Разработка вариантов конфигурации электрической сети

1. Разработка 4−5 вариантов конфигурации сети

При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

В соответствии с ПУЭ нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии. В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 20% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4 — во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной.

Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т. д.

Конфигурация вариантов сети приведена на рисунке 1.1.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 2. Оба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.

Рисунок 1.1- Варианты конфигурации сетей

2. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети Рассчитаем нагрузки потребителей:

S = P+jQ,

где Q = P*tgц, где Р — активная мощность потребителей, МВт;

tgц=0,672 — коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании cosц=0,83.

Для ПС2:

Q = 14*0,672 = 9,4 МВ*Ар

S = 14+j9,4 MB*А Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 Значения нагрузок потребителей

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т. е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором — расчеты уточняют с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

— номинальные напряжения линий одинаковы;

— сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

— потери мощности в трансформаторах не учитываются.

— Расчет приближенного потокораспределения для варианта № 1

При одном источнике питания мощности на головных участках рассчитываем по выражению:

где l_n и l_? длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта № 1

Расчет приближенного потокораспределения для варианта № 2

Расчет приближенного потокораспределения для варианта № 2 производим аналогично варианту № 1.

Проверка Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта № 2

3. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий

Номинальное напряжение — это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой систем номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, c. 45−46] или по эмпирическим формулам [4, с. 260]:

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залеского:

где l и Р — длина линии, км, и мощность на одну цепь линии. МВт Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономически зонам и эмпирическим формулам для участка 1−2 варианта № 1:

Линия 1−2 одноцепная, длиной 39,6 км, передаваемая активная мощность Р=38,113 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залеского:

Окончательно принимаем на участке сети 1−2 варианта № 1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 — Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

На участке 5−1 первого варианта принимаем линию двухцепной с номинальным напряжением 110 кВ.

На остальных участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.

4. Выбор сечения проводов и при необходимости ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов можно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

где:

I-ток в проводнике при нормальной работе сети, А;

J_э— экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/мм².

Согласно заданию, время использования максимальной нагрузки Т_max=5100 ч для ПС2 и ПСЗ, и Т_mах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как значения Т_mах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Т_ср:

Для варианта № 1:

Для варианта № 2:

По параметру Т_ср и табл. 5.1 принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1 А/мм².

Проверка по условию короны:

где:

U_paб — рабочее напряжение;

U_кр — критическое напряжение короны;

m₀ — коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов m₀=0,85;

m_n — коэффициент, учитывающий состояние погоды, m_п = 1 при сухой и ясной погоде;

д — коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1;

r — радиус провода, см;

D — расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр. 46 предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см. В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию:. Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т. е. взять большее сечение.

Таблица 4.1 — Выбор сечений проводов воздушных линий

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находим потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 — Результаты расчёта послеаварийного режима

На всех участках сети ток в послеаварийном режиме не превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов. Конфигурация сети для вариантов 1 и 2 остается такой же, как и в начале расчётов.

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей I и II категории, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать на условия всей нагрузки потребителей при выходе из строя одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100%).

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах:

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере подстанции 5.

Определим подключённую в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Принимаем по таблице 2.2[1] два трансформатора типа ТДН-2500/110.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 — Выбор числа и мощности трансформаторов

Таблица 5.2 — Параметры трансформаторов

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрошенными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределении мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности т к не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены, но формуле:

где:

— нормативный коэффициент эффективности капиталовложения;

K — капитальные затраты на сооружение электрической сети;

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП:

где:

К₀ — стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 гола для двух вариантов. Результаты сводим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 — Стоимость линий

Капитальные затраты на сооружение подстанции:

где:

— стоимость трансформаторов, тыс. руб.;

— стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.;

— постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Эти данные приводятся в таблицах. Результаты расчетов стоимости подстанций для двух вариантов сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 — Стоимость подстанций

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

Годовые эксплуатационные расходы:

где:

+ - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

— для силового оборудования;

— для воздушных ЛЭП ДW — потери энергии в трансформаторах и линиях. МВт*ч;

в — стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб/кВт*ч;

для силового оборудования в = 1,75*10^-2 руб/кВт*ч, для ЛЭП в = 2,23*10^-2 руб/кВт*ч.

Потери энергии в трансформаторах:

где:

и — потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

— наибольшая нагрузка трансформатора, МВ*А;

— номинальная мощность трансформатора, МВ*А;

— продолжительность работы трансформатора,

— продолжность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности наибольшей нагрузки по формуле:

.

Потеря энергии в линии:

где:

— номинальное напряжение, кВ;

— активная сопротивление линии, Ом, состоящее из активного сопротивления на единицу длины, Ом/км и длины линии, км.

Для замкнутой сети:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Приведённые затраты:

Так как вариант 2 более дешёвый по сравнению с вариантом 1, то при дальнейших расчётах используем вариант 2.

7. Электрические расчёты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляют схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы — Гобразной) и определяют её параметры:

Для линии:

;;; ,

где:

— удельная активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

— удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км;

— длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r₀, х₀ и b₀ определяют по таблицам.

Для участка сети 1−2, длинной 30 км, выполненного проводом АС-95/16:

активное сопротивление:

;

реактивное сопротивление:

;

ёмкостная проводимость:

;

зарядная мощность, подключенная на концах участка:

Таблица 7.1 — Параметры ЛЭП

;

где:

— потери короткого замыкания, кВт;

— номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;

— номинальная мощность трансформатора, МВ· А;

— напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х обмоточные трансформаторы при U_вн.ном? 220 кВ представляются упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода? Р_х+j?Q_х:

.

Для подстанции 2:

Результаты расчётов сводят в таблицу 7.2

Таблица 7.2 — Параметры трансформаторов

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжения ±9×1,78%.

7.1 Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети.

Приводят нагрузки к сети ВН:

Р_вн+jQ_вн=(Р_н+?P_х+ ·

Rт) + j (Q_н+?Q_х+ · Хт —? Q_b),

где:

Р_н, Q_н — активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;

R_т, Х_т — суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

?Q_b — суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для подстанции 2:

Результаты расчетов сводят в таблицу 7.1.1

Таблица 7.1.1 — Расчётные нагрузки подстанций

Производят расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитывают без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

где: и — полные сопротивления противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приводят на рисунке в пояснительной записке.

Рисунок 7.1.1 — Потокораспределение на участках сети в режиме наибольших нагрузок Таблица 7.1.2 — Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

7.2 Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задаётся в процентах от наибольшей мощности нагрузок. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: P_нм = 0,5P_нб.

Таблица 7.2.1 — Расчётные нагрузки подстанций

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Таблица 7.2.2 — Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Рисунок 7.1.1 — Потоктокораспределение на участках сети в режиме наименьших нагрузок

7.3 Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1−3. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1−3.

сеть электропередача конфигурация Таблица 7.2.1 — Расчётные нагрузки подстанций

Распределение мощности без учёта потерь мощности.

Рассчитаем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учётом потерь мощности:

Результаты расчёта сведём в таблицу 7.3.2

Таблица 7.2.3 — Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности