Часть I. Проектирование питающих сетей

Часть I. Проектирование питающих сетей

ФОРМИРОВАНИЕ ЗАДАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ

Исходные данные для проектирования электрической сети

Питающие сети предназначены для передачи электроэнергии от системообразующей сети и, частично, от электростанций к понижающим районным электрическим подстанциям. Питающие сети в основном резервированы и в Украине выполнены на напряжении U_ном = 110 кВ, хотя в некоторых случаях их функции могут выполнять сети с U_ном = 35 кВ либо U_ном = 220 кВ.

Исходные данные для проектирования питающей сети промышленного района содержат сведения о потребителях электроэнергии и источниках питания, об их размещении на плане местности, особенностях климатических и географических условий.

Предполагается, что источниками питания проектируемой сети могут быть электрическая станция или подстанции системообразующей сети, которые способны обеспечить электроэнергией потребителей района с учетом перспективного роста их нагрузок.

Потребителями являются коммунально-бытовые и промышленные предприятия городов. Заданное расположение пунктов потребления мощности на плане района соответствует центрам питания распределительной сети 6 - 10 кВ, которыми являются понижающие подстанции (ПС). Проектируемая сеть предназначается для электроснабжения нескольких объектов.

В задании на проект должны быть указаны следующие данные:

- взаимное расположение центров питания (ЦП) района и пони­жающих подстанций (ПС);

- минимальный коэффициент мощности, который может обеспечить энергосистема, сos φ_г;

- наибольшая зимняя нагрузка Р_ni, МВт, на стороне низшего напряжения и коэффициент мощности сos φ_i. в пунктах потребления электроэнергии;

- состав приемников электроэнергии в каждом из пунктов по категориям требуемой надежности электроснабжения, %;

- климатический район по толщине стенки гололеда;

- номинальное напряжение с низшей стороны приемных подстанций и др.

Для расчета параметров нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов проектируемой сети в задании должны быть определены уровни напряжения на шинах ЦП для этих режимов.

Некоторые исходные показатели, характеризующие графики нагрузок, условно принимаются одинаковыми. К ним относятся такие параметры, как: продолжительность использования наибольшей нагрузки Т_нб, час., отношение наименьшей летней активной нагрузки к наибольшей зимней Р_нм / Р_нб, %. Указанные исходные данные в условиях курсового проектирования можно рассматривать как средние показатели в целом по промышленному району, обслуживаемому проектируемой сетью.

Задание на курсовое проектирование должно быть индивидуальным для каждого студента. Авторы рекомендуют выдавать задание на бланке (П.1.), заполненном преподавателем. Образец заполнения показан в приложении П.1.1.

Содержание проекта

Основным содержанием проекта развития питающих сетей является проектирование рациональной схемы электрической сети, определение параметров характерных режимов ее работы, выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

Рекомендуется следующее соотношение разделов основного материала расчетно-пояснительной записки проекта:

- определение потребностей района в активных и реактивных мощностях и исследование их баланса; предварительное определение потребности в компенсирующих устройствах (КУ) - (10%);

- выбор оптимальной схемы электроснабжения промышленного района, ее номинального напряжения, типов воздушных линий электропередачи (ВЛ) и трансформаторов - (45%);

- расчет нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов сети - (30%);

- обеспечение регулирования напряжения на ПС - (10%);

- уточненный баланс реактивной мощности и обоснование выбора типов КУ; определение рационального числа включенных трансформаторов в режиме наименьших нагрузок и количества электроэнергии, теряемой в сети - (5%).

В объем должны входить графические материалы: схемы вариантов развития сети, схема электрических соединений оптимального варианта сети, результаты расчетов установившихся режимов и др. по усмотрению руководителя проекта.

В проекте может быть предусмотрена индивидуальная тема для углубленной проработки. Для этой цели рекомендуется следующая тематика: оптимизация режимов сети на ЭВМ; разработка дополнительных способов и средств регулирования напряжения в сети; разработка рекомендаций по снижению потерь электроэнергии; обоснование нетиповых схем открытых распределительных устройств (ОРУ) и схем электрических соединений подстанций в питающих сетях; выбор целесообразных режимов работы трансформаторов и КУ с учетом возможных режимов работы сети; конструктивное исполнение ВЛ и ПС; анализ особенностей подключения и использования трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов и др. по усмотрению руководителя проекта.

Потребление и покрытие потребностей района в реактивной мощности. Предварительный расчет мощности компенсирующих устройств

 

Ориентировочный расчет мощности компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети на основе приближенной оценки возможных составляющих баланса реактивной мощности рекомендуется выполнять до выбора схемы электрической сети. Это обусловлено тем, что КУ изменяют реактивную составляющую нагрузки, следовательно, и полную мощность, потребляемую из сети ПС. Последнее может повлиять на сечение проводов ВЛ, номинальные мощности трансформаторов, потери напряжения, мощности и энергии в сети и, как результат, - на правильность решения по выбору оптимального варианта сети.

Требуемая реактивная мощность проектируемой сети определяется реактивными нагрузками ПС и потерями реактивной мощности в элементах сети для периода наибольших нагрузок. При проектировании условно принимают совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок.

В среднем генераторы электростанций обеспечивают порядка 60 % потребления реактивной мощности в энергосистеме. Около 20% генерируют линии высокого и сверхвысокого напряжения. В качестве дополнительных источников реактивной мощности используют КУ: синхронные компенсаторы и батареи конденсаторов.

Баланс реактивной мощности в проектируемой сети устанавливается уравнением:

, (2.3)

где - располагаемая энергосистемой реактивная мощность;

- суммарная мощность компенсирующих устройств;

- суммарная зарядная мощность линий;

- суммарная реактивная нагрузка всех ПС;

- суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций;

- суммарные потери реактивной мощности линий;

- коэффициент разновременности максимумов реактивных нагрузок, принимаемый равным 0,95.

Возможность энергосистемы по обеспечению района реактивной мощностью определяют по формуле:

, (2.4)

где - коэффициент реактивной мощности, соответствующий заданному .

Определяем наибольшую реактивную нагрузку на низшей стороне каждой из подстанций

, (2.5)

где - коэффициент реактивной мощности ПС, соответствующий заданному .

Реактивную мощность, генерируемую ВЛ, при предварительных расчетах можно оценивать для одноцепных линий 110 кВ уровнем 30 квар/км и для 220 - 130 квар/км.

Потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ приближенно могут быть найдены по величине модуля полной передаваемой по линии мощности . В ВЛ 110 кВ они ориентировочно составляют (4-6%) от , а в ВЛ 220 кВ - (15-20)% от .

Для приближенной оценки баланса реактивной мощности считаем, что генерация и потери реактивной мощности в линиях 110 кВ примерно равны (). Потери в трансформаторах (автотрансформаторах) принимаем равными 10% от полной мощности нагрузки и определяем их по выражению:

. (2.6)

Мощность КУ, необходимых к установке в сети для обеспечения баланса реактивной мощности, находим на основании уравнения (2.3) с учетом принятых допущений:

. (2.7)

Отрицательное значение покажет на отсутствие необходимости в КУ.

При положительном значении расчет мощности КУ на подстанциях производится по условию равенства средних значений коэффициента мощности в узлах сети, для чего необходимо определение балансного коэффициента реактивной мощности нагрузки по формуле:

, (2.8)

где - угол треугольника суммарных мощностей всех ПС после установки КУ.

Расчетная мощность компенсирующих устройств в каждом пункте потребления (на каждой ПС) определяют по выражению:

. (2.9)

Для компенсации реактивной мощности возможно использовать батареи конденсаторов типов КСКГ-1,05-125 и КС2-1,05-60, мощностью соответственно 6,5 и 3,2 Мвар каждая при напряжении 10 кВ.

Учитывая, что в режиме зимнего максимума нагрузок по условиям встречного регулирования напряжение на низшей стороне ПС должно не менее чем на 5 % превышать номинальное значение, мощность каждой из установленных батарей КУ возможно определить по формуле:

, (2.10)

где - мощность принятых типов батарей конденсаторов при номинальном напряжении;

U - фактическое напряжение в месте установки КУ;

U_НОМ - номинальное напряжение батарей КУ.

Фактическая мощность КУ, установленных на каждой из ПС, определяется по формуле:

(2.11)

где n - количество ПС;

N_i - количество КУ каждого из типов на каждой ПС.

После установки на подстанциях компенсирующих устройств, изменится и величина потребляемой на них реактивной мощности. Для определения наибольшей реактивной и полной нагрузки на низшей стороне подстанций воспользуемся выражениями:

; (2.12)

. (2.13)

Полученные данные вносим в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Нагрузки подстанций с учетом мощности КУ

 

№ п/п	Расчетная величина	Ед. изм.	Обозн	Подстанции
	…	N
	Наибольшая активная нагрузка на низшей стороне подстанций
	Коэффициент мощности нагрузки
	Коэффициент реактивной мощности нагрузки
	Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне подстанций
	Расчетная мощность КУ на ПС
	Количество и мощность батарей кон­денсаторов типа КС 2-1,05-60
	Количество и мощность батарей кон­денсаторов типа КСКГ-1,05-125
	Фактическая мощность КУ на ПС		-kyi
	Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне ПС с учетом КУ
	Наибольшая полная нагрузка на низ­шей стороне ПС с учетом КУ

В предварительных расчетах допускается учет КУ по их расчетной мощности без привязки к конкретным устройствам. При этом подходе в формуле (2.12) вместо следует подставить , а из табл.1 - исключить строки 6, 7, 8.

Оба подхода имеют свои преимущества и недостатки. Первый, более сложный, точнее учитывает нагрузки на ПС, но распределение КУ не привязано к проектируемой сети и ее режимам, так как они еще отсутствуют на этой стадии проектирования. При дальнейшем проектировании может возникнуть потребность перераспределения КУ.

Второй подход проще. КУ распределяют после выбора схемы сети и расчета режимов. При этом возможны заметные изменения потокораспределения и напряжений в узлах после расстановки реальных КУ. В таком случае требуется перерасчет установившихся режимов.

 

Составить предварительный баланс реактивных мощностей, выбрать КУ, определить нагрузки, подстанций с учетом КУ. Данные для расчета реактивных мощностей: ; ; ; ; ; .

Выдаваемую из ЦП реактивную мощность определяем по формуле (2.4). Коэффициент реактивной мощности находим по тригонометрической формуле:

;

.

Наибольшие реактивные нагрузки, подстанций на стороне НН находим по формуле (2.5), например, для ПС1:

,

где .

Произведем предварительную оценку мощности компенсирующих устройств, выберем подстанции на которых целесообразна их установка и типы батарей конденсаторов, определим наибольше реактивные и полные нагрузки на низшей стороне каждой из подстанций с учетом компенсирующих устройств.

Суммарные реактивные нагрузки всех подстанций равны:

.

По формуле (6) определяем ориентировочную величину потерь реактивной мощности в трансформаторах:

.

Необходимую суммарную мощность компенсирующих устройств определяем по формуле (2.7):

.

Определяем величину балансного коэффициента реактивной мощности по формуле (2.8):

.

Расчетную мощность компенсирующих устройств в каждом пункте потребления находим по выражению (2.9), например, для ПС1:

.

Распределение КУ по ПС производим в зависимости от их расчетной мощности. Для компенсации реактивной мощности необходимо использовать 4 батареи конденсаторов типа КСКГ-1, 05-125 и 1 батарею конденсаторов типа КС 2-1, 05-60.

Учитывая, что напряжение на стороне низшего напряжения ПС в режиме зимнего максимума нагрузок будет на 5% превышать номинальное значение, определим мощность соответствующего КУ по формуле (10):

.

При этом суммарная мощность компенсирующих устройств составит 17,5 Мвар, что незначительно превышает требуемую величину (15,95 Мвар).

По формуле (2.11) определяем фактическую мощность КУ на каждой ПС:

.

После установки на подстанциях компенсирующих устройств, изменится и величина потребляемой на них реактивной мощности. Для определения наибольшей реактивной и полной нагрузки на низшей стороне подстанций необходимо воспользоваться выражениями (2.12), (2.13), например, для ПС1:

.

Результаты расчетов заносим в табл. Пр.2.1

 

Таблица Пр.2.1 Нагрузки подстанций с учетом мощности КУ

 

№ п/п	Обозначение	Единицы изм.	ПОДСТАНЦИИ
I			14,2	21,6	13,7	9,8	12,9
			0,82	0,89	0,9	0,81	0,84
			0,698	0,51	0,48	0,72	0,65
			9,9	11,02	6,57	7,06	8,4
			14,78	7,66	4,24	1,43	2,75
			_	_	_	_
					_
			3,5	3,5	_	3,5	3,5
			6,4	7,52	6,57	3,56	4,9
			15,6	22,87	13,7	10,43	13,8

Рекомендации по выполнению линий и подстанций

 

Линии сетей 35 - 220 кВ, как правило, выполняются воздушными (ВЛ) на одностоечных железобетонных свободностоящих опорах, в одно- и двухцепном исполнении.

Число цепей ВЛ выбирается на основе надежного электроснабжения. Электроприемники I и II категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (таковыми, в частности, считаются две системы шин или две секции шин одной подстанции или электростанции).

Если в схеме варианта сети имеется тупиковая линия, питающая электроприемники III категории, то необходимо определить целесообразное число цепей такой ВЛ.

Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) [6, п.1.2.19] допускается питание электроприемников II категории по одной ВЛ, если обеспечена возможность проведения ее ремонта в течение суток.

Предпочтительной является схема, при которой ВЛ выполняются на отдельных опорах, идут по разным трассам с целью охвата электрификацией дополнительной территории.

Для питания ПС с потребителями I категории рекомендуется использовать резервированные одноцепные ВЛ.

Длины ВЛ из-за непрямолинейности и неровности рельефа местности принимают больше на 20 % по отношению к воздушной прямой между соответствующими пунктами.

Марку проводов ВЛ выбирают по [2]. Наиболее распространены на ВЛ 35 - 220 кВ сталеалюминиевые провода (АС). В процессе проектирования сети выбирают число, мощность, и тип трансформаторов, схему электрических соединений ПС.

С точки зрения местоположения ПС в сети и способа присоединения их к сети со стороны высокого напряжения (ВН), ПС выполняются тупиковыми, ответвительными, проходными и узловыми (Приложение П.3). Количество ВЛ со стороны ВН подстанций и схема подключения к сети определяют схему электрических соединений ПС и, следовательно, ее конструктивное исполнение и стоимость.

При выборе трансформаторов для ПС следует принимать только те из них, которые имеют встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РПН).

Число ячеек выключателей в ЦП принимают равным числу отходящих от него ВЛ. Число ячеек выключателей ПС на стороне ВН определяется типом схемы ПС. Типовые схемы ПС [5] приведены в приложении П4. Схема П4.1 предназначена для тупиковых нерезервированных радиальных линий; схема П4.2 - для ответвительных ПС в нерезервированных магистральных ВЛ; схема П4.3 - для всех ПС резервированных радиальных и магистральных сетей; схемы П4.4 и П4.5 - для проходных ПС замкнутых сетей (для сети 35 кВ только П4.5); схемы П4.6 - для узловых ПС 35 кВ, П4.7 - для узловых ПС 110-220 кВ с количеством отходящих линий не более 6; схема П2.8 - для узловых ПС 110-220 кВ с количеством отходящих линий более 6, в курсовом проекте рекомендуется применять в ОРУ 110-220 кВ центров питания. На ПС с малым числом выключателей (три и менее) установка воздушных выключателей не рекомендуется.

Число ячеек выключателей на стороне низшего напряжения (НН) ПС определяют условно по нагрузке ПС, исходя из возможной передачи в режиме максимальной нагрузки по каждой линии до 3-4 МВА. Кроме этого, необходимо учесть вводные ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционные выключатели и выключатели КУ.

 

Вариант I. Радиально-магистральная сеть. Все подстанции, имеющие потребителей I категории, подключены двумя одноцепными линиями. ПС3, не имеющая потребителей I категории – двух-

54км

ИП

ИП

	12,9+j4,9

		14,4+j6,4

14,2+j6,4

5 1 54км63км

72км

5 1

	45км

9,8+j3,56

4 2 45км

		21,6+j7,52

9,8+j3,56

4 45км

21,6+j7,52

36км

3 36 2

3

	13,7+j6,57

Схема 1

Схема 2

		ИП

54км63км

12,9+j4,9

ИП

5

14,2+j6,4

1 63км

14,2+j6,4

54км

45км

45км 5 1

2 72км

4 45км

36км

9,8+j3,56

21,6+j7,52

63км 4 2

9,8+j3,56

3

ИП

13,7+j6,57

36км

21,6+7,52

63км

Схема3 3

13,7+j6,57

Схема4

\

-цепной ВЛ. Для всех подстанций использована схема тупиковых и ответвителъных ПС.

Вариант II. Радиально-магистральная сеть.

Вариант III. Кольцевая схема. Все понижающие подстанции выполнены проходными. Использована схема мостика с выключателями со стороны линий, что обосновывается тем, что, во-первых, для проходных подстанций в кольцевой схеме транзит не является основной задачей и, во-вторых, длина линий довольно значительна.

Вариант IV. Схема, содержащая кольцевую и магистральную сети.

 

2.3.4. Предварительный расчет установившихся режимов проектируемых вариантов сети промышленного района

 

Решением задачи расчета является ответ на вопрос о технической реализуемости варианта схемы сети. Расчет производят для каждого из рассматриваемых вариантов. При проектировании сети одновременно с разработкой вариантов схемы конфигурации решаются вопросы выбора номинального напряжения сети. Комплексное решение данных вопросов требует определения потоков мощности по ВЛ в нормальном и послеаварийных режимах по отдельным участкам и напряжению в узлах сети.

На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов схемы нагрузки в узлах сети определяют приближенно, без учета потерь мощности в трансформаторах и реактивной мощности, генерируемой линиями. Исходными данными для расчета потокораспределений в нормальном и послеаварийных режимах на данном этапе проектирования являются нагрузки ПС на стороне НН.

Приближенный расчет потокораспределений производят без учета потерь мощности в элементах сети, при условиях равенства напряжений вдоль ветвей схемы номинальному и однородности сети.

Расчет потоков мощности в магистральных сетях проводится в направлении от наиболее электрически удаленной ПС к ЦП путем последовательного суммирования расчетных нагрузок в узлах сети. В простых замкнутых сетях нагрузки ПС учитывают в узлах замкнутой сети ВН и определяют потоки мощности на головных участках пропорционально длине участков сети и, исходя из условий баланса мощности, находят потоки мощности на других участках.

В процессе расчета потоков мощности на головных участках линии с

двухсторонним питанием используют уравнения [1, с.138]:

; ; (2.14)

где , - поток мощности в сеть на головных участках отисточников питания А и В соответственно;

- нагрузка i-й ПС;

, - сопряженные комплексы сопротивлений линий от i-й ПС до источников питания В и А соответственно;

- сопряженный комплекс суммарного сопротивления всех линий сети с двухсторонним питанием между источниками А и В;

N - количество ПС в сети с двухсторонним питанием.

На данном этапе расчета сечения проводов F_i, а, следовательно, и их сопротивления Z _i - неизвестны. Допуская, что сечения проводов ВЛ одинаковы, в формулу (2.14) подставляют длины линий 1_i, вместо сопротивлений Z _i.

; ; (2.15)

 

Для расчета по формулам (2.14), (2.15) кольцевую сеть представляют в виде линии с двухсторонним питанием. При этом, кольцевую сеть разрывают в ЦП, заменяя источник питания в ЦП двумя источниками питания: А и В.

При расчетах режимов сложных замкнутых сетей может быть использован метод преобразования сети. Этот метод заключается в том, что сеть постепенными преобразованиями приводится к ВЛ с двухсторонним питанием, в которой находят распределение мощностей, как в простой замкнутой сети. Затем развертыванием схемы определяют распределение мощностей в исходной сети [1].

Преобразование сложной замкнутой сети основано на использовании следующих эквивалентных преобразований: замены нескольких ветвей одной эквивалентной, переноса нагрузок (исключение узла), преобразование треугольника в звезду и обратно. Например: эквивалентирование двух параллельных ветвей производят по выражению:

. (2.16)

При проведении эквивалентных преобразований и, в частности, расчетов по формуле (2.16) оперируют значениями длин линий вместо сопротивлений так, как это сделано в формуле (2.15).Перенос нагрузки определяют по уравнению расчета мощности на головных участках линии с двухсторонним питанием по (2.15).

На основании предварительной оценки расчетных нагрузок линий производится выбор номинального напряжения. Номинальное напряжение U_НОМ определяется, в основном, передаваемой активной мощностью Р (МВт) и длиной 1 (км).

Для ориентировочного определения величины экономически целесообразного напряжения линий U_НОМ (кВ) можно воспользоваться эмпирической формулой, предложенной Г.А. Илларионовым:

. (2.17)

Однако, автоматически пользоваться данной формулой недопустимо. Необходимо учитывать диапазоны фактически передаваемых по одной цепи ВЛ мощностей при том или ином номинальном напряжении, а также предельные протяженности ВЛ. Так, например, для ВЛ 110 кВ при диапазоне сечений проводов от 70 до 240 мм² передаваемая мощность лежит в пределах от 15 до 65 МВт при предельной длине ВЛ до 150 км. Для ВЛ 220 кВ при сечениях 240 - 400 мм² диапазон мощностей лежит в пределах от 100 - 200 МВт при предельной длине ВЛ до 250 км.

Рекомендуется выполнять проектируемую сеть с одним уровнем напряжения. При этом определяющим следует считать номинальное напряжение, полученное по (2.17) для более загруженных головных участков.

Зная потоки мощностей по ВЛ номинальное напряжение U_НОМ, можно перейти к выбору сечений проводов. Для этого определяют токи в ВЛ:

, (2.18)

где