Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Задание на курсовое проектирование
Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей. Взаимное расположение потребителей и источника питания показано на рисунке.
Масштаб 1:1500000 |
||||
Сведения о потребителях |
||||
|
№ |
S, МВА |
Cosφ |
Uн ном,кВ |
|
|
1 |
13 |
0,72 |
6 |
|
|
2 |
15 |
0,75 |
10 |
|
|
3 |
8 |
0,70 |
6 |
|
|
4 |
19 |
0,82 |
6 |
|
|
5 |
17 |
0,78 |
10 |
|
|
6 |
11 |
0,75 |
6 |
|
Состав по категориям |
||||
|
№ |
I , % |
II , % |
III , % |
|
|
1 |
20 |
15 |
65 |
|
|
2 |
15 |
20 |
45 |
|
|
3 |
0 |
50 |
50 |
|
|
4 |
30 |
10 |
60 |
|
|
5 |
0 |
0 |
100 |
|
|
6 |
10 |
25 |
65 |
Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума 6400. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 45%. При этом tg φ возрастает на 0,03. Коэффициент мощности энергосистемы – 0,93.
На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,03 от номинального значения.
Курсовой проект должен содержать следующие разделы.
Графическая часть проекта должна содержать:
Указанные чертежи можно выполнить на одном листе формата А4 или на трех листах формата А2.
Источниками, от которых проектируемая сеть может получать электроэнергию, обычно являются крупные подстанции энергосистемы или местные электростанции, входящие в энергосистему. В обоих случаях в часы наибольших нагрузок источник должен иметь необходимый резерв по активной мощности, достаточный для подключения дополнительных потребителей вновь проектируемой сети. Реактивная мощность, которую энергосистема может отпускать в часы наибольших нагрузок, ограничена возможностями загрузки генераторов по току и пропускной способностью системообразующих ЛЭП. Обычно она задается коэффициентом мощности энергосистемы . При этом реактивная мощность, которую в режиме максимальных нагрузок готова выдавать энергосистема, как правило, оказывается недостаточной, и на подстанциях потребителей необходима установка компенсирующих устройств.
В связи с этим составление баланса мощности преследует две определенные цели. Во-первых, предварительно определяется общее потребление активной мощности всеми новыми потребителями с учетом прогнозируемых потерь, которое сопоставляется с располагаемым резервом энергосистемы по активной мощности и с резервом мощности подстанции энергосистемы. Во-вторых, определяется общее потребление реактивной мощности, также с учетом потерь, которое сравнивается с располагаемой реактивной мощностью, на основании чего решается вопрос о необходимости компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей.
В рамках данного учебного курсового проекта априори считается, что по активной мощности в энергосистеме имеется достаточный резерв, поэтому остается одна цель составления баланса – определить необходимость компенсации реактивной мощности, определить общую реактивную мощность, подлежащую компенсации, а также определить количество компенсирующих установок на каждой из подстанций потребителей.
Так как на этой стадии проекта параметры сети еще не известны, то баланс составляется приближенно, на основании статистических данных. В дальнейшем, когда сеть будет спроектирована, и станут известны ее параметры и параметры ее электрического режима, баланс будет уточнен.
Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощность находится суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь:
Здесь: - активная мощность i – го потребителя, берется из задания или определяется по формуле .
- прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на i-тый потребитель.
Прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах подстанций потребителей принимаются в пределах 3…8 % от потребляемой активной мощности. При этом больший процент потерь соответствует более отдаленным потребителям.
Реактивная мощность каждого потребителя и общее потребление реактивной мощности (требуемая реактивная мощность) определяются по их активной или по полной мощности по формулам:
Здесь - общие потери реактивной мощности во всей сети. Они складываются из потерь в линиях и потерь в трансформаторах подстанций потребителей . Кроме того, необходимо учесть, что воздушные линии сети благодаря наличию емкостной проводимости генерируют некоторую реактивную мощность . Таким образом:
На этой стадии проектирования рекомендуется потери реактивной мощности в линиях принять равными генерируемой ими же реактивной мощности (тогда они взаимно компенсируются) и учитывать только потери реактивной мощности в трансформаторах. Последние можно ориентировочно определить на основании следующих соображений.
В режиме наибольших нагрузок потери реактивной мощности в трансформаторе обусловлены в основном потерями в его реактивном сопротивлении короткого замыкания, то есть:
где - нагрузка трансформатора.
Учитывая, что реактивное сопротивление короткого замыкания определяется по каталожным данным трансформатора по формуле:
после преобразований получим: .
Здесь - коэффициент загрузки трансформатора.
Приняв во внимание, что напряжение короткого замыкания большинства трансформаторов составляет порядка 10%, а коэффициент загрузки в режиме наибольших нагрузок находится в пределах 0,4…0,7, получим формулу для ориентировочного определения потерь реактивной мощности в трансформаторах подстанций потребителей:
Полная мощность i-того потребителя определяется по его активной мощности и коэффициенту мощности.
Общие потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций потребителей определяются суммированием:
Располагаемая реактивная мощность, соответствующая заданному коэффициенту мощности энергосистемы, определяется по общему потреблению активной мощности в часы наибольших нагрузок : .
Если в сети имеются источники ограниченной мощности (местная ТЭЦ), то их реактивная мощность также должна быть учтена. При этом последняя формула имеет вид: .
Дефицит реактивной мощности, то есть реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать, определяется путем сравнения общего потребления реактивной мощности и располагаемой реактивной мощности:
Для восполнения дефицита реактивной мощности на стороне 6-10 кВ подстанций потребителей устанавливаются компенсирующие устройства. При этом мощность компенсирующих устройств на i-той подстанции ориентировочно может быть определена по выражению:
Если среди источников имеется местная ТЭЦ, то вместо в эту формулу нужно подставить:
Если требуемая мощность компенсирующих устройств превышает 10 Мвар, то для компенсации используют синхронные компенсаторы, если не превышает, то используют батареи статических конденсаторов. Далее определяют количество компенсирующих установок: .
Здесь - мощность одной установки. Естественно, необходимо округлить до ближайшего целого числа.
В результате компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей реактивная мощность каждого потребителя уменьшается до величины:
При этом полная мощность становится равной: .
Все данные по балансу мощности рекомендуется свести в таблицу. Форма таблицы приведена в следующем параграфе.
Здесь и далее все примеры приведены для задания, представленного на с. 5.
Определяем активную мощность первого потребителя:
МВт.
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на первый потребитель, принимаем в размере 5% от потребляемой активной мощности: МВт.
Далее определяем реактивную мощность первого потребителя:
Мвар.
Зарядную мощность линий, а также потери реактивной мощности в линиях не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах первого потребителя принимаем равными 6% от его полной мощности:
Мвар.
Повторяем эти расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в табл.3.1.
Таблица 3.1- Баланс активной и реактивной мощности
|
Потребитель |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Итого |
|
Si ,МВА |
13 |
15 |
8 |
19 |
17 |
11 |
|
|
Pi ,МВт |
9,36 |
11,25 |
5,6 |
15,58 |
13,26 |
8,25 |
66,46 |
|
Pi ,МВт |
0,47 |
0,56 |
0,28 |
0,78 |
0,66 |
0,41 |
|
|
Qi ,Мвар |
9,02 |
9,92 |
5,71 |
10,87 |
10,64 |
7,28 |
58,42 |
|
Qтрi,Мвар |
0,78 |
0,90 |
0,48 |
1,14 |
1,02 |
0,66 |
|
|
Qку, Мвар |
5,91 |
6,15 |
3,87 |
5,54 |
6,16 |
4,52 |
32,15 |
|
nку |
18 |
19 |
12 |
17 |
19 |
14 |
99 |
|
,Мвар |
3,08 |
3,65 |
1,75 |
5,26 |
4,37 |
2,66 |
20,77 |
По полученным результатам определяем требуемые активную и реактивную мощности: МВт; Мвар.
Далее, по заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяем располагаемую реактивную мощность:
Мвар.
Сравнив располагаемую реактивную мощность с требуемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств. Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для первого потребителя:
Мвар.
Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-6-1 и ККУ-10-1 с единичной мощностью 0,33 Мвар [1, табл.6.92]. Определяем количество компенсирующих устройств у первого потребителя:
штук.
С учетом компенсации реактивная мощность первого потребителя составит: Мвар.
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей, и результаты заносим в табл.3.1.
Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью.
Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.
Выбор оптимального варианта схемы сети включает в себя несколько последовательных этапов. Первым из них является этап, на котором разрабатываются возможные варианты структуры связей источников питания с пунктами потребления, то есть варианты конфигурации сети. На втором этапе делается приближенная технико-экономическая оценка каждого варианта, и из них отбирается несколько (не более двух-трех) наиболее конкурентоспособных. И, наконец, на третьем этапе путем технико-экономического сравнения выбирается наиболее оптимальный вариант.
При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений.
1.Электрическая сеть должна обеспечить определенную надежность электроснабжения. Согласно ПУЭ, потребители 1-й и 2-й категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При питании потребителей района от шин распределительных устройств электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распредустройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.
Для питания потребителей 1-й категории применяют резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 2-й категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным, то есть резервный источник включается обслуживающим персоналом. Допускается также питание потребителей 2-й категории и по нерезервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при нерезервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы.
Питание потребителей 3-й категории может осуществляться по нерезервированной схеме.
Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.
Вместе с тем, обеспечивать более высокую надежность, чем требуют ПУЭ, не следует, так как дополнительные капитальные вложения трудно обосновать.
2.Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:
разомкнутые нерезервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;
разомкнутые резервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;
замкнутые резервированные сети, (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.
Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям. Составление вариантов следует начинать с наиболее простых схем - радиальных и магистральных, выбирая для них кратчайшие трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам, расположенным в одном направлении от источника питания, используется одна трасса. Передача электроэнергии по линиям должна осуществляться только в направлении общего потока энергии от источника питания к потребителям. Передача электроэнергии в обратном направлении даже на отдельных участках сети приведет к повышению капиталовложений, повышению потерь мощности и энергии. Кроме того, следует учитывать, что радиальные и магистральные схемы позволяют сооружать подстанции потребителей без выключателей на стороне высшего напряжения, то есть более дешевые. Но в то же время они характеризуются наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исчислении).
3.Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малозагруженный участок. Замкнутые схемы требуют использования на подстанциях потребителей схем с выключателями на стороне высшего напряжения, и это удорожает подстанции. Кроме того, если простая замкнутая сеть охватывает 4...6 потребителей, то в послеаварийных режимах, возникающих при отключении одного из головных участков, в ней происходит недопустимо большая потеря напряжения. Впрочем, этот недостаток легко устранить, если расчленить кольцо на два взаимосвязанных контура (то есть перейти к сложнозамкнутой сети) или перевести сеть на более высокое номинальное напряжение. Поэтому применение замкнутой сети или отказ от ее применения всегда требуют экономического обоснования
4.Совершенно необязательно предусматривать для всей сети одно и то же номинальное напряжение. Отдельные участки, обычно самые отдаленные и малозагруженные, могут иметь более низкое номинальное напряжение, чем остальная сеть. Однако при принятии такого решения следует иметь в виду, что для соединения участков с разными номинальными напряжениями потребуются трехобмоточные трансформаторы, причем на большую мощность, которые более дороги, чем двухобмоточные.
Общее число всех теоретически возможных вариантов схемы сети может быть очень большим. Поэтому, чтобы не создавать себе лишней работы, не следует стремиться рассмотреть их все. Но с другой стороны, рассмотреть нужно столько вариантов, чтобы в действительности лучший вариант с большой степенью вероятности попал бы в их число. Учитывая все это, рекомендуется следующий порядок составления вариантов.
1.Составляется наиболее простой вариант радиально-магистральной сети, где все линии прокладываются двух- или одноцепными линиями по кратчайшим трассам.
2.Полученный вариант анализируется с точки зрения его возможных недостатков (большая протяженность линий, большое количество выключателей, дорогие подстанции и т.д.), и составляются следующие варианты, в которых эти недостатки в той или иной мере устраняются. При этом схема сети может оставаться как чисто радиально-магистральной, так и становиться смешанной, то есть включать в себя кольцевые участки.
3.Составляется вариант кольцевой сети, где все или большинство потребителей объединяются в кольцо.
4.Этот вариант также анализируется, и все следующие варианты составляются с целью устранения его недостатков. При этом также не исключено, что могут вновь появиться какие-то радиально-магистральные участки.
Все шаги по составлению вариантов нужно отразить в пояснительной записке. При этом следует иметь в виду, что в каждом следующем варианте должны устраняться какие-то недостатки предыдущих вариантов. Не нужно составлять новые варианты просто так, “для количества”.
К моменту выполнения данного курсового проекта студенты еще не изучали курс “Станции и подстанции систем электроснабжения” и обычно грамотно выбрать электрические схемы подстанций не могут. Поэтому ниже очень коротко описаны наиболее часто используемые схемы подстанций потребителей и даны рекомендации по их использованию. Это необходимо по двум причинам. Во-первых, подстанции являются неотъемлемой частью любой электрической сети. Во-вторых, стоимость распределительных устройств высокого напряжения подстанций потребителей сильно зависит от наличия в них выключателей. Поэтому для выбора целесообразного варианта сети необходимо хотя бы в общих чертах представлять, на каких подстанциях потребуется установка высоковольтных выключателей, и в каком количестве, и какие подстанции могут собираться по упрощенным схемам, то есть без выключателей. Здесь предлагается упрощенная методика выбора схем подстанций и определения числа выключателей. В частности, принимается по одному выключателю на каждом фидере, отходящем от источника питания (подстанция энергосистемы). Кроме того, предусматривается установка выключателей на некоторых подстанциях потребителей.
Схема электрических соединений подстанций потребителей на стороне высшего напряжения определяется категорией потребителей, а также местом и ролью подстанции в электрической сети. При этом естественно, с целью удешевления сети, стремятся применить наиболее простую схему. В рамках данного проекта допускается производить выбор схем подстанций из существующих типовых схем без детального технико-экономического обоснования.
Если подстанция тупиковая (то есть находится в конце радиальной или магистральной линии), то применяется упрощенные схемы подстанций с отделителями и короткозамыкателями, без выключателей, на стороне высшего напряжения. (рис.3.1). Количество трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от требуемой надежности электроснабжения. Если все потребители подстанции относятся к 3-й категории, то подстанция питается по одноцепной линии, и на ней устанавливается ”блок с отделителем” и один трансформатор (рис.3.1, а). А если среди потребителей есть потребители 1-й и 2-й категории, то питание производится по двухцепной линии, устанавливаются ”два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны трансформаторов” и два трансформатора (рис.3.1, б). Поскольку аварийность воздушных линий выше, чем аварийность трансформаторов, то при такой схеме подстанции при повреждении одной из цепей ВЛ оба трансформатора с помощью перемычки могут быть подключены к цепи, оставшейся в работе.
Остальные подстанции, подключенные к радиально-магистральной линии, являются проходными. Для проходных подстанций с двухцепными линиями нашла применение схема ”два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны трансформаторов”, показанная на рис.3.2, а. Она позволяет при повреждении на оном из участков одной цепи сохранить на всех остальных участках нормальный режим.
Если в радиально-магистральной сети проходная подстанция получает питание по двухцепной линии, а дальше идет одноцепная, то может быть применена упрощенная схема, представленная на рис.3.2, б. Такая схема позволяет сохранить питание одноцепной линии при повреждении любой из цепей двухцепной линии. В магистральных линиях с двухсторонним питанием, а также в кольцевых линиях при повреждении любого участка, он должен отключаться с двух сторон. Такую функцию выполняет подстанция в виде “мостика с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов“, представленная на рис.3.3. Перемычка из разъединителей позволяет при выводе в ремонт выключателя сохранить кольцо в замкнутом состоянии.
Если от подстанции, питающейся по кольцевой сети или по линии с двухсторонним питанием, ответвляется третья линия, одно- или двухцепная, то применяются более сложные схемы: “двойной мостик” и ”тройной мостик”. Они изображены на рис.3.4.
При числе присоединений на стороне высокого напряжения более четырех подстанция становится узловой, и требования к надежности существенно повышаются. Поэтому схема подстанции становится более сложной. Одна из возможных схем, используемых на узловых подстанциях, показана на рис.3.5. Она имеет рабочую систему шин, секционированную выключателем, и обходную, с выключателями во всех присоединениях.
Дополнительные материалы по электрическим схемам подстанций можно найти в [1,2].
Все составленные варианты делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые (в основном) схемы и смешанные. Для каждой подстанции в соответствии с п. 3.2 определяется схема электрических соединений. Затем внутри каждой группы по каким-либо критериям, не требующим больших трудозатрат, выбирается наиболее конкурентноспособный вариант. В качестве таких критериев можно использовать, например, общую длину линий “в одноцепном исчислении” и общее количество выключателей. Во-первых, эти критерии легко вычисляются, а во-вторых, отражают наиболее дорогостоящие элементы сети. Термин “в одноцепном исчислении” означает, что при суммировании длин ВЛ учитывается разница в стоимости одно- и двухцепных линий. Длина одноцепных ВЛ входит в сумму, как она есть, а длина двухцепных умножается на соответствующий коэффициент, отражающий их большую стоимость. Сечения проводов при этом вообще не учитываются.
Номинальное напряжение сети на этом этапе еще не определено, поэтому во всех вариантах, принадлежащих к одной группе, его можно считать одним и тем же и при сравнении не учитывать.
При определении общего количества выключателей учитываются выключатели, устанавливаемые на фидерах, отходящих от источников и выключатели распределительных устройств подстанций потребителей.
Что касается трансформаторов на подстанциях потребителей, то если во всех вариантах одной группы предполагается использовать одинаковые трансформаторы, при сравнении вариантов их также не учитывают. Если же трансформаторы разные, например, когда в части вариантов одной группы сеть состоит из участков с разными номинальными напряжениями, и для связи между ними будут использоваться трехобмоточные трансформаторы, то при сравнении вариантов этой группы отличия в стоимости трансформаторов следует учесть.
Далее удобно все полученные величины привести к какой-либо одной, например, к длине линий. Для этого по справочным данным определяют, скольким километрам одноцепной линии будет по стоимости соответствовать один выключатель, потом все выключатели, и общую длину линий увеличивают на эту величину. Аналогично, в километрах линии можно выразить и дополнительные капитальные вложения в трехобмоточные трансформаторы. В результате для каждого варианта получается некая приведенная длина линий. Затем по приведенной длине линий выбирают лучший вариант из каждой группы, то есть имеющий наименьшую приведенную длину линий (а значит и наиболее дешевый). Таким образом, из всех предложенных вариантов для дальнейшего расчета остаются три наиболее конкурентоспособных: один с радиально-магистральной схемой линий, один с кольцевой и один со смешанной.
Для иллюстрации этих правил ниже рассматривается последовательность составления вариантов сети для электроснабжения промышленного района с шестью потребителями, а также процесс выбора из них ограниченного числа вариантов для дальнейшего рассмотрения. Источник питания- сборные шины 110-220 кВ подстанции А энергосистемы.
Географическое расположение источника и потребителей представлено на рис.3.6. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается, что в пунктах 1, 2, 3 и 6 имеются потребители 1, 2 и 3 категории, в пункте 4 - только 2 и 3, а в пункте 5 - только потребители 3 категории. Составление вариантов начинаем с наиболее простых схем.
Вариант 1 (рис.3.7) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризую щуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трас сам. Все линии, за ис ключением линии 4-5, двухцепные, линия 4-5 одноцепная, так как в п.5 имеются потреби тели только 3 категории. Предполагаем, что длины линий и на грузки таковы, что наиболее целесообраз ным напряжением в этом случае будет номинальное напря жение110 кВ.
Почти все подстанции (за исключением ПС 2) могут быть выпол нены по упрощенным схемам без выключателей на стороне высшего на пряжения. В частно сти, для подстанции ПС5 принята схема по рис.3.1,б, для подстанций ПС1, ПС3, и ПС6 – по рис.3.1,а, а для под станции ПС4 – по рис.3.2, б. В то же время подстанция ПС2 является узловой, что требует использования на стороне 110 кВ схемы повышенной надежности (с выключателями) и, следовательно, будет довольно дорогостоящей. Для нее принимаем схему по рис.3.5.
Определяем общую длину линий. Ее легко получить, сравнивая схему варианта с рис.3.6. Общая длина линий данного варианта в одноцепном исчислении получается равной:
км;
Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Поэтому длина всех линий, кроме линии 4-5 взята с коэффициентом 1,5.
Необходимое количество выключа телей складывается из выключателей на под станции А энергосис темы (по одному вы ключателю на каждый отходящий фидер) и выключателей на подстанциях потребителей. Общее количество выключателей для данного варианта составляет 16, (6 - на отходящих фидерах подстанции А и 10 - на узловой ПС2).
Общую длину линий и общее коли чество выключате лей для этого вари анта и всех после дующих показываем рядом с их схемами.
Основной не достаток рас смотренного вари анта – сложность и дороговизна ПС2.
Поэтому пред лага ются вариант 2 (рис.3.8) и ва риант 3 (рис.3.9), в которых требования к надежности ПС2 ниже. В варианте 2 питание ПС3 осуществ ляется от ПС1, а в варианте 3 - питание ПС 6 осуществляется от ПС 5. В обоих вариантах ПС2 становится проходной и, следовательно, значительно дешевле. Однако протяженность линий в этих вариантах больше и затраты на строительство ли ний выше.
На этом все ра циональные вари анты радиально-ма гистральной кон фи гурации сети по-ви димому исчерпы ва ются, и далее предла гаются комби ниро ванные вари анты, где часть сети имеет по-прежнему радиально-магист ральную кон фигура цию, а часть - коль цевую.
Вариант 4 (рис.3.10) также является развитием варианта 1 в направлении удешевления ПС2. В нем потребители 2, 3 и 6 объединены в кольцевую сеть. Это не только упрощает конструкцию ПС2, но и позволяет уменьшить суммарную длину линий. Подстанция ПС2 в этом ва рианте может быть выполнена по ри с.3.4, а подстан ции ПС3 и ПС6 – по рис.3.3.
Очевидный не достаток этого вари анта - это то, что линия 3-6 будет на гружена только в по слеаварийных режи мах, возникающих при повреждении линии 2-3 или линии 2-6, а все остальное время будет работать вхолостую или почти вхолостую.
В вариантах 5 (рис.3.11) и 6 (рис.3.12) часть потребителей также получает питание по кольцевой сети, что также снижает общую длину ЛЭП. Но здесь нет участков, которые в нормаль ном режиме были бы явно незагружен ными (та ких, как участок 3-6 на рис.3.10). Однако сле дует иметь в виду, что подстанции, соединен ные в кольцо, оказы ваются более доро гими, так как требуют на сто роне 110 кВ схемы ”мостик” с вы ключа телем в пере мычке (рис. 3.3).
Вариант 7 (рис.3.13) является даль нейшим развитием ва рианта 6. В нем ПС3 питается от ПС2 по более короткой, чем в варианте 6, линии. Это позволило сократить общую протяженность линий, ценой удорожания ПС2, которая здесь должна иметь 3 выключателя.
Вариант 8 (рис.3.14) получен из варианта 5 путем замены линии 5-6 на линию 2-6. Выиг рыша в расстоянии здесь нет, но зато линия 4-5 в этом варианте одноцеп ная. Хотя подстан ция ПС2 здесь более дорогая, чем в вари анте 5.
Вариант 9 (рис.3.15) предпола гает соединение всех потребителей в одно кольцо. Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна. Все подстанции имеют на стороне высшего напряжения схему ”мостик” (Рис.3.3) с одним выключа телем. Существенный недостаток этого варианта - большая про тяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возни кающем после отключения одного из головных участ ков, общая потеря напряжения в сети окажется недопус тимо большой.
При этом диапа зона регулиро вания устройств РПН на под станциях по требителей для обеспечения тре буемого уровня на пряжения может не хватить. Если при рас чете это подтвер дится, то вся эконо мия, ожи даемая за счет сниже ния уменьшение по тери напряжения в по слеаварийном режиме (например, постройка дополнительной линии или применение более высокого номи наль ного напряжения 220 кВ). Вторым не достатком этого ва рианта является то, что к потребителю 2 электроэнергия пе редается через по требителей 3 и 6, то есть, течет, по суще ству в обратном на правлении, то есть к источнику. Это при ведет к увеличению общих потерь элек троэнергии.
Добиться даль ней шего сокращения протяженности ли ний не уда ется, поэтому считаем, что все основные варианты, видимо, исчерпаны. Но позже может появиться необходимость в некоторых дополнительных вари антах (см. ниже).
Таким образом, общее количество ва риантов получилось 9. Чтобы не прово дить технико-эконо мический расчет всех вариантов, сразу же отберем наиболее конкуренто способ ные из них (по од ному от каждой группы), а остальные отбросим. Для этого проведем небольшие оценочные расчеты, позволяющие сравнить между собой варианты с одинаковыми прин ципами построения схем сети хотя бы в первом приближении.
Например, ва ри анты 1...3 все имеют радиально-магист ральные ре зервиро ванные схемы с двухцеп ными линиями и, следовательно, обес печивают примерно одинаковый уровень надежности. По этому сравним их между собой по суммарной длине линий и по количеству выклю чателей 110 кВ.
Сде лав такие расчеты, получаем, что суммарная длина ли ний (в од ноцепном ис числении) в первых трех вариантах состав ляет соответственно 352, 366 и 363 км. Не обходимое количество выключателей в этих вариан тах 16, 6 и 6. Эти числа нанесены на рисунках. Очевидно, что наиболее конкурентоспособным из этих трех вариантов является вариант 3. Поэтому для дальнейшего расчета отбираем именно его, а варианты 1 и 2 далее не рассматриваем.
Варианты 4...8 также относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Из них сразу же отбра сываем вариант 4, так как в нем самая большая протяжен ность линий наи большее количество выключателей. Среди оставшихся четырех вариантов этой группы явного лидера нет, поэтому определяем для каждого из них при веденную протяжен ность линий, приняв, что стоимость одного выключателя 110 кВ примерно равна стоимости 4 км одноцепной воз душной линии 110 кВ.
Таким образом, для дальнейшего рас чета отбираем вариант 8, а варианты 5, 6 и 7 отбрасываем.
Сеть кольцевой конфигурации представлена единственным вариантом 9, поэтому оставляем его для дальнейшего расчета.
Таким образом, предвари тельный расчет и технико-эко номическое сравнение будем проводить для вариантов 3, 8 и 9.
Выше отмеча лось, что 9 рассмот ренных вариантов яв ляются основными. Однако по сле пред варительного расчета, а также и после тех нико-эконо мического сравнения может возникнуть необхо димость рас смотре ния дополнительных ва риантов.
Так, например, лишь в результате предварительного расчета можно выяс нить, какая потеря напряжения будет в послеаварийном режиме в сети, построенной по вари анту 9. Если окажется, что она не слишком ве лика, и регулировочные возможности устройств РПН серийных трансфор маторов достаточны для обеспечения потребителей качествен ным напряжением, то вариант 9 оставим в том же виде для технико-эконо мического сравне ния.
Если же выяс нится, что она больше, чем воз можности устройств РПН, то с целью ее уменьшения рас смотрим способы модернизации этого варианта (в порядке возрастания эффек тивности и, естест венно, стоимости).
Во-первых, это выполнение го ловных участков А-1 и А-4 двухцеп ными линиями (назовем это вариантом 9 а). Тогда в случае аварии на головном участке отказывает только одна из цепей, поэтому наиболее тяжелым послеаварийным режимом будет отказ уже не головного, а следующего за ним участка. Потеря напряжения при этом, конечно же, меньше.
Во-вторых, это изменение схемы сети. Например, про кладка дополни тель ной одноцепной линии А-2 (вариант 10, рис.3.16). Сеть при этом стано вится сложнозамкнутой, длинное кольцо разбивается на два более коротких, и попутно устраняется обратная передача энергии по участкам 2-3 и 2-6. Другой способ измене ния схемы – вариант 11 (рис.3.17). Здесь длинное кольцо также разбивается на два более коротких и устраняется обратная передача энергии. Но вновь появляется малозагру женный участок 3-6.
В-третьих, можно перейти к бо лее высокому классу номи нального на пряжения 220 кВ без изменения схемы (вариант 12). Тогда нужно будет рас смотреть вари анты 9а, 10, 11 и 12 и выбрать из них наиболее конкурен тоспо собный, кото рый и будет участ вовать в технико-экономическом срав нении вместо варианта 9. Отметим, что рас сматривать эти варианты сразу смысла не имеет, так как по стоимости они все проигрывают варианту 9, и все равно были бы отбро шены. Необходимость их рас смотрения возникает только в случае, если вариант 9 не про ходит по техниче ским ограни чениям (слишком большая по теря напряжения в послеава рийном режиме).
Но на этом до полнитель ные вари анты не исчерпыва ются. Если при тех нико-эконо мическом сравнении выиграет вариант 3, то можно рассмот реть воз можность электро снабжения ПС3 по нерезерви рованной схеме (так, как в ее составе нет потреби телей 1 категории). Для этого линию 2-3 нужно сделать одно цепной (вариант 13). Можно также рас смотреть вариант выполнения линий 4-5 и 5-6 на напряжение 35 кВ (вари ант14, рис.3.18).
Возможно, один из этих вариантов окажется даже выгоднее уже выигравшего технико-экономическое сравнение варианта 3.
В предварительном расчете делается приближенный (без учета потерь мощности) расчет потокораспределения, выбираются номинальное напряжение и сечения линий, выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются также общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы ОРУ на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.
Предварительный расчет нужен для того, чтобы с минимальными трудозатратами получить необходимые данные для технико-экономического сравнения отобранных вариантов и выбора из них лучшего.
Предварительный расчет потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок и всегда должен начинаться с составления расчетной схемы (см. рис.4.4; рис.4.6). На расчетную схему наносят нагрузки и указывают длину участков. Порядок расчета зависит от типа линий, образующих сеть.
Расчет потокораспределения радиально-магистральной линии делают на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так как расчет приближенный, то потерями мощности пренебрегают.
Кольцевую линию вначале условно “разрезают” по источнику и разворачивают, превращая кольцевую линию в линию с двухсторонним питанием. Далее определяют поток мощности на одном из головных участков (условно считая, что вся линия однородна), по формуле: ; (4.1)
Здесь - поток мощности на головном участке;
- i-тая нагрузка;
- общая длина кольцевой линии;
- расстояние от места подключения i-той нагрузки до источника, противоположного рассматриваемому головному участку.
Определив поток мощности на головном участке, далее по первому закону Кирхгофа определяют потоки на остальных участках, двигаясь к противоположному источнику. Потерями также пренебрегают. В конце расчета рекомендуется сделать проверку. Для этого нужно по формуле (4.1) определить поток мощности на противоположном головном участке и сравнить его с потоком мощности, полученным по первому закону Кирхгофа.
Если от кольцевой линии, где делается расчет потокораспределения, отходит радиальная или магистральная линия, то все нагрузки этой линии считаются находящимися в точке подключения линии.
Если кольцевая линия получает питание по радиальной, то “разрез” делают в точке подключения кольцевой линии к радиальной.
В случае сложно-замкнутой сети ее предварительно преобразуют в простую замкнутую сеть или проводят расчет потокораспределения методом узловых потенциалов, используя вычислительную технику. (На кафедре ЭПП СГТУ имеются профессиональные программы для таких расчетов).
Если в сеть входят источники ограниченной мощности, работающие в базовом режиме (например, местная ТЭЦ), то они при расчете потокораспределения учитываются, как отрицательные нагрузки.
Примеры расчетов потокораспределения для различных типов линий приведены в [4].
В России для питающих линий используются напряжения 35, 110 (150) и 220 кВ. При этом напряжение 150 кВ используется для вновь сооружаемых линий только в том случае, если в данной энергосистеме уже имеются линии с таким напряжением. Следует также иметь в виду, что во вновь проектируемых системах электроснабжения городов и промышленных районов напряжение 35 кВ имеет тенденцию к исчезновению, оставаясь широко применяемым только для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей и небольших (до 5…10 МВт) промышленных предприятий.
При выборе напряжения, прежде всего, следует исходить из технической приемлемости данного номинального напряжения. Под технической приемлемостью понимается возможность в любых режимах, как нормальных, так и послеаварийных, обеспечить в наиболее удаленных точках сети требуемый уровень напряжения (с учетом диапазона регулирования устройств РПН трансформаторов на подстанциях потребителей). А также возможность в послеаварийном режиме длительно и без недопустимого перегрева пропускать по сети токи, необходимые для нормального функционирования потребителей. Чем выше напряжение, тем легче выполнить эти требования, так как при большем напряжении и токи меньше, и потеря напряжения ниже. Но линии электропередачи и особенно подстанции при более высоком напряжении становятся значительно дороже. Поэтому при выборе того или иного номинального напряжения следует учитывать его экономическую целесообразность. Это значит, что чтобы принять напряжение выше, чем минимальное технически приемлемое, нужно сделать экономическое обоснование.
Для выбора технически приемлемого напряжения можно воспользоваться эмпирическими формулами, показывающими зависимость технически приемлемого напряжения от активной мощности, приходящейся на одну цепь, и расстояния , на которое эту мощность нужно передать, то есть в виде: .
В технической литературе представлено несколько эмпирических формул. Здесь отметим лишь две.
1.Формула Стилла: ; применяется при км и МВт.
2.Формула Илларионова: .
Формула Илларионова не имеет ограничений ни по расстоянию, ни по передаваемой мощности. При подстановке расстояния в км, а мощности в МВт обе формулы дают результат в кВ.
Однозначно выбрать напряжение по эмпирическим формулам можно только в том случае, если полученное значение близко к одному из стандартных. Если же полученное по формуле значение находится в середине между стандартными, то следует рассмотреть оба варианта и, если оба технически приемлемы, то выбрать лучший, произведя их технико-экономическое сравнение.
Вместе с тем существует инструмент выбора номинального напряжения, учитывающий одновременно, как технические, так и экономические характеристики вариантов, включая как линии, так и подстанции.
Его сущность состоит в следующем. Если рассмотреть два варианта сооружения электропередачи для двух смежных по шкале номинальных напряжений и , то затраты по каждому варианту можно представить в виде: и .
Варьируя значения L и P, можно подобрать такие их пары, для которых , то есть оба варианта являются равнозатратными. Совокупность точек на плоскости L, P с координатами , для которых , представляет собой кривую, являющуюся границей областей применения напряжений и . Если на плоскости L, P построить такие границы для нескольких пар смежных номинальных напряжений, то получится номограмма, удобная для практического использования. Такие номограммы, называемые “области применения электрических сетей разных номинальных напряжений”, имеются в справочной литературе, например в [3].
Пользоваться номограммами достаточно легко: по осям откладывают заданные значения L и P и смотрят, в область какого номинального напряжения попадает точка с этими координатами. Но при этом необходимо помнить, что эти номограммы построены для определенного сочетания технических и экономических условий, таких как район сооружения, тип применяемых опор, число часов использования максимума, стоимость электроэнергии и электрооборудования и др. При изменении этих условий граница неизбежно смещается. Поэтому достоверный результат получается только в том случае, если точка попадает примерно в центр области применения какого-то номинального напряжения. Если же точка попадает близко к границе, то следует рассмотреть варианты использования обоих номинальных напряжений, с обеих сторон границы. Кроме того, номограммы не имеют ограничений ни справа, ни сверху, поэтому при очень малых длинах, а также при очень малых мощностях могут давать ошибочный результат.
Можно также выбрать номинальное напряжение, ориентируясь по таблицам “пропускной способности и дальности линий электропередачи”, составленным на основе практики проектирования, строительства и эксплуатации ЛЭП. Таблицы опубликованы в литературе, например в [5]. Задавшись конкретным сочетанием L и P, по таблице легко выбрать напряжение, которое для этого сочетания чаще всего используется. Кстати, там же приводятся и наименьшие и наибольшие сечения проводов, используемые для разных номинальных напряжений.
Недостаток этого способа определения номинального напряжения состоит в том, что он целиком опирается на прошлый опыт электроэнергетики, причем за достаточно большой период, и совершенно не учитывает новых тенденций (изменение цен, новое оборудование, новые технические решения и др.).
Таким образом, для определения номинального напряжения существует несколько способов, но ни один из них не может дать гарантированного результата во всех случаях. Поэтому к номинальному напряжению, выбранному на этом этапе, следует относиться, как к предварительному. В дальнейшем оно может уточняться.
Во всех случаях выбор напряжения следует начинать с головных участков, как наиболее загруженных. По мере удаления от источника питания номинальное напряжение может быть уменьшено на одну ступень. Исключение составляет кольцевая сеть: для всех участков применяется одно и то же номинальное напряжение.
Все реальные проводники обладают некоторым активным сопротивлением, поэтому при пропускании тока греются, то есть часть передаваемой по линии электропередачи мощности неминуемо расходуется на этот нагрев. При этом суммарные потери электроэнергии в электрических сетях достигают колоссальных объемов. Существует только один способ снижения этих потерь - это уменьшение активного сопротивления проводников.
При обычных температурах уменьшить сопротивление проводника из алюминия или меди можно только путем увеличения его сечения. Но увеличение сечения влечет за собой увеличение стоимости ЛЭП. Таким образом, увеличению сечения сопутствуют два конкурирующих фактора. С одной стороны это снижение затрат на компенсацию потерь электроэнергии. С другой – увеличение затрат на сооружение ЛЭП. Понятно, что увеличение сечения выгодно лишь до тех пор, пока первый фактор действует сильнее, чем второй. Сечение, которое соответствует минимуму затрат, называют экономически целесообразным. Выбор экономически целесообразного сечения может производиться разными методами. В курсовом проекте рекомендуется использовать метод экономической плотности тока или метод экономических интервалов.
При выборе сечения, как и при решении любой технико-экономической задачи, необходимо учитывать и существующие технические ограничения.
В основе метода экономической плотности тока лежит очень важное допущение. Принимается, что стоимость сооружения одного километра линии прямо пропорциональна сечению , то есть . (4-1)
Здесь - составляющая затрат, не зависящая от сечения.
Приведенные затраты на линию электропередачи длиной определяются по известному выражению: ,
где - эффективность капиталовложений, то есть величина, обратная
сроку окупаемости;
- затраты на сооружение линии;
- затраты на эксплуатацию линии.
Затраты на эксплуатацию линии складываются из отчислений на амортизацию и обслуживание (первое слагаемое) и затрат на возмещение потерь электроэнергии в линии (второе слагаемое). Последние зависят от тока, протекающего по линии и ее активного сопротивления:
. (4-2)
В этом выражении - стоимость возмещения 1 кВтч потерянной энергии, - годовые потери электроэнергии, и - потери мощности и ток в линии в режиме наибольших нагрузок, - время наибольших потерь и - погонное сопротивление линии. С учетом (4-2) приведенные затраты:
. (4-3)
Заменив в соответствии с (3-1) и подставив , где - удельное сопротивление материала, из которого изготовлены провода, после некоторых преобразований получим:
. (4-4)
Эта функция имеет минимум (рис.4.1), который и определяет экономически целесообразное сечение .
Взяв производную функции (4-4) и приравняв ее нулю:,
можно получить аналитическое выраже ние экономически целесообразного сече ния:.
Экономически целесообразному сечению соответствует так называемая “экономическая плотность тока” , определяемая по выражению:
(4-5)
Нормированные значения экономической плотности тока, определенные по (4-5), приведены в [9, табл.1.3.36]. Пользоваться этой таблицей достаточно просто. Сначала выбирается нужная строка в зависимости от типа проектируемой линии (кабельная или воздушная), материала проводника (медь или алюминий) и района, где будет сооружаться линия. Затем выбирается нужный столбец в зависимости от числа часов использования максимума потребителя, который будет обслуживаться данной линией. Тем самым (то есть выбором строки и столбца) задается некий комплект усредненных значений параметров, входящих в правую часть (4-5).
Взяв из таблицы нужную величину , по формуле рассчитывается экономически целесообразное сечение, а по нему выбирается стандартное ближайшее сечение .
Функция затрат (рис.4.1) в области очень пологая, поэтому, если находится близко к середине между двумя стандартными сечениями, то рекомендуется выбрать меньшее из них, так как при этом будет определенная экономия капиталовложений.
Метод экономической плотности тока имеет серьезные недостатки. Как следует из выражения (4-5), экономическая плотность тока зависит от многих параметров, причем далеко не все из них являются постоянными. Так, в период плановой экономики, когда этот метод был разработан, значение эффективности капиталовложений предписывалось принимать равным так называемому нормативному значению , что соответствовало сроку окупаемости около 8 лет. В настоящее время инвестирование в такие медленно окупающиеся проекты никто не производит, поэтому следует принимать совершенно другое значение . Величина с течением времени также довольно быстро изменяется. И, наконец, в современных условиях, когда воздушные линии строятся на унифицированных опорах, допущение (4-1) представляется очень спорным. Поэтому сечения, выбранные по экономической плотности тока, взятой из [9], далеко не всегда являются экономически целесообразными в действительности.
4.3.2 Метод экономических интервалов
Для пояснения сущности этого метода вновь обратимся к выражению (4-3). Зададимся вопросом, как приведенные затраты на линию электропередачи, выполненную проводом сечением Fi зависят от тока , протекающего в линии в часы наибольших нагрузок. Для этого в (4-3) подставим соответствующие данному сечению стоимость сооружения одного километра линии и погонное сопротивление . В результате получим:
(4-6)
Как видно из этого выражения, эта зависимость представляет собой квадратичную параболу (рис.4.2, кривая ). При этом величина будет определять положение параболы по высоте (коэффициент ), а величина - крутизну параболы (коэффициент ).
Рассмотрим еще два варианта сооружения этой линии, один – с сечением провода меньшим, чем , а второй – с сечением большим, чем . Допустим, что , а . Тогда будут выполняться неравенства: и , а соответствующие параболы займут положение, показанное на рис.4.2, кривые и .
Как видно из рис.4.2, в точках 1, 2 и 3 параболы пересекаются. Это значит, что при соответствующих этим точкам токах приведенные затраты на линию одинаковы для двух сечений. Так, например, в точке 1 равнозатратны варианты линии с сечениями и , а в точке 2 - варианты линии с сечениями и . Ток , соответствующий точке 1, называется граничным, потому, что при токах меньших, чем этот, выгоднее сечение , а при токах, больших, чем этот выгоднее сечение .
Но, если ток в линии больше граничного тока , то выгоднее становится сечение , так как в этой области ниже всех проходит парабола . Таким образом, экономическим интервалом сечения (то есть интервалом, где это сечение самое выгодное) является интервал токов между и .
Аналогично, экономический интервал сечения находится левее тока , а экономический интервал сечения , - правее тока (если не рассматривать варианты с другими сечениями).
Если рассмотреть варианты линии со всеми сечениями, применяе мыми при данном номинальном напряжении, то вся область токов будет разбита на интервалы, в каждом из которых экономически целесообразным будет одно из сечений. При этом может оказаться, что для некоторых сечений кривая затрат на всем протяжении проходит выше остальных (пунктирная линия на рис.4.2). Это означает, что данное сечение своего экономического интервала не имеет, то есть невыгодно при любых токах.
Таким образом, для выбора экономически целесообразного сечения в принципе достаточно отложить на оси абсцисс ток, ожидаемый в проектируемой линии в часы наибольших нагрузок и посмотреть, в экономический интервал какого сечения он попадает. Однако на практике рассчитывать затраты и строить кривые по типу рис.4.2 было бы слишком трудоемко. Поэтому метод получил свое дальнейшее развитие, и в литературе [3,7] опубликованы таблицы граничных токов, а также номограммы для выбора экономически целесообразных сечений.
Чтобы грамотно пользоваться номограммами, рассмотрим, как они построены. Как следует из рис.4.2, при токе в линии, равном граничному, два смежных сечения равнозатратны, то есть справедливо равенство:
; или ;
Отсюда можно получить выражение для граничного тока между экономическими интервалами сечений и : .
Подставив в это выражение вместо коэффициентов C и D их значения из (4-4), после преобразований получим:
; (4-7)
где , А/( руб./кВт)1/2 - коэффициент, зависящий от стоимости сооружения одного километра линии, то есть от ее конструктивного исполнения (имеется в виду номинальное напряжение, материал опор, одноцепная или двухцепная, район по гололеду – все это сказывается на величине );
и , (кВт/руб)1/2 ; - аргумент, зависящий от параметров, входящих в подкоренное выражение.
Номограммы представляют собой графики , построенные для разных пар смежных сечений. Как следует из (4-7), они представляют собой пучок прямых линий, выходящих из начала координат (рис. 4.3). Секторы между ними и есть экономические интервалы применяемых сечений. Если для какого-либо сечения сектор отсутствует, то это значит, что данное сечение экономического интервала не имеет. Для каждого конструктивного исполнения линии имеется отдельная номограмма [3].
Выбор экономически целесообраз ного сечения по номограммам экономиче ских интервалов производится в следую щем порядке.
1.Выбирается номограмма, соответст вующая принятому конструктив ному исполнению линии.
2.Определяется величина параметра и откладывается на оси абсцисс.
3.Определяется расчетное значение наибольшего тока в проектируемой линии и откладывается на оси ординат.
4.По точке пересечения полученных координат выбирается сечение.
При пользовании готовыми номограммами из справочников необходимо помнить, что они получены и опубликованы много лет назад. Стоимость сооружения линий (от которой зависит коэффициент ) за прошедшее время сильно изменилась, поэтому наклон границ интервалов уже не соответствует действительности. Для приближенного учета этого фактора рекомендуется при определении параметра ввести в него коэффициент удорожания, то есть пользоваться формулой:
; (4-8)
Более радикальным и более надежным решением будет построение собственных номограмм с использованием сегодняшних цен. Порядок построения таких номограмм рассмотрен ниже, в п. 4.7.1.
В процессе эксплуатации провода воздушных линий подвергаются различным воздействиям. Это – нагрев проводов протекающими токами, атмосферные воздействия (гололед, ветер) и некоторые другие. Выбранное сечение должно быть таким, чтобы эти воздействия не препятствовали нормальной эксплуатации линий электропередачи и не приводили к преждевременному выходу проводов из строя.
Кроме того, высоковольтные ВЛ, если сечение проводов выбрано неверно, оказывают нежелательное воздействие на окружающую среду вследствие коронного разряда. С одной стороны это значительные электромагнитные помехи и акустический шум, с другой – дополнительные потери энергии.
Учет этих условий накладывает на выбираемые сечения определенные ограничения. Поэтому сечения, выбранные по условиям экономической целесообразности, обязательно должны проверяться на соответствие этим ограничениям.
Как сказано в ПУЭ, все проводники “должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов”. Так как в послеаварийных режимах часть элементов электрической сети выводится из работы, то оставшиеся работают с перегрузкой. Поэтому и проверку на допустимый нагрев нужно производить именно для послеаварийных режимов. При этом особенностью такой проверки является то, что температура провода как раз и не проверяется. На основе исследований и длительной практики эксплуатации ВЛ для каждого сечения установлены так называемые “допустимые нагрузки”. Они широко опубликованы в справочной литературе, например, в [7]. Это длительные токи, при которых при температуре воздуха +25С температура провода равна своему допустимому значению. А вся проверка состоит в том, чтобы проверить выполнение неравенства: . (4-9)
Здесь - допустимая для данного сечения нагрузка, А;
- ток в проверяемом элементе в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, А;
- поправочный коэффициент, учитывающий фактическую среднемесячную для наиболее жаркого месяца температуру воздуха в 13 часов дня; приводится в справочниках, например, в [7].
Если неравенство (4-9) выполняется, то проверяемое сечение выбрано правильно, если не выполняется, то сечение необходимо увеличить.
Интенсивность коронного разряда зависит от состояния атмосферы и напряженности электрического поля вблизи поверхности провода. Полностью исключить коронный разряд нельзя, но его можно ограничить до величины, когда потери энергии не превышают экономически приемлемый уровень. Исследованиями установлено, что в ВЛ 110…220 кВ такое ограничение имеет место, если диаметр провода удовлетворяет условию: . (4-10)
По (4-10) для каждого номинального напряжения легко установить минимальное сечение провода, при котором потери энергии на коронный разряд экономически приемлемы. Для напряжения 110 кВ это 70 мм2, а для 220кВ – 240 мм2. Для напряжения 35 кВ потери на коронный разряд незначительны при любых сечениях, применяемых при этом напряжении.
При проведении предварительного расчета достаточно определить активные и реактивные сопротивления всех участков линий, входящих в проектируемую сеть.
Активные (R) и реактивные (X) сопротивления линий определяются по формулам: , Ом; , Ом;
где: и - длина участка в км и количество цепей;
, - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км.;
Значения погонных сопротивлений можно найти в справочниках, например [6, табл.П.1-2, П.1-3] или вычислить по выражениям:
; .
Здесь: - удельное сопротивление материала провода (для алюминия Ом мм2/км);
и -соответственно сечение(мм2) и диаметр(мм) провода;
- среднегеометрическое расстояние между проводами (мм).
Последнюю величину можно определить по эскизу опоры или, ориентировочно, по справочным данным [6, табл.2-2].
Остальные параметры сети определяются позже, во время уточненного расчета.
На стадии предварительного расчета достаточно определить потери мощности в сети в нормальном режиме наибольших нагрузок, а также потерю напряжения до электрически наиболее удаленных точек сети в нормальном режиме наибольших нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном режиме.
Потери мощности определяются сначала по участкам по формуле:
, (4-11)
где , МВт - приближенное значение потока мощности на участке;
, Ом - активное сопротивление участка.
Затем потери мощности по участкам суммируются и определяются общие потери мощности во всей сети. Полученный результат будет использован при технико-экономическом сравнении вариантов.
Потери напряжения в нормальном режиме определяются также сначала по участкам по формуле: , кВ (4-12)
Здесь и - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.
Потери напряжения до электрически наиболее удаленных точек сети определяются также путем суммирования потерь напряжения по участкам. В радиально-магистральнеой сети электрически наиболее удаленные точки обычно совпадают с точками, наиболее удаленными географически. В кольцевой сети электрически наиболее удаленными точками считаются также и точки потокораздела.
Затем выбирается наиболее тяжелый послеаварийный режим. В радиально-магистральной сети это обычно режим, возникающий после отказа одной из цепей головного участка магистрали. Так как потокораспределение при этом не изменяется, то расчет потери напряжения для этого режима производят так же, как и для нормального режима, но с учетом изменившихся сопротивлений поврежденного участка.
В кольцевой сети наиболее тяжелым послеаварийным режимом можно считать режим, возникающий после отказа наиболее загруженного головного участка кольца. При этом полностью меняется потокораспределение, так как сеть из кольцевой превращается в радиально-магистральную. Поэтому вначале следует рассчитать потокораспределение в послеаварийном режиме, затем потерю напряжения по участкам, а затем – потерю напряжения до электрически наиболее удаленных точек.
В сетях 35 кВ и выше потеря напряжения и отклонения напряжения от номинального значения не нормируются. Но, чтобы поставлять потребителям качественную электроэнергию, на подстанциях потребителей необходимо обеспечить возможность встречного регулирования напряжения. Поэтому полученные в этом разделе величины потери напряжения до наиболее удаленных точек в нормальном и, особенно, в послеаварийном режиме, нужно соотнести с возможностями серийных устройств РПН (см. п.6.7) и сделать вывод, можно ли будет на всех подстанциях обеспечить встречное регулирование напряжения.
Если окажется, что потеря напряжения в каком-то режиме выше возможностей устройств РПН, то это будет означать, что данный вариант не соответствует техническим требованиям, и необходимо или внести в него какие-то изменения, снимающие данную проблему, или рассмотреть другой вариант. Одна из возможностей на этом пути (впрочем, малоэффективная) - это замена на проблемном участке одноцепной линии на двухцепную. Тогда после отказа одной из цепей возникающий послеаварийный режим уже не будет наиболее тяжелым. Но тогда наиболее тяжелым послеаварийным режимом станет режим, возникающий после отказа какого-то другого элемента, и необходимо рассчитать и оценить потерю напряжения в этом новом режиме.
Другие возможности по уменьшению потери напряжения рассмотрены в п. 4.3 (см. комментарии к вариантам 9…12).
Влияние параметров трансформаторов на электрический режим сети проверяют только на стадии уточненного расчета. Поэтому и выбор трансформаторов можно произвести после того, как окончательно выбран вариант. Но, если в сравниваемых вариантах предполагается использовать подстанции с разными номинальными напряжениями, то для корректного технико-экономического сравнения вариантов трансформаторы для этих подстанций нужно выбрать раньше, причем для каждого варианта свои.
Число трансформаторов на подстанциях 35 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности.
Если потребители какой-то подстанции все относятся к третьей категории, то на такой подстанции достаточно установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей этой подстанции : (4-13)
Здесь 0,9 – коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.
Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установки двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям. Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей, то есть: (4-14)
Во-вторых, в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей первой и второй категории с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе. Согласно [9] если нагрузка трансформатора в нормальном режиме не превышает , то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки. В задании на курсовой проект суточные графики не даны, но можно принять, что эти условия выполняются, тогда вторым условием выбора мощности трансформаторов будет: . (4-15)
Если на какой-либо из подстанций предполагается переход на более низкую ступень напряжения, то на ней устанавливаются трехобмоточные трансформаторы, причем их номинальная мощность выбирается исходя как из мощности потребителей, так и проходной мощности.
В качестве примеров предварительного расчета рассмотрены расчеты вариантов 3, 8 и 9, отобранных в п.3.4. Они представляют собой радиально-магистральную сеть, комбинированную сеть и кольцевую сеть. Мощности потребителей в часы наибольших нагрузок для этих вариантов взяты из примера п. 2.2.
Сечения проводов во всех этих примерах выбирались методом экономических интервалов. Вместе с тем, для сопоставления, в примере п.4.7.1 параллельно сделан выбор сечений также и методом экономической плотности тока.
Расчетная схема этого варианта сети представлена на рис.4.4. потоки мощности на участках сети определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 5-6 равен мощности потребителя 6, то есть:
МВА.
Поток мощности на участке 4-5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 5:
МВА.
Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в табл.2, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке А-1:
кВ.
Принимаем ближайшее стандартное значение 35 кВ.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в табл.2.
Так как нагрузка в пункте 3 очень мала, то линию А-2-3 предпо лагается соорудить с двумя номи нальными напряжениями – 110 кВ на участке А-2 и 35 кВ на участке 2-3. При этом на подстанции потребителя 2 преду сматривается установка трех обмо точных трансформаторов.
На всех участках линии А-4-5-6 предусматривается одно номиналь ное напряжение 110 кВ. Это объяс няется тем, что мощность, передаваемая по участку 5-6, близка к предельной для линий 35 кВ. Поэтому по сравнению с напряжением 110 кВ напряжение 35 кВ большой выгоды не даст, и сооружение в пункте 5 еще одной подстанции с трех обмоточными трансформаторами экономически не оправдано.
Таблица 4.1-Выбор напряжений для варианта 3
|
Участок |
L, км |
P, МВт |
Q, Мвар |
S, МВА |
U', кВ |
Uном, кВ |
|
А-1 |
42 |
9,36 |
3,08 |
9,85 |
42,79 |
35 |
|
А-2 |
61 |
16,85 |
5,4 |
17,69 |
57,27 |
110 |
|
2-3 |
32 |
5,6 |
1,75 |
5,87 |
33,18 |
35 |
|
А-4 |
57 |
37,09 |
12,29 |
39,07 |
83,46 |
110 |
|
4-5 |
22 |
21,51 |
7,03 |
22,63 |
62,60 |
110 |
|
5-6 |
28 |
8,25 |
2,66 |
8,67 |
40,03 |
110 |
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов.
Сначала построим номограммы границ экономических интервалов. Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл.3. Они взяты из [3, табл. 6.99 и 6.100], с учетом коэффициента удорожания (здесь принято kуд = 18), и из [5, табл.П.1].
Таблица 4.2-Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления
|
Тип линии |
Стоимость сооружения К0i , тыс.руб/км для провода марки: |
|||||
|
АС-70/11 |
АС-95/16 |
АС-120/19 |
АС-150/24 |
АС-185/29 |
АС-240/32 |
|
|
Двухцепная 35 кВ |
- |
351 |
311 |
320 |
- |
- |
|
Одноцепная 110 кВ |
263 |
257 |
236 |
238 |
248 |
272 |
|
Двухцепная 110 кВ |
385 |
378 |
367 |
400 |
425 |
450 |
|
Погонное сопротивление, R0i , Ом/км |
0,429 |
0,306 |
0,249 |
0,198 |
0,162 |
0,121 |
Как следует из таблицы, стоимость сооружения линий с проводами марок АС-70/11 и АС-95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70мм2 и 95мм2 экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.
. Определяем наибольшее значение параметра , приняв ; руб/кВт∙ч; и час:
(кВт/руб.)1/2.
Определяем граничный ток для одной из пар сечений, скажем, для мм2 и мм2 для двухцепной линии 110 кВ:
А.
Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично. Результаты заносим в табл.4.3.
Таблица 4.3 -Граничные токи между сечениями
|
Пары сечений |
120/150 |
150/185 |
185/240 |
150/240 |
120/240 |
|
Двухцепная 35 кВ |
252,4 |
|
|
|
|
|
Одноцепная 110 кВ |
119,0 |
316,7 |
459,7 |
|
|
|
Двухцепная 110 кВ |
483,3 |
500,7 |
469,2 |
484,2 |
483,8 |
Для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240 мм2 получился меньше, чем для пары сечений 150 и 185 мм2. Это озна чает, что сечение 185 мм2 экономического интервала не имеет. Поэтому оп ределяем граничный ток для пары сечений 150 и 240 мм2. Он оказался прак тически равным граничному току для пары сечений 120 и 150 мм2. Следова тельно, экономический интервал сечения 150 мм2 также практически отсут ствует. Поэтому определяем граничный ток для пары сечений 120 и 240 мм2.
Итак, при данной стоимости сооружения линий для двухцепных линий 35 кВ экономически выгодными могут быть только два сечения: 120 мм2 и 150 мм2. Для одноцепных линий 110 кВ могут быть выгодными сечения 120 мм2, 150 мм2, 185 мм2 и 240 мм2. Для двухцепных линий 110 кВ – 120 мм2 и 240 мм2. На рисунке 4.5 представлены номограммы экономических интервалов, построенные по данным табл.4.3.
Теперь по построенным номограммам выберем сечения. Для этого нужно найти значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.
По [3, рис.6.1] для заданного значения числа часов использования максимума определяем . В качестве приемлемого срока окупаемости примем года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит . Стоимость потерь электроэнергии принимаем 0,6 руб./кВт∙ч. Норму отчислений на амортизацию и обслуживание на основании [3, табл.6.32] примем .
Тогда (кВт/руб.)1/2.
Определяем наибольший ток в одной цепи линии А-1:
А.
По номограмме для двухцепной линии 35 кВ на рис. 4.5 определяем, что при ток 81,2 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-120/19.
Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 162,4 А. Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 390 А [3, табл.6.54А], то есть значительно выше. По коронному разряду проверку не делаем, так как напряжение 35 кВ.
Определяем некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление Ом/км берем из табл.3, реактивное погонное сопротивление Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:
Ом; Ом.
Потери мощности в линии: МВт.
Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме: кВ или ;
кВ или .
Отметим, что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмерима с пределами регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35 кВ [3.табл.6.48], составляющими ±8 ×1,5 = ±12%. Поэтому, если при уточненном расчете окажется, что на шинах потребителя 1 в послеаварийном режиме не удается обеспечить требуемый уровень напряжения, то придется перейти на номинальное напряжение 110 кВ.
Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в табл.4.4.
Таблица 4.4- Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий
|
Участок |
S, МВА |
I, А |
F,мм2 |
r0, Ом/км |
R, Ом |
x0, Ом/км |
X, Ом |
DP, МВт |
DU, % |
|
А-1 |
9,85 |
81,24 |
120 |
0,249 |
5,23 |
0,414 |
8,69 |
0,41 |
6,17 |
|
А-2 |
17,69 |
46,42 |
120 |
0,249 |
7,60 |
0,427 |
13,02 |
0,20 |
1,64 |
|
2-3 |
5,87 |
48,41 |
120 |
0,249 |
3,98 |
0,414 |
6,62 |
0,11 |
2,77 |
|
А-4 |
39,07 |
102,53 |
120 |
0,249 |
7,10 |
0,427 |
12,17 |
0,90 |
3,41 |
|
4-5 |
22,63 |
59,39 |
120 |
0,249 |
2,74 |
0,427 |
4,70 |
0,12 |
0,76 |
|
5-6 |
8,67 |
22,75 |
120 |
0,249 |
3,49 |
0,427 |
5,98 |
0,02 |
0,37 |
Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности: МВт.
Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:
%;
%.
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:
в магистрали А-3 - %;
в магистрали А-6 - %.
Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже, чем возможности устройств РПН.
Теперь для сопоставления повторим выбор сечений проводов методом экономической плотности тока. Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов и числа часов использования максимума в соответствии с [9, табл.1.3.36] составляет 1,0 А/мм2. Экономические сечения определяем по формуле . Затем выбираем ближайшее стандартное сечение. Расчет произведен в табл.4.5.
Таблица 4.5-Стандартные сечения, выбранные по экономической плотности тока
|
Участок |
А-1 |
А-2 |
2-3 |
А-4 |
4-5 |
5-6 |
|
Iнб, А |
81,24 |
46,42 |
48,41 |
102,53 |
59,39 |
22,75 |
|
Fэк, мм2 |
81 |
46 |
48 |
103 |
59 |
23 |
|
Fст |
70 |
70 |
50 |
95 |
70 |
70 |
Как следует из таблицы, сечения получились совершенно другие, чем при использовании метода экономических интервалов.
Теперь выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.
Среди потребителей ПС1 согласно заданию имеются потребители I и II категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям: (4-14) и (4-15). То есть:
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН [6.табл.6.134].
Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для ПС4 и ПС6:
Для обеих ПС выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Мощности трансформаторов для ПС4 - 10 МВА и для ПС 6 - 6,3 МВА.
На ПС2 предусматриваем установку трехобмоточных трансформаторов, поэтому при определении их номинальной мощности учитываем и нагрузку ПС3:
Выбираем КТПБ 110/35/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА.
Определяем номинальную мощность трансформаторов на ПС3:
Выбираем КТПБ 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 4 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.
Потребители ПС5 только третьей категории. Поэтому предусматриваем установку одного трансформатора с номинальной мощностью, удовлетворяющей условию (4-13):
Выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 16 МВА.
Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:
МВт;
Мвар.
Поток на участке 1-3 определяем по первому закону Кирхгофа: МВА.
Потоки на остальных участках определяются аналогично. Результаты расчета приведены в табл.4.6.
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку Б-4:
кВ.
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.
Выбор сечений проводов произведен методом экономических интервалов аналогично п.4.6.1. Результаты расчетов представлены в табл.4.6. Там же приведены результаты расчета параметров сети и параметров нормального режима.
Таблица 4.6-Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети
|
Участок |
S, МВА |
I, А |
F,мм2 |
r0, Ом/км |
R, Ом |
x0, Ом/км |
X, Ом |
DP, МВт |
DU,% |
|
А-1 |
30,38 |
159,44 |
240 |
0,121 |
5,08 |
0,405 |
17,01 |
0,39 |
2,54 |
|
1-3 |
20,52 |
107,72 |
185 |
0,162 |
6,64 |
0,413 |
16,93 |
0,23 |
1,96 |
|
3-2 |
14,66 |
76,93 |
150 |
0,198 |
6,34 |
0,42 |
13,44 |
0,11 |
1,24 |
|
2-6 |
2,83 |
14,86 |
120 |
0,249 |
6,97 |
0,427 |
11,96 |
0,00 |
0,25 |
|
6-5 |
5,84 |
30,65 |
120 |
0,249 |
6,97 |
0,427 |
11,96 |
0,02 |
0,49 |
|
5-4 |
19,80 |
103,92 |
150 |
0,198 |
4,36 |
0,42 |
9,24 |
0,14 |
1,14 |
|
4-Б |
36,24 |
190,23 |
240 |
0,121 |
6,90 |
0,405 |
23,09 |
0,75 |
4,13 |
Общие потери мощности составляют МВт; общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела %.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рис.4.7. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения проведен в табл.4.7.
Таблица 4.7-Потеря напряжения в послеаварийном режиме
|
DUА-1, % |
DU1-3, % |
DU3-2, % |
DU2-6, % |
DU6-5, % |
DU5-4, % |
DU,% |
|
6,14 |
5,98 |
4,73 |
3,69 |
2,74 |
1,06 |
24,47 |
Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме оказалась значительно выше, чем пределы регулирования устройств РПН [3, табл.6.47]. Поэтому переходим к варианту 10 (сложно-замкнутая сеть).
Перед расчетом потокораспределения преобразуем ее в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разнесем нагрузку 1 между точкой А и точкой 3 (рис.4.8, а)). При этом в точку 3 перемещается мощность:
МВА.
Это увеличивает нагрузку в точке 3 до величины:
МВА.
Теперь эту новую нагрузку точки 3 разносим между точками А и 2 (рис.4.8, б)):
МВА.
При этом в точке 2 нагрузка увеличивается до величины:
МВА.
Теперь две параллельные линии А-1-3-2' и А-2 заменяем одной эквивалентной (рис. 4.8, в)) и определяем ее длину:
км.
Получившуюся в результате преобразования кольцевую линию “разрезаем” по источнику и представляем, как линию с двухсторонним питанием. Далее, так же как в п.4.6.2, производим расчет потокораспределения. Результаты расчета представлены на расчетной схеме (рис.4.9).
Теперь преобразуем сеть в обратном порядке и находим потоки мощности на других участках.
Потоки мощности на участках А-2 и А-1-3-2:
МВА.
МВА.
Нагрузку возвращаем в точку 3, а нагрузку - в точку 1:
МВА;
МВА;
МВА.
Расчетная схема сложно-замкнутой сети до преобразования (точнее, после обратного преобразования) представлена на рисунке 4.10.
По полученным данным выбираем сечения линий, определяем их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчетов представлены в табл.4.8.
Таблица 4.8-Сечения провода и некоторые параметры сложно-замкнутой сети
|
Участок |
I, А |
F, мм2 |
r0, Ом/км |
R, Ом |
x0, Ом/км |
X, Ом |
DP,МВт |
DU, % |
|
А-1 |
99,72 |
150 |
0,198 |
8,32 |
0,420 |
17,64 |
0,25 |
2,31 |
|
1-3 |
48,00 |
150 |
0,198 |
8,12 |
0,420 |
17,22 |
0,06 |
1,08 |
|
3-2 |
17,21 |
120 |
0,249 |
7,97 |
0,427 |
13,66 |
0,01 |
0,36 |
|
А-2 |
110,26 |
185 |
0,162 |
9,88 |
0,413 |
25,19 |
0,36 |
3,29 |
|
2-6 |
65,54 |
150 |
0,198 |
5,54 |
0,420 |
11,76 |
0,07 |
1,02 |
|
А-4 |
139,04 |
185 |
0,162 |
9,23 |
0,413 |
23,54 |
0,54 |
3,90 |
|
4-5 |
53,23 |
150 |
0,198 |
4,36 |
0,420 |
9,24 |
0,04 |
0,64 |
|
5-6 |
20,05 |
120 |
0,249 |
6,97 |
0,427 |
11,96 |
0,01 |
0,37 |
Общие потери мощности составляют МВт; потеря напряжения до точки потокораздела %.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в простую кольцевую сеть. Расчетная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.11.
Расчет потокораспределения по этой схеме произведен аналогично п.4.6.2. Особенностью расчета является только то, что нагрузка в точке 2 кольца представляет собой сумму нагрузок собственно потребителя 2 и магистрали 2-6-5-4.
Далее проведена проверка соответствия нагрузок линий в послеаварийном режиме длительно допустимым нагрузкам для выбранных сечений и проведен расчет потерь напряжения на каждом участке. Результаты расчета сведены в табл.4.9.
Таблица 4.9-Потери напряжения в послеаварийном режиме сложно-замкнутой сети
|
DUА-1, % |
DU1-3, % |
DU3-2, % |
DUВ-2, % |
DU2-6, % |
DU6-5, % |
DU5-4, % |
DU,% |
|
3,13 |
1,99 |
1,23 |
5,47 |
2,89 |
2,61 |
0,96 |
12,81 |
Выбираем трансформаторы и схемы ОРУ для этого варианта. Условия для выбора номинальной мощности трансформаторов остаются такими же, как в п.4.7.1, за исключением ПС2. На ПС2 в этом варианте устанавливаются двухобмоточные трансформаторы, поэтому их номинальная мощность должна удовлетворять условиям:
Для ПС2 выбираем КТПБ 110/10 кВ с мостиком с двумя выключателями в перемычке и с отделителями в цепях трансформаторов; номинальная мощность трансформаторов 10 МВА.
Для ПС5 выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем, с одним трансформатором с номинальной мощностью 16 МВА.
Для остальных подстанций выбираем КТПБ 110/6 кВ с мостиком с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов на ПС1, ПС3 и ПС6 – 6,3 МВА, на ПС4 – 10 МВА.
Расчетная схема этого варианта представ лена на рис.4.12. Расчет пото кораспределения кольце вого участка вы полнен аналогично п.4.7.2. При этом нагрузка в точке 2 принята равной сумме на грузок потребителей 2 и 6. Расчет потокораспределе ния на магистральном участке выполнен аналогично п.4.7.1.
Выбор номинального напряжения, выбор сечений проводников, расчет параметров линий и некоторых параметров режима произведен аналогично ранее рассмотренным вариантам. Результаты расчета представлены в табл.4.10.
Таблица 4.10-Сечения и некоторые параметры комбинированной сети
|
Участок |
Uном |
I, А |
F,мм2 |
r0, Ом/км |
R, Ом |
x0, Ом/км |
X, Ом |
DP,МВт |
DU, % |
|
А-1 |
110 |
92,92 |
150 |
0,198 |
8,32 |
0,420 |
17,64 |
0,22 |
1,95 |
|
1-3 |
110 |
41,20 |
120 |
0,249 |
10,21 |
0,427 |
17,51 |
0,05 |
0,98 |
|
3-2 |
110 |
10,41 |
120 |
0,249 |
7,97 |
0,427 |
13,66 |
0,00 |
0,19 |
|
Б-2 |
110 |
97,17 |
150 |
0,198 |
12,08 |
0,420 |
25,62 |
0,34 |
2,96 |
|
2-6 |
110 |
22,75 |
120 |
0,249 |
3,49 |
0,427 |
5,98 |
0,02 |
0,37 |
|
А-4 |
110 |
79,79 |
120 |
0,249 |
7,10 |
0,427 |
12,17 |
0,54 |
2,66 |
|
4-5 |
110 |
36,64 |
120 |
0,249 |
2,74 |
0,427 |
4,70 |
0,04 |
0,47 |
Общие потери мощности составляют МВт. Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек составляет % и %.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает после отказа головного участка Б-2, а в магистральной части – после отказа одной из цепей участка А-4.
При этом в линии А-4 в цепи, оставшейся в работе, удваивается ток, но его величина все равно ниже, чем допустимая для данного сечения (согласно [3, табл.6.54А] Iдоп = 390 А). Кроме того, удваивается потеря напряжения на участке А-4, а общая потеря напряжения увеличивается до 5,79 %, но это значительно ниже регулировочного диапазона устройств РПН.
Кольцевая линия в послеаварийном режиме превращается в магист ральную линию. Ее рас четная схема приведена на рис. 4.13. Потокораспре деление рассчитано по первому закону Кирхгофа аналогично п.4.7.1.
Ток на головном участке А-1 составляет 190А, что значительно меньше, чем наибольший допустимы ток для этого сечения 450 А.
Потери напряжения, соответствующие этому потокораспределению, представлены в табл.4.11. Как следует из таблицы, общая потеря напряжения до наиболее удаленной точки значительно меньше, чем регулировочные возможности устройств РПН.
Таблица 4.11-Потери напряжения в послеаварийном режиме
|
DUА-1, % |
DU1-3, % |
DU3-2, % |
DU2-6, % |
DUS, % |
|
3,99 |
3,28 |
2,00 |
0,62 |
9,89 |
Выбираем трансформаторы и схемы ОРУ для этого варианта.
Номинальные мощности трансформаторов на всех подстанциях, а также схемы ОРУ на ПС1, ПС3 и ПС5 в этом варианте такие же, как в сложно-замкнутой сети.
Для ПС2 выбираем КТПБ 110/10 кВ с мостиком с тремя выключателями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.
Для ПС4 выбираем КТПБ 110/6 кВ с отделителями в цепях трансформаторов, с неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Дополнительная линия, питающая ПС5, подключается к перемычке.
Для ПС6 выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН.
Уточненный расчет основных электрических режимов производится только для одного варианта, победившего в технико-экономическом сравнении. Целью расчета является определение точных значений потоков мощности в начале и в конце каждого участка и точных значений напряжений на шинах высокого напряжения на каждой подстанции. По сравнению с уже проведенным предварительным расчетом режима дополнительно учитывается зарядная мощность воздушных линий, потери мощности и потери напряжения в трансформаторах. Расчет производится для нормального режима наибольших нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима. Кроме того, во всех режимах проверяется достаточность регулировочного диапазона устройств РПН для обеспечения встречного регулирования напряжения на подстанциях потребителей. В заключение уточненного расчета уточняется необходимое количество компенсирующих устройств на подстанциях потребителей и определяется себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети.
Как отмечалось выше, при уточненном расчете электрических режимов нужно учитывать зарядные мощности линий и потери мощности в трансформаторах. При этом схема замещения сети становится достаточно громоздкой, и проводить расчет по ней становится неудобно. На рис.6.1, а) приведена схема замещения одной подстанции, включаю щая все эти элементы. Для упроще ния расчетов удобно (но не обя зательно!) ввести так называе мые расчетные на грузки под станций [5, §3,7]. При этом до полнительные элементы в схему замещения не вводятся, но ис тинная на грузка подстанции заменя ется расчетной нагруз кой (рис.6.1, б). Параметры, необходимые для определения расчетной нагрузки подстанции, определяются следующим образом.
Половины зарядных мощностей линий, примыкающих к подстанции, рассчитываются по формуле: ,
где - погонная емкостная проводимость линии, См /км.
Ее можно определить по справочным данным, например в [5, табл. П.4] или вычислить по выражению: ,
где - среднегеометрическое расстояние между проводами и диаметр провода (все в мм).
Параметры трансформаторов определяются по справочным данным, например, [5, табл. П.7] или вычисляются по каталожным данным по формулам:
,Ом; , Ом; , Мвар.
Здесь: , кВт – активные потери короткого замыкания;
, Мвар - реактивные потери холостого хода;
- ток холостого хода;
- напряжение короткого замыкания.
Затем по параметрам трансформаторов определяются потери в них.
Потери в стали (потери холостого хода): .
Потери в обмотках (нагрузочные потери): .
После этого можно определить расчетную нагрузку подстанции:
.
При использовании последнего выражения нужно следить, чтобы все слагаемые были выражены в одних и тех же единицах.
Расчет начинается с составления схемы замещения. Все линии включаются в нее своими активными и реактивными сопротивлениями, а нагрузки – расчетными нагрузками подстанций. Кроме того, в схему включается примыкающая к источнику питания половина зарядной мощности головного участка. Остальные зарядные мощности учтены в расчетных нагрузках.
Расчет производится в два этапа. На первом этапе, двигаясь от конца магистральной линии к ее началу, с учетом потерь определяются все потоки мощности, в начале и в конце каждого участка. Порядок расчета должен быть следующим.
1.Поток мощности в конце последнего, n-ного участка магистральной линии принимается равным расчетной нагрузке последнего, n-ного потребителя, то есть .
2.Определяются потери на последнем участке, по формуле:
.
3.Определяется поток мощности в начале последнего участка:
.
4.С учетом расчетной нагрузки предпоследнего потребителя определяется поток мощности в конце предпоследнего участка:
.
5. Повторяется пункт 2 для предпоследнего участка и так далее до источника.
На втором этапе, двигаясь от начала линии к ее концу, определяются точные значения напряжений на всех подстанциях.
1.Определяется напряжение на шинах источника, в соответствии с заданием, для данного режима.
2.Определяется потеря напряжения на первом участке, по формуле:
.
Здесь - напряжение в начале участка; для первого участка равно напряжению источника.
3.Определяется напряжение на шинах ближайшего потребителя:
.
4.Определяется потеря напряжения на следующем участке. При этом в качестве напряжения в начале участка принимается только что вычисленное напряжение на шинах первого потребителя. И так далее до конца магистрали.
Прежде всего, так же, как в предварительном расчете, кольцевая сеть “разрезается” по источнику и разворачивается в магистральную линию с двухсторонним питанием. Затем составляется ее схема замещения. Каждый участок представляется своими активным и реактивным сопротивлением, а в качестве нагрузок используются расчетные нагрузки. После этого определяется приближенное, то есть без учета потерь, потокораспределение в получившейся линии. Расчет производится так же, как в п.4.1, начиная с одного из головных участков. Но при уточненном расчете поток мощности на головном участке определяется по сопротивлениям линии по формуле:
, (6-4)
где: - расчетная нагрузка i-того потребителя;
- полное сопротивление линии от точки присоединения i-той нагрузки до источника, противоположного рассматриваемому головному участку.
- полное сопротивление всей кольцевой линии.
При расчете по формуле (6-4) производятся арифметические операции с комплексными числами. Допускается использование вместо (6-4) более простой формулы (4-1), но точность расчета при этом значительно ниже.
Далее по первому закону Кирхгофа определяются потоки мощности на остальных участках.
После этого магистральная линия с двухсторонним питанием разрезается по точке потокораздела на две радиально-магистральные линии, причем нагрузка в точке потокораздела тоже “разрезается” на две части. Каждая из этих частей принимается равной потоку мощности на последнем участке получившейся радиально-магистральной линии. А затем для обеих образовавшихся радиально-магистральных линий делается уточненный расчет режима, как в п.6-2.
Как отмечалось выше, в некоторых случаях радиально-магистральную сеть выгоднее соорудить с двумя номинальными напряжениями: в начале линии более высокое, например 110 кВ, в конце – на ступень ниже, то есть 35 кВ. В таких случаях на подстанции, где меняется напряжение, устанавливаются трехобмоточные трансформаторы. Составление схемы замещения такой подстанции имеет некоторые особенности.
Допустим, имеется подстанция 110/35/10 кВ. Ее схема изображена на рис.6.2, а). Трехобмоточный трансформатор включается в схему замещения сети в виде трехлучевой звезды и , как показано на рис 6.2, б). (Если подстанция двухтрансформаторная, то это учитывается при определении ее параметров). Там же показано сопротивление линии 110 кВ , половина ее зарядной мощ ности , идеальный трансформатор, характеризующийся коэффициен том трансформации kТР и сопротивление отходящей линии 35 кВ . Зарядная мощность линии 35 кВ не учитывается. Расчетная нагрузка для данной подстанции не рассчитывается.
Особенности расчета режима состоят в следующем. После определения потока мощности в начале линии 35 кВ (как показано в п.6.2) определяются потери мощности в сопротивлении и поток мощности в начале луча среднего напряжения трансформатора . В идеальном трансформаторе, как известно, потерь не нет. После этого по мощности нагрузки определяются потери в луче низкого напряжения и поток мощности в начале этого луча . Далее определяется поток мощности в конце луча , потери мощности в этом луче и поток мощности в начале луча . Потом с учетом и определяется поток мощности в конце линии 110 кВ и далее до источника, как показано в п.2.
При расчете напряжений вначале обычным способом, как в п.6.2, последовательно определяются напряжения в точках 1, 2, и 3. Напряжение в точке 4 определяется с учетом коэффициента трансформации идеального трансформатора по формуле:
, где .
И далее, до конца линии, как в п.2.
В режиме наименьших нагрузок значительно уменьшаются потоки мощности по линиям электропередачи, поэтому на всех подстанциях растут напряжения. Расчет электрического режима при наименьших нагрузках интересен, прежде всего, тем, что позволяет проверить возможности сети по поддержанию качественного напряжения на шинах потребителей.
В режиме наименьших нагрузок сначала определяются расчетные нагрузки подстанций. Активная мощность каждого потребителя в этом режиме рассчитывается в соответствии с заданием. Потребление реактивной мощности также снижается, и часть компенсирующих устройств должна быть отключена. Сколько компенсирующих устройств следует отключить, определяется расчетом баланса по реактивной мощности. При этом учитывается и данное в задании увеличение в этом режиме энергосистемы. Кроме того, на двухтрансформаторных подстанциях необходимо проанализировать возможность отключения с целью снижения потерь одного из трансформаторов.
После определения расчетных нагрузок производится расчет электрического режима аналогично п.п.6.2; 6.3 или 6.4. Единственная особенность этого расчета - это то, что в режиме наименьших нагрузок на шинах источников заданием может быть установлено другое значение напряжения.
В курсовом проекте достаточно рассмотреть один наиболее тяжелый послеаварийный (или ремонтный) режим. Это такой режим, при котором оставшиеся в работе элементы испытывают наибольшие перегрузки или трудно обеспечить необходимый уровень напряжения у некоторых потребителей. Рекомендуется рассматривать отказы воздушных линий, так как они происходят наиболее часто. В двухцепной магистральной линии наиболее тяжелый режим – это, обычно, вывод в ремонт одной из цепей на головном участке. В кольцевой линии или в линии с двухсторонним питанием – это вывод в ремонт участка, который в нормальном режиме был загружен более остальных. Но, если сеть состоит из нескольких частей, которые между собой не связаны или связаны только через источник питания, то следует рассмотреть послеаварийный режим в каждой из этих частей. Например, для сети, изображенной на рис. 3.14, нужно рассмотреть послеаварийный режим в магистральной линии А-4-5, и послеаварийный режим в кольцевой части сети.
Особенности расчета послеаварийного режима состоят в следующем.
1.Расчет делается только для режима наибольших нагрузок.
2.Необходимо пересчитать величину расчетных нагрузок потребителей, примыкающих к выводимому в ремонт участку ВЛ, так как на этом участке прекращается генерация реактивной мощности.
3.При выводе в ремонт одной из цепей двухцепной ВЛ изменяются ее электрические параметры; потокораспределение остается прежним.
4.При выводе в ремонт одного из участков кольцевой линии или линии с двухсторонним питанием в ней полностью меняется потокораспределение.
Устройства РПН, встроенные в силовые трансформаторы, имеют ограниченный диапазон регулирования напряжения, и следует проверить, на всех ли подстанциях он достаточен для обеспечения встречного регулирования во всех режимах работы сети. Встречное регулирование подразумевает, что в часы наибольших нагрузок на шинах низшего напряжения подстанции должно поддерживаться напряжение, на 5...10% выше номинального. При снижении нагрузки его постепенно снижают, доводя до величины на 0...5% выше номинального значения. При таком законе регулирования в центре нагрузок напряжение на шинах большинства электроприемников удается удерживать в рамках, предписываемых ГОСТ 13109-97, во всех режимах [5.с.205…210].
Порядок проверки любой подстанции для всех режимов один и тот же. Прежде всего, составляется схема замещения подстанции (рис.6.3). Если подстанция двухтрансформаторная, то Rтр и Xтр – сопротивления схемы замещения двух трансформаторов, включенных параллельно.
Затем определяется низшее напряжение, приведенное к высшему и желаемое значение коэффициента трансформации идеального трансформатора:
Здесь - желаемое значение напряжения на шинах низшего напряжения подстанции; выбирается в зависимости от режима и в соответствии с принципом встречного регулирования.
Далее по каталожным данным трансформатора определяется номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором бы обеспечивался этот коэффициент трансформации:
Здесь: и - номинальные значения высшего и низшего напряжений трансформатора;
- относительное изменение напряжения, приходящееся на одну ступень.
Полученное значение округляется до меньшего ближайшего целого числа и сравнивается с имеющимися у выбранного трансформатора ответвлениями. Если у выбранного трансформатора существует ответвления, нужные для каждого режима работы, то его диапазон регулирования достаточен.
И в завершение проверки на каждой подстанции определяются действительные напряжения на шинах низшего напряжения во всех режимах, по формуле:
Компенсирующие устройства выбирались на начальной стадии проектирования на основе прогнозной потребности в реактивной мощности. Поэтому после уточненного расчета потокораспределения необходимо уточнить их количество. Для этого нужно сложить потоки мощности в началах всех головных участков. При этом следует учесть и зарядные мощности в началах головных участков, не учтенные при определении расчетных нагрузок:
и
Затем определяется активная и реактивная мощности, вырабатываемые энергосистемой:
После этого реактивная мощность энергосистемы сравнивается с требуемой. Если , то следует увеличить количество компенсирующих устройств на подстанциях, ближайших к РПП. Если же , то количество компенсирующих устройств следует уменьшить, но уже на самых отдаленных подстанциях.
Себестоимость передачи электроэнергии определяется по формуле:
где
- годовые издержки при работе электрической сети, тыс. руб / год;
- электроэнергия, отпущенная потребителям в течение года, МВт∙ч / год.
Годовые издержки складываются из отчислений на эксплуатационное обслуживание сети (их можно взять непосредственно из табл. 19…21), издержек на оплату потерь электроэнергии и отчислений на амортизацию оборудования . Для их определения используются выражения:
и
Электроэнергия, отпущенная потребителям, определяется по формуле:
, где - мощность i-го потребителя.
В качестве примера рассмотрен уточненный расчет варианта 8. Исходные данные взяты в п.4.7.4.
Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линий. Для линии А-1 половина зарядной мощности составит:
Величина погонной реактивной проводимости линии взята по [5, табл.П4] для ВЛ-110 кВ с проводом марки АС-150/24. Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в табл.6.1.
Таблица 6.1-Расчет зарядных мощностей ВЛ
|
Участок |
Uном, кВ |
L, км |
nц |
Провод |
b0∙10-6 |
Qзар/2, Мвар |
|
А-1 |
110 |
42 |
1 |
АС-150/24 |
2,7 |
0,686 |
|
1-3 |
110 |
41 |
1 |
АС-120/19 |
2,66 |
0,660 |
|
3-2 |
110 |
32 |
1 |
АС-120/19 |
2,66 |
0,515 |
|
Б-2 |
110 |
61 |
1 |
АС-150/24 |
2,7 |
0,996 |
|
2-6 |
110 |
28 |
2 |
АС-120/19 |
2,66 |
0,901 |
|
А-4 |
110 |
57 |
2 |
АС-120/19 |
2,66 |
1,835 |
|
4-5 |
110 |
22 |
1 |
АС-120/19 |
2,66 |
0,354 |
Определяем расчетную нагрузку подстанций для этого режима. На ПС1 установлены 2 трансформатора ТМН-6300/110. В соответствии со справочными данными [5, табл.П7] активные потери холостого хода одного такого трансформатора , реактивные Определяем нагрузочные потери в подстанции:
.
Расчетная нагрузка подстанции составит:
Расчетные нагрузки остальных подстанций определены аналогично. Результаты сведены в табл. 6.2..
Таблица 6.2 - Расчетные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок
|
ПС |
Pнб, МВт |
Qнб, Мвар |
DPПС, кВт |
DQПС, квар |
DPх, кВт |
DQх , квар |
∑Qзар/2, Мвар |
Pрасч, МВт |
Qрасч, Мвар |
|
1 |
9,36 |
3,08 |
54 |
809 |
11,5 |
50,4 |
1,346 |
9,44 |
2,64 |
|
2 |
11,25 |
3,65 |
42 |
734 |
14 |
70 |
2,413 |
11,32 |
2,11 |
|
3 |
5,6 |
1,75 |
19 |
287 |
11,5 |
50,4 |
1,175 |
5,64 |
0,96 |
|
4 |
15,58 |
5,26 |
81 |
1420 |
14 |
70 |
2,189 |
15,69 |
4,63 |
|
5 |
13,26 |
4,37 |
65 |
1279 |
19 |
112 |
0,354 |
13,36 |
5,52 |
|
6 |
8,25 |
2,66 |
42 |
626 |
11,5 |
50,4 |
0,901 |
8,31 |
2,49 |
Составляем расчетную схему сети (рис.6.4) и проводим уточненный расчет потокораспределения. Начинаем с участка 2-6:
Теперь составляем схему замещения кольцевой части сети (рис.6.5). При этом расчетную нагрузку п.2 принимаем, как сумму .
Определяем поток мощности на головном участке А-1:
Потоки мощности на остальных участках определяем по 2-му закону Кирхгофа и наносим на схему замещения.
Продолжаем расчет потокораспределения.
Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 6.3 и на расчетную схему.
Таблица 6.3- Расчет режима наибольших нагрузок
|
Участок |
P к, МВт |
Q к, Мвар |
R, Ом |
X, Ом |
DP, МВт |
DQ, Мвар |
P н, МВт |
Q н, Мвар |
DU, кВ |
|
А-1 |
16,85 |
4,36 |
8,32 |
17,64 |
0,21 |
0,44 |
17,06 |
4,80 |
2,00 |
|
1-3 |
7,36 |
1,64 |
10,21 |
17,51 |
0,05 |
0,08 |
7,41 |
1,72 |
0,95 |
|
3-2 |
1,72 |
0,67 |
7,97 |
13,66 |
0,00 |
0,00 |
1,72 |
0,67 |
0,21 |
|
Б-2 |
17,93 |
3,97 |
12,08 |
25,62 |
0,34 |
0,71 |
18,27 |
4,68 |
3,01 |
|
2-6 |
8,31 |
2,49 |
3,49 |
5,98 |
0,02 |
0,04 |
8,33 |
2,53 |
0,40 |
|
А-4 |
29,10 |
10,23 |
7,10 |
12,17 |
0,56 |
0,96 |
29,65 |
11,19 |
3,06 |
|
4-5 |
13,36 |
5,52 |
2,74 |
4,70 |
0,05 |
0,08 |
13,41 |
5,60 |
0,57 |
Общие потери мощности в этом режиме:
Теперь производим расчет потери напряжения и напряжения шинах 110 кВ всех потребителей.
Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в табл.6.3 и табл.6.4.
Проверяем достаточность регулировочного диапазона устройств РПН.
Для этого на ПС1 сначала определяем низшее напряжение, приведенное к высшему:
Принимаем желаемое напряжение на шинах низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 5% выше номинального значения, то есть 6,3 кВ, и определяем желаемый коэффициент трансформации:
По каталожным данным трансформатора определяется номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации:
Принимаем и определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС1 в режиме наибольших нагрузок:
Для остальных подстанций расчеты проведены аналогично в табл. 6.4.
Таблица 6.4 - Проверка достаточности диапазона РПН
|
ПС |
nтр |
Sном, кВА |
Uв ном, кВ |
Uн ном, кВ |
UВ , кВ |
U'н , кВ |
n |
Uдейст, кВ |
|
1 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
111,3 |
107,5 |
-2 |
6,40 |
|
2 |
2 |
10000 |
115 |
11 |
110,1 |
107,4 |
-2 |
10,65 |
|
3 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
110,3 |
108,2 |
-1 |
6,32 |
|
4 |
2 |
10000 |
115 |
6,6 |
110,2 |
106,2 |
-2 |
6,32 |
|
5 |
1 |
16000 |
115 |
11 |
109,7 |
105,5 |
-3 |
10,66 |
|
6 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
109,7 |
106,4 |
-2 |
6,33 |
Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию, активная мощность снижается на 45%, а увеличивается но 0,03. Тогда для первого потребителя:
Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов.
Отключение одного из трансформаторов нецелесообразно, так как нагрузка выше, чем мощность , при которой отключение выгодно.
Таблица 6.5 - Расчетные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок
|
ПС |
Pнм, МВт |
Qнм, Мвар |
n |
DPПС, кВт |
DQПС, квар |
DPх, кВт |
DQх , квар |
∑Qзар/2, Мвар |
Pрасч, МВт |
Qрасч, Мвар |
|
1 |
5,15 |
1,85 |
2 |
17 |
249 |
11,5 |
50,4 |
1,346 |
5,19 |
0,85 |
|
2 |
6,19 |
2,19 |
1 |
26 |
452 |
14 |
70 |
2,413 |
6,23 |
0,30 |
|
3 |
3,08 |
1,05 |
1 |
12 |
177 |
11,5 |
50,4 |
1,175 |
3,10 |
0,11 |
|
4 |
8,57 |
3,15 |
2 |
25 |
438 |
14 |
70 |
2,189 |
8,62 |
1,54 |
|
5 |
7,29 |
2,62 |
1 |
20 |
394 |
19 |
112 |
0,354 |
7,33 |
2,77 |
|
6 |
4,54 |
1,60 |
2 |
13 |
193 |
11,5 |
50,4 |
0,901 |
4,57 |
0,99 |
Расчетная нагрузка этой подстанции, а также нагрузки остальных подстанций определяются аналогично. Результаты расчета сведены в табл.6.5.
Расчет электрического режима сети и проверка достаточности регулировочного диапазона РПН выполняются аналогично п.6.10.1. Результаты расчета сведены в табл. 6.6 и 6.7.
Таблица 6.6 - Расчет режима наименьших нагрузок
|
Участок |
P к, МВт |
Q к, Мвар |
R, Ом |
X, Ом |
DP, МВт |
DQ, Мвар |
P н, МВт |
Q н, Мвар |
DU, кВ |
|
А-1 |
9,19 |
3,43 |
8,32 |
17,64 |
0,07 |
0,14 |
9,25 |
3,57 |
1,24 |
|
1-3 |
4,02 |
1,55 |
10,21 |
17,51 |
0,02 |
0,03 |
4,04 |
1,58 |
0,62 |
|
3-2 |
0,94 |
0,50 |
7,97 |
13,66 |
0,00 |
0,00 |
0,94 |
0,50 |
0,13 |
|
Б-2 |
9,83 |
1,41 |
12,08 |
25,62 |
0,10 |
0,21 |
9,93 |
1,62 |
1,43 |
|
2-6 |
4,54 |
1,60 |
3,49 |
5,98 |
0,01 |
0,01 |
4,54 |
1,61 |
0,23 |
|
А-4 |
15,88 |
5,80 |
7,10 |
12,17 |
0,17 |
0,29 |
16,04 |
6,08 |
1,66 |
|
4-5 |
7,29 |
2,62 |
2,74 |
4,70 |
0,01 |
0,02 |
7,31 |
2,65 |
0,29 |
Как видно из таблиц, диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме.
На рис.6.6 представлена расчетная схема сети для режима наименьших нагрузок.
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт в кольцевой части сети – участка Б-2, в магистральной части сети – одной цепи участка А-4. При этом меняется сопротивление участка А-4, а кольцевая линия превращается в магистральную. Расчетные нагрузки подстанций ПС1, ПС3, ПС5 и ПС6 остаются такими же, как в нормальном режиме наибольших нагрузок, а расчетные нагрузки ПС2 и ПС4 изменяются за счет уменьшения зарядных мощностей отключенных ВЛ:
Таблица 6.7 - Проверка достаточности диапазона РПН
|
ПС |
nтр |
Sном, кВА |
Uв ном, кВ |
Uн ном, кВ |
UВ , кВ |
U'н , кВ |
n |
Uдейст, кВ |
|
1 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
112,06 |
109,9 |
2 |
6,09 |
|
2 |
1 |
10000 |
115 |
11 |
111,3 |
108,0 |
1 |
10,15 |
|
3 |
1 |
6300 |
115 |
6,6 |
111,4 |
108,9 |
2 |
6,04 |
|
4 |
2 |
10000 |
115 |
6,6 |
111,6 |
109,3 |
2 |
6,06 |
|
5 |
1 |
16000 |
115 |
11 |
111,4 |
109,0 |
2 |
10,07 |
|
6 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
111,4 |
109,4 |
2 |
6,06 |
Расчетная схема сети для этого режима представлена на рис.6.7, а результаты расчета – в табл.6.8 и 6.9..
Таблица 6.8 -Расчет послеаварийного режима
|
Участок |
Pк, МВт |
Qк, Мвар |
R, Ом |
X, Ом |
DP, МВт |
DQ, Мвар |
Pн, МВт |
Qн, Мвар |
DU,кВ |
|
А-1 |
35,60 |
10,73 |
8,32 |
17,64 |
0,95 |
2,02 |
36,55 |
12,74 |
4,67 |
|
1-3 |
25,57 |
7,07 |
10,21 |
17,51 |
0,59 |
1,02 |
26,16 |
8,09 |
3,76 |
|
3-2 |
19,65 |
5,64 |
7,97 |
13,66 |
0,28 |
0,47 |
19,93 |
6,11 |
2,31 |
|
2-6 |
8,31 |
2,49 |
3,49 |
5,98 |
0,02 |
0,04 |
8,33 |
2,53 |
0,43 |
|
А-4 |
29,10 |
11,15 |
14,19 |
24,34 |
1,14 |
1,95 |
30,24 |
13,10 |
6,60 |
|
4-5 |
13,36 |
5,52 |
2,74 |
4,70 |
0,05 |
0,08 |
13,41 |
5,60 |
0,61 |
Таблица 6.9 - Проверка диапазона РПН в послеаварийном режиме
|
ПС |
nтр |
Sном, кВА |
Uв ном, кВ |
Uн ном, кВ |
UВ , кВ |
Uн , кВ |
n |
Uдейст, кВ |
|
1 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
108,63 |
104,7 |
-3 |
6,35 |
|
2 |
2 |
10000 |
115 |
11 |
102,6 |
99,6 |
-6 |
10,66 |
|
3 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
104,9 |
102,6 |
-4 |
6,34 |
|
4 |
2 |
10000 |
115 |
6,6 |
106,7 |
102,5 |
-4 |
6,34 |
|
5 |
1 |
16000 |
115 |
11 |
106,1 |
101,8 |
-5 |
10,69 |
|
6 |
2 |
6300 |
115 |
6,6 |
102,1 |
98,5 |
-6 |
6,33 |
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для нормального режима наибольших нагрузок:
Определяем реактивную мощность энергосистемы:
Так как то принимаем решение уменьшить общее количество компенсирующих устройств на:
штук.
Определяем себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети.
(по данным табл.5.8);
;
Расчетно-пояснительная записка (ПЗ) оформляется в соответст вии с “ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым докумен там" на одной стороне листов белой бумаги формата А4 (210/297 мм). На каждом листе оставляют поля для брошюровки и пометок (рекомендуемый размер левого поля - 35 мм, правого – 10-15 мм, верхнего и ниж него - по 20 мм). Абзацы в тексте начинают с отступом 15-17 мм.
Расчетно-пояснительная записка должна со держать: титульный лист, реферат, содержание, задание, введение, основную расчетную часть, заключение, список использованной литературы и, в случае необходимости, приложения. В приложениях приводятся промежуточные математические доказа тельства, вспомогательные расчеты, таблицы, схемы, и т.д.
Текст ПЗ разделяют на разделы и подразделы, пункты и подпункты, порядковые номера которых обозначаются арабскими цифрами с точкой. Наименования разделов должны быть краткими. Их записывают в виде заголовков (симметрично тексту) прописными буквами, а подразделов - строчными буквами (кроме первой прописной). Переносы слов заголовков не допускаются, точку в конце заголовка не ставят. Расстояние между заголовком и текстом должно быть примерно 15 мм. Материал ПЗ следует излагать грамотно, в логической последо вательности, по возможности кратко. Допускается выполнять ПЗ с помощью принтера с печатью текста на одной стороне листа через 1,5 интервала. Шрифт должен быть четким, высотой не менее 2,5 мм.
Для подтверждения обоснованности принятых в проекте технических решений, ме тодик и расчетов в текстовой части ПЗ необходимо делать ссылки на литературу. При этом в тексте ПЗ указывается только порядковый номер источника, помещаемый в квадратные скобки или между двумя косыми чертами. Сам список помещается в конце ПЗ. Литературу в списке нумеруют арабскими цифрами и располагают в порядке появления ссылок на нее в тексте ПЗ. Сведения об источни ках, включенных в список, необходимо дать в соответствии с требо ваниями ГОСТ 7.1-84.
Терминология в тексте ПЗ должна быть еди ной и соответствовать установленным стандартам, а при отсутст вии стандарта – общепринятой в научно-технической литературе. В тексте не должно быть сокращенных слов (за ис ключением общепринятых сокращений, установленных ГОСТ 2.316-68 и ГОСТ 7.12-93).
В используемых формулах в качестве символов следует применять обозначения, установленные стандар тами. Пояснение значений символов и числовых коэффициентов сле дует приводить непосредственно под формулой в той последова тельности, в какой они даны в формуле. Формулы, на которые в последующем будут ссылки, нумеруют. Номер формулы состоит из номера раздела и порядкового номера формулы, разделенных точ кой. Номер указывают справа, на уровне формулы в круглых скоб ках Ссылки в тексте на номер формулы дают в круглых скобках.
Расчет каждой величины, встречающийся в пределах данной ПЗ впервые, приводится в такой последователь ности: искомая величина, формула в буквенном выражении, подста новка в формулу значений в такой же последовательности, результат вычисления, обозначение единиц физической величины. Все последующие расчеты, выполняемые аналогично, приводятся в табличной форме, при этом таблица должна содержать как результат вычисления, так и исходные данные.
Таблицы следует нумеровать арабскими цифрами со сквозной нумерацией. Номер таблицы и ее название следует помещать над ней, например: Таблица 2 – Параметры участков радиально-магистральной сети. Размеры таблиц выбираются произвольно.
Число иллюстраций должно быть достаточным для пояснения излагаемого текста. Их помещают в тексте или дают в приложении. Иллюстра ции, за исключением иллюстраций приложений, следует нумеровать арабскими цифрами сквозной нумерацией. В тексте ПЗ на все иллюстрации должны быть ссылки. При ссылках на иллюстрации следует писать "… в соответствии с рисунком 1" Иллюстрации, при необходимости, могут иметь наименование, например: Рисунок 1 – Расчетная схема радиально-магистральной сети.
Если в ПЗ имеются приложения, то они оформляются аналогично оформлению ПЗ. Каждое приложение следует начинать с новой страницы с указанием наверху посередине страницы слова “Приложение” и его обозначения, например, Приложение А. Приложение должно иметь содержательный заголовок, который записывают симметрично относительно текста с прописной буквы отдельной строкой.
Все страницы ПЗ нумеруются, начиная с титульного листа. Номер страницы ставится в правом верхнем углу (за исключением титульного листа). Приложения должны иметь общую с остальной частью документа сквозную нумерацию страниц.
Все листы ПЗ должны быть сброшюрованы в папку.
12.Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М.: Информэлектро, 1994.
Оглавление
|
[1] Масштаб 1:1500000 [1.0.1] Сведения о потребителях [1.1] Состав по категориям [2] 2 СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ [2.1] 2.1 Цель, основные допущения и порядок составления баланса [2.2] 2.2 Пример составления баланса мощности
[3] [3.1] 3.1 Порядок составления вариантов [3.2] 3.2 Электрические схемы подстанций [3.3] 3.3 Выбор наиболее конкурентоспособных вариантов [3.4] 3.4 Пример составления вариантов схемы сети
[4] [4.1] 4.1 Расчет потокораспределения [4.2] 4.2 Выбор номинального напряжения [4.3] 4.3 Выбор сечений проводников [4.3.1] 4.3.1 Метод экономической плотности тока [4.3.2] 4.3.3 Проверка выбранного сечения по техническим ограничениям [4.4] 4.4 Определение некоторых параметров проектируемой сети [4.5] 4.5 Приближенный расчет некоторых параметров режима [4.6] 4.6 Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей [4.7] 4.7 Примеры предварительного расчета некоторых параметров сети и ее электрического режима [4.7.1] 4.7.1 Радиально-магистральная сеть [4.7.2] 4.7.2 Кольцевая сеть [4.7.3] 4.7.3 Сложно-замкнутая сеть [4.7.4] Общая потеря напряжения до наиболее удаленной точки получилась меньше, чем пределы регулирования устройств РПН. [4.7.5] 4.7.4 Комбинированная сеть [5] 6. УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА [5.1] 6.1 Определение расчетных нагрузок подстанций [5.2] 6.2 Расчет нормального режима наибольших нагрузок радиально-магистральной сети [5.3] 6.3 Особенности расчета режима кольцевой сети [5.4] 6.4 Особенности расчета режима сети с двумя номинальными напряжениями [5.5] 6.5 Особенности расчета нормального режима наименьших нагрузок [5.6] 6.6 Особенности расчета послеаварийного режима [5.7] 6.7 Проверка достаточности диапазона регулирования устройств РПН [5.8] 6.8 Уточнение количества компенсирующих устройств [5.9] 6.9 Определение себестоимости передачи электроэнергии [5.10] 6.10 Пример уточненного расчета режимов сети [5.10.1] 6.10.1. Уточненный расчет режима наибольших нагрузок [5.10.2] 6.10.2.Уточненный расчет режима наименьших нагрузок [5.10.3] 6.10.3 Уточненный расчет послеаварийного режима [5.10.4] 6.10.4 Уточнение количества компенсирующих устройств и определение себестоимости передачи электроэнергии [6] 7. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА И ОФОРМЛЕНИЕ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ
[6.1] |
112