ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

БАЛАНС АКТИВНЫХ И РЕАКТИВНЫХ МОЩНОСТЕЙ

Балансы активных и реактивных мощностей рассчитываются для режима наибольших нагрузок по укрупненным показателям. Расходные части балансов складываются из мощностей потребителей и потерь мощности в линиях и трансформаторах:

PSпотр=SPi+DPл-тр;

QSпотр =S(Pi tgji) +DQл+DQтр-Qc;

Реактивная мощность, получаемая от системы, определяется, как

Qcист=Pcист×tgjcист=PSпотр×tgjcист.

Обычно Qcист<QSпотр, поэтому для обеспечения баланса по реактивной мощности необходима установка компенсирующих устройств общей мощностью

Qирм=QSпотр-Qcист.

Распределение мощности компенсирующих устройств по потребителям производится пропорционально потребляемой ими реактивной мощности:

Qирмi=Qирм×(Pi tgji)/(SPi tgji)

На подстанциях, где Qирмi получается меньше 400 квар, ком-пенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных под-станциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощ-ностей, кратных 400 квар. Затем производится проверка баланса:

Qcист+SQирмi=QSпотр

Если баланс не выполняется более,чем на 200квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увели-чивают или уменьшают на 400квар.

После этого определяют реактивную мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств: Qi=Pi tgji-Qирмi;

Расчеты по балансу сводят в табл. 1

табл.1

СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ

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 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.

2.Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

- разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;

- замкнутые резервированные (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 всегда требует 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 ввиду, что для соединения участков с разными номинальными напряжениями потребуются трехобмоточные трансформаторы, которые более дороги, чем двухобмоточные.

ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Выбираемое номинальное напряжение должно удовлетворять двум условиям. Во первых, оно должно быть достаточно высоким, чтобы обеспечить передачу заданной мощности на заданное расстояние без перегрузок входящих в сеть элементов и гарантировать достаточный уровень напряжения во всех точках сети. Во-вторых, оно должно оставаться экономически целесообразным, поскольку с ростом напряжения возрастает стоимость линий и подстанций.

Для предварительного выбора можно воспользоваться одной из эмпирических формул, например формулой Илларионова

Здесь P и L - передаваемая по наиболее загруженному головному участку активная мощность в МВт и длина этого участка в км.

Если полученное по этой формуле напряжение близко к одному из стандартных, то это стандартное напряжение принимается в качестве номинального. Если же полученное напряжение находится близко к середине между стандартными, то следует рассмотреть оба варианта, то есть вариант с меньшим номинальным напряжением и вариант с большим номинальным напряжением.

ПРИМЕР СОСТАВЛЕНИЯ ВАРИАНТОВ СЕТИ

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 пунктов потребления представлено на рис.1. Там же указаны расстояния между пунктами. Предполагается, что в пунктах 1,2,4 и 6 имеются потребители 1, 2 и 3 категории, в пункте 3 - только 2 и 3, а в пункте 5 - только потребители 3 категории. Составление вариантов начинаем с наиболее простых схем.

Вариант 1 (рис. 2) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии, за исключением линии 4-5, двухцепные, линия 4-5 одноцепная, так как в п.5 имеются потребители только 3 категории. Предполагается, что длины линий и нагрузки таковы, что наиболее целесообразным напряжением в этом случае будет номинальное напряжение110 кВ. Почти все подстанции (за исключением ПС 2) могут быть выполнены по упрощенным схемам без выключателей на стороне высшего напряжения. Подстанция 2 является узловой, что требует использования на стороне 110 кВ схемы повышенной надежности. (с выключателями) и, следовательно, будет довольно дорогостоящей.

Варианты 2 и 3 (рис.3,а и 3,б) являются развитием варианта 1 с целью снижения требований к надежности ПС 2. В варианте 2 питание ПС 3 осуществляется от ПС 1, а в варианте 3 - питание ПС 6 - от ПС 5. В обоих вариантах ПС 2 становится проходной и, следовательно, значительно дешевле. Однако протяженность линий в этих вариантах и, соответственно, затраты на строительство линий выше.

На этом все рациональные варианты радиально-магистральной конфигурации сети по-видимому исчерпываются и далее предлагаются комбинированные варианты, где часть сети имеет по-прежнему радиально-магистральную конфигурацию, а часть - кольцевую.

Очевидный недостаток этого варианта - это то, что линия 3-6 будет нагружена только в послеаварийных режимах, возникающих при повреждении линии 2-3 или линии 2-6, а все остальное время будет работать вхолостую или почти вхолостую.

В вариантах 5 и 6 (рис.5,а и 5,б) часть потребителей также получает питание по кольцевой сети, что также снижает общую длину ЛЭП. Но здесь нет участков, которые в нормальном режиме были бы явно незагруженными (таких, как участок 3-6 на рис. 4). Однако следует иметь ввиду, что подстанции, соединенные в кольцо, оказываются более дорогими, так как требуют на стороне 110 кВ схемы ”мостик” с выключателем в перемычке (см. ниже).

Варианты 7 и 8 (рис.6,а и 6,б) позволяют еще в большей степени уменьшить суммарную длину линий, но при этом усложняется и, следовательно, удорожается подстанция ПС 2, которая может быть выполнена, например, по схеме ”мостик” с тремя выключателями.

Вариант 9 (рис. 7) предполагает соединение в кольцо всех потребителей. Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна. Все подстанции имеют на стороне высшего напряжения схему ”мостик” с одним выключателем. Существенный недостаток этого варианта - большая протяженность кольца. Возникает опасение, что при аварийном отключении одного из головных участков общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой. Если при расчете это подтвердится, то вся экономия, ожидаемая за счет снижения длины линий, может быть ”съедена” мероприятиями, направленными на уменьшение потери напряжения в послеаварийном режиме (например, применение более высокого номинального напряжения 220 кВ).

Таким образом, общее количество вариантов получилось 11. Проводить в курсовом проекте технико-экономический расчет их всех слишком трудоемко. Поэтому имеет смысл сразу же отбросить наименее удачные из них. Для этого рекомендуется провести небольшие оценочные расчеты, позволяющие сравнить между собой хотя бы в первом приближении варианты с одинаковыми принципами построения схем сети.

Например, варианты 1...3 все имеют радиально-магистральные резервированные схемы и, следовательно, обеспечивают одинаковый уровень надежности. Поэтому их можно сравнить по таким, очень легко определяемым показателям, как суммарная длина линий и необходимое количество выключателей 110 кВ. Сделав такие расчеты, получаем, что суммарная длина линий (в одноцепном исчислении) в первых трех вариантах составляет соответственно 334, 374 и 362 км. Необходимое количество выключателей в этих вариантах 16, 6 и 6. Эти числа нанесены на рисунках рядом с номером варианта. Если принять, что стоимость одного выключателя 110 кВ примерно равна стоимости 3...5 км воздушной линии 110 кВ, приходим к выводу, что из этих трех вариантов наиболее конкурентоспособным будет вариант 3. Поэтому варианты 1 и 2 далее не рассматриваем.

Варианты 4...8 также относятся к одному принципу конфигурации сети: часть потребителей питается по кольцевой сети, часть - по радиально-магистральной. Проведя аналогичный оценочный расчет для этих вариантов, оставляем из них вариант 7, а остальные отбрасываем.

Вариант 9 аналогов не имеет, сравнивать его не с чем, поэтому оставляем его для дальнейшего рассмотрения.

Варианты 10 и 11 как по принципу построения схемы, так и по надежности аналогов не имеют, поэтому их также оставляем.

Таким образом, для дальнейшего расчета и последующего технико-экономического сравнения остаются варианты 3,7,9,10 и 11.

Далее рекомендуется следующая стратегия выбора.

В первую очередь производится предварительный расчет вариантов 3 и 7. При этом для каждого из них приближенно, без учета потерь, рассчитывается потокораспределение, выбирается сечение проводов линий и определяются их параметры. Далее для нормального режима определяются общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Оба варианта проверяются также по допустимому току проводов и по наибольшей потере напряжения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме. (Более подробно см. в разделе «Предварительный расчет отобранных вариантов.») При проверке наибольшей потери напряжения она сопоставляется с возможностями устройств РПН серийных трансформаторов обеспечить для потребителей необходимый уровень напряжения. После проверки определяются экономические показатели вариантов (капиталовложения и эксплуатационные расходы).

Затем производится расчет варианта 9 вплоть до определения наибольшей потери напряжения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме. Если она окажется в допустимых пределах (в сопоставлении с возможностями РПН), то расчет этого варианта доводят до конца, а варианты 10 и 11 можно не рассматривать, так как они, не выигрывая существенно в отношении надежности по сравнению с вариантом 9, значительно уступают ему по стоимости.

После этого на основе технико-экономического сравнения производится окончательный выбор лучшего из вариантов 3, 7 и 9.

Если же потеря напряжения в послеаварийном режиме в варианте 9 окажется выше допустимой, то нужно рассмотреть возможности модернизации этого варианта с целью ее уменьшения. Во-первых, это выполнение головных участков двухцепными линиями (вариант 9а), во-вторых, использование более высокого номинального напряжения 220 кВ (вариант 9б) и, в-третьих, изменение схемы сети (это предполагают варианты 10 и 11). Тогда окончательный выбор варианта будет производится на основе технико-экономического сравнения уже шести вариантов: 3, 7, 9а, 9б, 10 и 11. При этом в сравнении должны участвовать также и трансформаторы на подстанциях потребителей, поскольку стоимость трансформаторов 220 кВ и трансформаторов 110 кВ различна.

При составлении вариантов конфигурации сети, проведенном выше, не рассматривались варианты, в которых сеть состояла бы из участков с разными номинальными напряжениями, а также варианты, в которых электроснабжение ПС 3 осуществлялось бы по нерезервированной схеме. (Напомним, что в его составе нет потребителей 1 категории) Если подобные варианты рассматривались бы одновременно с остальными, то общее количество вариантов резко бы возросло и затруднило выбор. Но это не значит, что подобные технические решения не рассматриваются вовсе. Просто удобнее эти возможности рассмотреть уже после выбора лучшего варианта, как его подварианты. В частности, в данном случае, если, например, при технико-экономическом сравнении выиграет вариант 3, то следует рассмотреть возможность выполнения линии 2-3 одноцепной (вариант 3а), а линий 4-5 и 5-6 - на напряжение 35 кВ (вариант 3б) и обе эти возможности одновременно (вариант 3в, рис 9). Если же при сравнении выиграет вариант 7, то в качестве подварианта 7а достаточно рассмотреть электроснабжение ПС 3 по нерезервированной схеме.

В заключение необходимо еще раз подчеркнуть, что этап составления вариантов представляет собой многостороннюю и трудоемкую задачу, решение которой требует от студента осмысленного рассмотрения отмеченных выше факторов, выдвижения гипотез о достоинствах и недостатках различных схем, их технических и экономических характеристиках, а также проведения некоторых оценочных расчетов.

В расчетно-пояснительной записке аргументация решений по выбору тех или иных вариантов обязательно должна быть отражена.

12
• 3
• Далее ⇒