Энерг. системы и сети Плешкова

Параметры нагрузок подстанций							таблица 2.3
Пункт	1	2		3		4		5
Наибольшая зимняя	40	9		22		16		8
нагрузка Р, тыс. кВт
Коэффициент мощности	0,75	0,83		0,84		0,85		0,85
нагрузки соsϕ
Состав потребителей:	25	-		-		30		-
1 категории (%)
2 категории (%)	25	40		30		35		-
3 категории (%)	50	60		70		35		100
А				4
		1				2

5 км

3

5

Рис. 2.2

В соответствии с рекомендациями, приведенными в пункте 2.1, предложено шесть вариантов сети, показанные на рис.2.3. Длины участков приведены с учетом непрямолинейности трасс воздушных линий.

При составлении вариантов руководствовались следующими соображениями. Узловая подстанция "А" находится в северо-западной части района, а потребители расположены, в основном, в восточной и юго- восточной частях. Наиболее мощный пункт потребления, которым является точка "1", расположен в центральной части, поэтому во всех вариантах предлагается строительство линии "А-1". Исполнение линии определено из

условия обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей первой и второй категории. Из конфигурации предложенных вариантов видно, что по линии "А-1" будет протекать мощность всех потребителей электроэнергетического района, а мощности заданного

оперативного резерва недостаточно для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей первой категории, получающих питание с шин подстанций 1 и 4. Поэтому для всех предлагаемых вариантов линия "А- 1" выполняется двумя параллельными одноцепными линиями ("1+1").

А

25 МВт

4

А

33 МВт

4

"1+1"

"1+1"

9 МВт

17 МВт

1

1

"1+1"

"1+1"

95 МВт

95 МВт

39 км

19 км

"2"

39 км

19 км

"2"

15 км

2

15 км

2

16 км

30 МВт

16 км

22 МВт

8 МВт

"2"

3

8 МВт

"2"

3

18 км

21 км

5

5

а)

б)

А

23,14 МВт

4

А

16 МВт

4

"1+1"

7,14 МВт

"1+1"

1

19 км

95 МВт

1

"1+1"

95 МВт

39 км

15 км

39 км

19 км

16,34 МВт

16 км

2

23 км

2

т

В

16 км

1

6М

20 км

,8

8 МВт

31,86 МВт

3

20 км

22,66 МВт

3

т

18 км

8 МВт

В

М

6

5

,6

21 км

0

5

в)

г)

А

25,43 МВт

4

А

25 МВт

4

"1+1"

9,43 МВт

"1+1"

1

1

"1+1"

95 МВт

19 км

95 МВт

39 км

39 км

15 км

19 км

16 км

2

30 МВт

2

т

В

т

М

В

7

М

,5

9

7

8 МВт

16 км

"2"

29,57 МВт

20 км

3

"2"

20 км

18 км

3

8 МВт

21 км

5

5

д)

е)

Рис. 2.3

Во всех вариантах потребители подстанции 5 получают питание по одноцепной воздушной линии, что не противоречит положениям ПУЭ, так как от подстанции 5 получают питание потребители только третьей категории. В вариантах, изображенных на рис. 2.3,а, рис. 2.3,в и рис. 2.3,е предполагается строительство линии "3-5" протяженностью 21 километр. А для остальных вариантов (рис. 2.3,б, рис. 2.3,г и рис. 2.3,д) предусмотрена линия "2-5", протяженностью 18 километров.

Для электроснабжения потребителей подстанций 2, 3 и 4 необходимо сооружение резервируемых сетей, которые могут быть организованы путем

строительства параллельных участков или созданием кольцевых фрагментов сети. Первое обстоятельство реализовано в вариантах, изображенных на рис. 2.3,а, рис. 2.3,б, рис. 2.3,е и частично рис. 2.3,г. Эти варианты можно охарактеризовать как магистрально-радиальные резервированные сети. При

этом линия "1-4" выполнена по схеме "1+1" (две параллельно идущие одноцепные линии), так как на подстанции 4 имеются потребители первой категории. Питание потребителей подстанций 2 и 3, с целью сокращения капитальных вложений, осуществляется по воздушным линиям с установкой двух цепей на одной двуцепной опоре (вариант исполнения "2"). Суммарная длина линий, для питания потребителей подстанций 2, 3, 4 и 5 в однофазном исполнении по вариантам рис. 2.3,а и рис. 2.3,б составляет 121 километр и 118 километров соответственно, а по варианту рис. 2.3,е -131 километр.

В вариантах, представленных на рис. 2.3,в, рис. 2.3,г, рис. 2.3,д, резервирование питания организовано за счет создания кольцевых участков. При этом суммарная длина линий, питающих подстанции 2, 3, 4 и 5 в однофазном исполнении, для вариантов на рис. 2.3,в и рис. 2.3,д в однофазном исполнении составляет 91 километр и 88 километров соответственно, аналогичная величина для варианта на рис. 2.3,г составляет 115 километров.

Для сопоставления предлагаемых вариантов с целью выявления наиболее целесообразного из них по минимальной протяженности линий в табл. 2.4 приведены результаты расчетов суммарных длин линий в однофазном исполнении с учетом непрямолинейности их трасс.

Как следует из таблицы, наименьшую протяженность будут иметь линии при сооружении сети по варианту, изображенному на рис. 2.3, д. Самым неблагоприятным с этой точки зрения является вариант рис. 2.3, е, чья протяженность более чем на 25 % превышает аналогичное значение для варианта рис. 2.3, д. Однако окончательное решение об исключении варианта

из дальнейшего рассмотрения следует принимать после анализа загруженности участков сети. Для этого необходимо провести предварительные расчеты перетоков активной мощности, которые также необходимы для выбора номинального напряжения участков сети.

таблица 2.4

Суммарная протяженность линий в одноцепном исполнении в километрах

рис. 2.3	а	б	в	г	д	е
Протяж	2(39+16+	2(39+16+	2×39+16+	2(39+19)+	2×39+16+	2(39+16+
енность	+19+15)+	+19+15)+	+20+19+	+16+23+	+20+19+	+19+20)+
линий,	+21=199	+18=196	+15+21=	+20+18=	+15+18=	+21=209
км			=169	=193	=166

Потокораспределение активной мощности на магистрально- радиальных участках сети определяется по первому закону Кирхгофа. Расчеты начинают с наиболее удаленных точек сети, последовательно приближаясь к точке питания (подстанция "А"). Так для варианта, показанного на рис. 2.3,а, продвигаясь от точек 5 и 2, определены перетоки

активной мощности на участках сети "3-5", "1-3" и "4-2", "1-4", а затем и на участке "А-1".

Перетоки активной мощности в замкнутой части сети определяются из условия, что все участки, входящие в замкнутых контур, выполнены проводами одного сечения, поэтому мощности на головных участках можно определить по длинам линий.

Центром питания для замкнутой части во всех вариантах является узел 1. Для варианта, представленного на рис.2.3,в, кольцевую часть сети можно представить в виде линии с двухсторонним питанием, мысленно разрезав ее по узлу 1. Тогда значения P13 и P14:

Р	=		(Р3 + Р5 )×(l32 + l24 + l14 ) + P2 ×(l24 + l14 ) + P4 ×l14			;
13			l13 + l32	+ l24 + l14
P	=	(Р3 + Р5 )×l13 + P2 ×(l32		+ l13 ) + P4 ×(l24 + l32 + l13 )	.
14			l13 + l32	+ l24 + l14
Р	= (22 + 8)×(20 +15 +19) + 9 ×(15 +19) +16 ×19 = 31,86;
13		16 + 20 +15 +19
P	= (22 + 8)×16 + 9 ×(20 +16) +16×(15 + 20 +16) = 23,14.
14		16 + 20 +15 +19
Проверка:
P13 + P14 = P2 + P3 + P4 + P5 ;				31,86 + 23,14 = 9 + 22 +16 + 8.

На других участках сети распределение мощностей определяется по первому закону Кирхгофа.

Перетоки активной мощности по участкам сети, определенные для всех вариантов, приведены на рис. 2.3. Проводя сравнительный анализ загруженности участков сети для различных вариантов, можно отметить незначительные перетоки активной мощности на участке "3-2" в варианте рис. 2.3,г. Данное обстоятельство может привести к ситуации, когда

выбранные по экономическим соображениям сечения проводов не будут удовлетворять требованиям по нагреву токами послеаварийных режимов или другим техническим критериям. А это потребует установки проводов большего сечения. Более того, неравномерная загрузка различных участков кольцевой части сети, как правило, увеличивает потери активной мощности в ней, что, в целом, ухудшает показатели сети и требует больших затрат на ее эксплуатацию. Исходя из этих соображений, целесообразно отказаться от варианта конфигурации сети, изображенного на рис. 2.3,г.

Варианты конфигурации сети, приведенные на рис. 2.3,в и рис. 2.3,д, в целом являются сопоставимыми, но в первом случае перетоки активной мощности по участкам замкнутой части сети имеют большие различия, чем во втором, к тому же, суммарная протяженность линий в варианте по рис. 2.3,в превышает аналогичную величину для варианта по рис. 2.3,д. Поэтому можно предположить, что вариант, изображенный на рис. 2.3,д, предпочтительнее.

Вариант на рис. 2.3,е следует исключить из рассмотрения по причине самой большой протяженности линий, что при сопоставимости перетоков

мощности приведет к большим потерям электроэнергии и более низким уровням напряжения в узлах подключения нагрузки, чем в других вариантах.

В результате рассмотрения вариантов, изображенных на рис. 2.3,а и рис. 2.3,б, можно предположить, что эти варианты являются конкурентно способными, так как оба обладают как рядом преимуществ, так и рядом недостатков. Так первый из них характеризуется большей протяженностью линий, однако при рассмотрении перетоков мощности можно констатировать тот факт, что мощность к потребителям подстанции 5 проходит по меньшему количеству участков (меньшая протяженность линий от подстанции "А" до подстанции 5). А это может вызывать меньшие потери мощности и электроэнергии по сравнению с другим рассматриваемым вариантом.

По результатам рассмотрения всех положительных и отрицательных сторон каждого из предложенных вариантов для дальнейшего рассмотрения следует оставить варианты, изображенные на рис. 2.3, а, рис.2.3, б и рис. 2.3,

д как наиболее полно удовлетворяющие основным экономическим критериям при сопоставимости технических показателей. Для

перечисленных выше вариантов конфигурации сетевого района необходимо определить целесообразные номинальные напряжения на каждом участке.

Во всех случаях линия "А-1" выполнена двумя одноцепными линиями, поэтому, используя формулу (2.1), определяем Uном линии "А-1":

Uном А−1 = 4,34× 39 +16 × 952 = 122,68 кВ.

Для линии "А-1" может оказаться целесообразным напряжение как 220 кВ, так и 110 кВ. Поэтому необходимо рассмотреть два варианта: Uном =220

кВ и Uном =110 кВ. Первый вариант будет характеризоваться большими

капитальными вложениями на сооружение линии и подстанции 1, но меньшими потерями мощности. Второй будет иметь меньшие капитальные затраты на сооружение сети, но при этом потери мощности и электроэнергии возрастут. А так как рассматриваемый участок является головным для всей сети, то перспектива развития всего сетевого района будет определяться пропускной способностью линии "А-1". При выполнении этой линии на напряжение 110 кВ она будет работать практически на пределе своих возможностей. Важным обстоятельством является и тот факт, что в этом случае при отключении одной из параллельных линий "А-1" в результате

аварийной ситуации уровни напряжения на всех подстанциях района существенно снизятся, что может привести к ухудшению качества отдаваемой потребителю электроэнергии. Это может вызвать необходимость

установки дополнительных средств регулирования напряжения на подстанциях либо применения проводов с сечениями, значительно превышающими экономически целесообразные, что негативно скажется на величине капитальных вложений.

Для электроснабжения потребителей подстанции 5 в двух вариантах предполагается строительство одноцепной линии "2-5" протяженностью 18 километров, по которой протекает мощность 8 МВт. Согласно формуле (2.1) ее номинальное напряжение составит:

Uном 2−5 = 4,34 × 18 +16×8 = 52,44 кВ.

Для линии "3-5" длиной 21 километр:

Uном 3−5 = 4,34 × 21+16 ×8 = 52,98 кВ.

Для этой линии необходимо рассмотреть два варианта: Uном =110 кВ и Uном =35 кВ. Для первого варианта будут больше капитальные вложения на

сооружение линии и подстанции 5, но меньше потери мощности и капитальные затраты на сооружение подстанций 2 или 3, на которых следует установить в этом случае двухобмоточные трансформаторы. Для второго варианта увеличатся потери мощности в сети, но уменьшатся капитальные затраты на линию и подстанцию 5. На подстанциях 2 или 3 потребуется установка трехобмоточных трансформаторов, что увеличит их стоимость. Окончательный выбор можно произвести только на основе технико- экономического сравнения.

При рассмотрении варианта рис. 2.3, а выбор напряжения для остальных участков производится аналогично по формулам (2.1) и (2.2).

Для двух одноцепных линий "1-4" протяженностью 19 километров

Uном 1−4 = 4,34× 19 +16× 252 = 64,23 кВ.

Для двухцепных линий "4-2" и "1-3"соответственно

Uном 4−2 =16× 49 ×15 = 54,54 кВ и Uном 1−3 = 16× 430 ×16 = 74,89 кВ.

Для кольцевой части сети, представленной в варианте рис. 2.3, д номинальные напряжения составят:

U	ном 1−3	= 4,34×	16 +16 × 29,57			= 95,98 кВ; Uном 1−4	= 4,34×	19 +16 × 25,43			= 89,56 кВ;
U		= 4,34×			= 51,56 кВ; Uном 4−2		= 4,34×			= 55,90 кВ.
	ном 3−2			20 +16×7,57					15 +16 ×9,43

Так как в кольце рекомендуется для всех участков принимать одинаковое номинальное напряжение, то следует выбрать номинальное напряжение 110 кВ.

2.3. Выбор мощности компенсирующих устройств

Обмен энергии в магнитных и электрических полях различных устройств переменного тока обуславливают потребление этими устройствами индуктивной или емкостной реактивной мощности.

Потребление емкостной реактивной мощности эквивалентно генерации индуктивной. Основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели, индукционные электрические печи, сварочные аппараты.

По аналогии с активной энергией для реактивной также различают полезное потребление и потери. Для питающих сетей энергосистем в качестве полезной принимается реактивная мощность, выдаваемая с шин вторичного напряжения понизительных подстанций. Основные потери

реактивной мощности имеют место в повышающих и понижающих трансформаторах.

Генерация реактивной мощности осуществляется в установках, которые можно подразделить на системные и потребительские. Системные установки – это синхронные генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, мощные батареи статических конденсаторов поперечного включения, линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше.

Потребительские установки – конденсаторные батареи, синхронные двигатели, работающие в режиме перевозбуждения, ИРМы – предназначены для улучшения коэффициента мощности отдельных предприятий.

Осуществляя генерирование реактивной мощности непосредственно в пункте ее потребления, эти установки обеспечивают разгрузку элементов энергосистемы от реактивных токов, что ведет к уменьшению потерь активной мощности и энергии, уменьшению потерь напряжения, повышению уровней напряжения.

Синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов, ИРМы называют компенсирующими устройствами, а выработку реактивной мощности этими устройствами – компенсацией реактивной мощности. В настоящее время

наблюдается рост потребления активной и реактивной энергии в промышленности, широкое применение находят новые приемники электрической энергии в коммунально-бытовом секторе. Это приводит к увеличению токов в существующих сетях и снижению уровней напряжения, поэтому компенсация реактивной мощности имеет большое значение.

В феврале 2007 года приказом Минпромэнерго России утвержден

порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности ( tg ϕ). В соответствии с этим приказом для всех потребителей электрической энергии (за исключением потребителей бытового назначения),

присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 150 кВт, в договоре энергоснабжения указывается предельное значение

коэффициента реактивной мощности tg ϕП , потребляемой в часы

максимальных нагрузок электрической сети. Значения tg ϕП определяются

для каждой точки присоединения потребителей электроэнергии к электрической сети в соответствии с табл. 2.3

Соблюдение указанных соотношений между активной и реактивной мощностью должно обеспечиваться потребителем электрической энергии либо осуществлением мероприятий, направленных на снижение потребления реактивной мощности, либо использованием устройств компенсации реактивной мощности. В случае несоответствия коэффициента мощности от указанных в договоре значений сетевая компания, а также поставщик

электроэнергии применяют повышающий коэффициент к тарифу на услуги

по передаче электрической энергии (в том числе в составе конечного тарифа на электрическую энергию).

Таблица 2.3

Предельные значения коэффициента реактивной мощности

Положение точки присоединения потребителя к	tg ϕП
электрической сети
напряжением 110 кВ	0,5
напряжением 35 кВ	0,4
напряжением 6 - 20 кВ	0,4
напряжением 0,4 кВ	0,35

Значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, установлены равным нулю.

В перечень вопросов, подлежащих рассмотрению в данном курсовом проекте не входит упорядочение технологического процесса предприятий, получающих электроэнергию от подстанций 1 – 6. Поэтому для соблюдения

соотношения между активной и реактивной мощностью следует предусмотреть установку компенсирующих устройств на шинах низшего напряжения подстанций. Для этого определяется реактивная мощность потребителей i – ой подстанции Qmax i , равная

Qmax i = Pmax i × tg ji ,

(2.3)

где Pmax i - значение заданной максимальной активной мощности нагрузки;

tg ji - коэффициент мощности нагрузки, определяемый по заданному значению cos ϕi .

Предельная реактивная мощность QП i , превышение которой повлечет увеличение тарифа на электроэнергию, определяется по tg ϕП

	QП i = Pmax i × tg jП .		(2.4)
Мощность	компенсирующих устройств QК i , устанавливаемых			на
каждой подстанции равна
	Qk i = Qmax i − QП i ,		(2.5)
где Qmax i -	реактивная мощность	потребителей	i-ой подстанции,
определяемая по	заданным значениям	максимальной	нагрузки Pmax i	и

коэффициенту мощности tgϕi .

Наиболее широкое распространение для компенсации реактивной мощности получили комплектные конденсаторные установки (ККУ). Характеристики ККУ, выпускаемых отечественными заводами, приведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Комплектные конденсаторные установки

Тип установки	Q, квар	Число	Uном, кВ
		ступеней
УКМ-10,5-400У1	400	1	10,5
УК-10,5-450ЛУ3	450	1	10,5
УК-10,5-900ЛУ3	900	1	10,5
УК-10,5-1125-ЛУ3	1125	1	10,5

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой подстанции, набирается параллельным включением серийно выпускаемых ККУ. При мощности компенсирующего устройства на одну секцию шин не менее 10 Мвар при напряжении 10 кВ и не менее 5 Мвар при напряжении 6 кВ экономически целесообразна установка синхронных компенсаторов, их характеристики приведены в [4].

Вкурсовой работе можно считать, что трансформаторы на

двухтрансформаторных подстанциях загружены одинаково и могут эксплуатироваться раздельно. Поэтому мощности ККУ, подключаемых к каждой секции низшего напряжения подстанции, рекомендуется выбирать

одинаковыми и равными половине суммарной мощности ККУ для подстанции.

Врезультате выбора типа и мощности компенсирующих устройств определяются расчетные нагрузки в пунктах потребления, которые используются для всех последующих расчетов при проектировании сети. Это максимальная зимняя нагрузка:

S&	= P	+ j(Q	− Q	) ,	(2.6)
max i	max i	max i	кн i

где Qкн i - номинальная мощность компенсирующих устройств на i-й

подстанции, включенных в режиме наибольших нагрузок.

Пример 2. Для электрической сети, изображенной на рис. 2.1., выполнить компенсацию реактивной мощности. Раздел балансовой принадлежности сетей на подстанции 5 проходит на напряжении 110 кВ, на остальных подстанциях – на напряжении 10 кВ. Трансформаторы на подстанциях 1-4 работают раздельно.

Для подстанции 1 реактивная мощность нагрузки QMAX 1 определяется по заданному значению коэффициента мощности, Мвар:

QMAX 1 = PMAX 1 ×tgj1

QMAX 1 = 40×0,62 = 24,8 .

Предельное значение реактивной мощности QП 1 равно, Мвар:

QП1 = PMAX1 ×tgjП1

QП1 = 40×0,4 =16 .

Мощность компенсирующих устройств, Мвар:

QК1 = 24,8 -16 = 8,8 .

По табл. 2.4 выбираются тип и количество комплектных конденсаторных установок. К каждой секции шин 10 кВ следует подключить по четыре установки УК-10,5-1125-ЛУ3, общей мощностью QКН1 равной 9,0 Мвар.

Расчетная нагрузка на шинах низшего напряжения подстанции 1 после

компенсации

SMAX1 = 40 + j( 24,8 −9,0 ) = 40 + j15,8.

Результаты расчета для остальных подстанций сведены в табл.2.5.

				Таблица 2.5
	Результаты расчета компенсации реактивной мощности
Параметр			Подстанция
	1	2	3	4		5
PMAX ,МВт	40	9	22	16		8
tgϕ	0,62	0,67	0,65	0,62		0,62
QНАГР ,Мвар	24,80	6,03	14,30	9,92		4,96
tgϕП	0,4	0,4	0,4	0,4		0,5
QП ,Мвар	16,00	3,60	8,80	6,40		4,0
QК ,Мвар	8,80	2,43	5,50	3,52		0,96
количество	8 (УК-10,5-	2 (УКМ-		4 (УК-10,5-		2 (УК-10,5-
и тип ККУ	×	×	6×(УК-10,5-900-ЛУ3)	×		×
	1125-ЛУ3)	10,5-400-У1)		900-У1)		450-ЛУ3)
QКН ,Мвар	9,00	2,50	5,40	3,60		0,90
SMAX ,МВА	40+j15,80	9+j3,53	22+j8,90	16+j6,32		8+j4,06

2.4. Выбор сечений и марок проводов линий электропередачи

Выбор сечений проводов воздушных линий (ВЛ) электропередачи при

проектировании электрических сетей в течение многих лет производился по экономической плотности тока jэ, значения которой приведены в [2, 3, 4] в зависимости от района страны, типа проводника и времени использования наибольшей нагрузки Тнб. В настоящее время этот метод применяют при выборе сечений кабельных линий напряжением Uном > 1кВ и сечений проводов воздушных линий 6-20 кВ. При выборе сечений проводов ЛЭП напряжением 35 кВ и выше данный метод может приводить к ошибкам, поскольку основан на ряде не вполне обоснованных допущений: линейной зависимости капитальных вложений от сечения проводов ВЛ,

предположении о непрерывности сечения проводов в выражении приведенных затрат. Экономическая плотность тока не зависит от номинального напряжения, материала и типа опор ВЛ и т.д.

Поэтому в настоящее время рекомендован метод выбора сечений проводов линий 35-750 кВ по экономическим интервалам токовой нагрузки, свободный от перечисленных недостатков.