагрузок

. (4.77)

Причем желаемое напряжение ЦП не должно превышать номинального напряжения обмотки трансформатора.

Добавка напряжения предназначена компенсировать потери напряжения в распределительной сети с тем, чтобы обеспечить допустимые отклонения напряжения у электропотребителей. Большие добавки ( или ) необходимо принимать для более мощных трансформаторов, питающих разветвленные распределительные сети с повышенными значениями потерь напряжения.

Для регулирования напряжения могут быть использованы трансформаторы с РПН, а также синхронные компенсаторы и конденсаторные установки, включенные на шины ЦП. Если невозможно обеспечить желаемых напряжений при помощи трансформаторов с РПН, следует применить конденсаторные установке или синхронные компенсаторы.

Выбираем коэффициенты трансформации для двухобмоточных трансформаторов или, что одно и то же, определяем соответствующее регулировочное ответвление на первичной обмотке трансформатора согласно принципиальной схеме и схеме замещения (рис. 4.5).

а б

Рис. 4.5 Принципиальная схема (а) и схема замещения (б) двухобмоточного трансформатора с коэффициентом трансформации k_т

Электрическим расчетом определены величины напряжений на первичных обмотках трансформаторов. Трансформатор характеризуют номинальные напряжения ответвлений первичной обмотки и номинальное напряжение обмотки низшего напряжения. Желаемое напряжение на шинах низшего (вторичного) напряжения

, (4.78)

откуда определим значение регулировочного ответвления:

. (4.79)

На районных понизительных подстанциях устанавливают, как правило, трансформаторы с РПН, позволяющие изменять регулировочные ответвления без отключения трансформатора, чтобы обеспечить желаемый режим напряжения на шинах НН при изменении подведенного напряжения . По действующим нормам к трансформатору можно подводить напряжение, не превышающее номинального напряжения рабочего ответвления более чем на 5 %.

С учетом отмеченного выше определим расчетные значения ответвлений, соответствующие режиму наибольшей и наименьшей нагрузок и послеаварийному режиму:

;

; (4.80)

Приняв ближайшие стандартные регулировочные ответвления трансформатора, получим фактические напряжения на шинах НН в соответствующем режиме:

; (4.81)

Фактические значения напряжений на шинах НН сравним с принятыми желаемыми значениями напряжений для соответствующих режимов:

. (4.82)

Отклонения не должны превышать половины ступени регулирования.

Регулирование напряжения перераспределением реактивных мощностей достигают установкой синхронных компенсаторов (СК) и конденсаторных батарей (КБ), а также перераспределением реактивных нагрузок между станциями.

Мощность компенсирующего устройства определяют по величине напряжения, которое необходимо обеспечить на шинах вторичного напряжения приемной подстанции. Она будет наименьшей, если соблюсти условие

; (4.83)

где и - приведенные к первичной стороне напряжения на шинах вторичного напряжения соответственно в режимах наибольших и наименьших нагрузок. В качестве расчетных напряжений можно принять напряжения любых ступеней ЭС. Приведенные к высокой стороне желаемые напряжения следующие:

- в режиме наибольших нагрузок

; (4.84)

- в режиме наименьших нагрузок

. (4.85)

В формулах (4.84, 4.85) значения для обоих режимов подбирают одинаковыми из условия (4.83).

Теперь можно определить приближенное значение расчётной мощности синхронного компенсатора (без учета изменении мощности нагрузок узлов по статическим характеристикам):

- в режиме наибольших нагрузок (режим перевозбуждения СК)

; (4.86)

- в режиме наименьших нагрузок (режим недовозбуждения СК)

, (4.87)

где - суммарное реактивное сопротивление сети от балансирующего источника до места установки компенсирующего устройства. Величины , , необходимо привести к одному расчётному напряжению.

При положительной мощности синхронного компенсатора СК работает в режиме недовозбуждения, т.е. потребления реактивной мощности. Номинальную мощность СК подбирают по режиму наибольших нагрузок. Поскольку на районных подстанциях, как правило, устанавливают два трансформатора, необходимы два СК с номинальной мощностью, равной примерно половине расчётной .

Приведенные формулы могут быть использованы и для определения мощности конденсаторной батареи с учетом того, что КБ может только выдавать реактивную мощность, это соответствует режиму перевозбуждения синхронного компенсатора. При этом мощность КБ, которую необходимо включить для регулирования напряжения в режиме наибольших нагрузок, будет наименьшей, если установить на трансформаторах минимальный коэффициент трансформации.

Размещено на Allbest.ru

...