Энерг. системы и сети Плешкова

Порядок расчета при этом следующий.

1. Определяются токи Imax ij на участках сети в режиме ее максимальных нагрузок, А:

		P2		+ Q2
Imax ij =		ij		ij		×103 ,	(2.10)
	n ×
			3 ×Uном

где Рij, Qij – активная и реактивная мощности в линии i - j в режиме максимальных нагрузок, МВт, Мвар;

n – количество цепей или параллельных линий на данном участке; Uном – номинальное напряжение линии, кВ.

2. Определяется расчетная токовая нагрузка линии:

I pij = Imax ij ×a1 ×aT ,

(2.11)

где α1 - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линий, для ВЛ напряжением 110-220 кВ принимается равным

1,05; для ЛЭП 35 кВ – 1;
αТ - коэффициент, учитывающий число часов						использования
максимальной нагрузки Тнб , который принимается по табл. 2.5
			Значение коэффициента αТ			Таблица 2.5
	Тнб		до 4000 ч	4000 – 6000 ч		более 6000 ч
	αТ		0,8	1,0		1,3

Полученное значение тока I pij сравнивается со значениями предельных

экономических токовых нагрузок, приведенных в табл. 2.6. В данной таблице для каждого сечения провода Fk указаны два значения предельного тока Iпр.к−1

и Iпр.к - граничные значения токовых интервалов. При токе Iпр.к−1< I pij < Iпр.к сечение провода Fk характеризуется меньшими значениями приведенных

затрат на сооружение и эксплуатацию воздушной линии, т.е. является экономически выгодным.

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Проверка по

нагреву должна выполняться для наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети. Для двухцепных линий или для двух параллельных

одноцепных линий электропередачи это будут отключения одной цепи или линии, для замкнутых схем необходимо определить токи в линиях при поочередном отключении головных участков. Совпадение аварийных отключений двух и более линий считается маловероятным. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов, необходимо сравнить с допустимыми по нагреву для данной линии электропередачи [1, стр. 106; 3,

стр. 294].

Таблица 2.6

Экономические интервалы токовых нагрузок

Uном,	Тип опор	Материал	Район	Предельная токовая нагрузка на одну цепь, А,
кВ		опор	по го-				при сечении, мм2
			лоледу	70	95	120		150	185	240	300	400
		железобе	I –II	-	100	155		200
	Одно-	тон	III-IV	-	95	140		200
	цепные	сталь	I-II	70	125	135		200
35			III-IV	-	115	125		200
		железобе	I-II	80	115	170		180
	Двух-	тон	III-IV	65	90	165		180
	цепные	сталь	I-II	75	125	140		180
			III-IV	55	100	120		180
		железобе	I-II	55	-	135		185	220	370
	Одно-	тон	III-IV	-	-	125		150	230	370
	цепные	сталь	I-II	55	115	-		185	215	370
110			III-IV	-	85	110		165	200	370
	Двух-	железобе	I-II	65	105	150		190	215	340
		тон	III-IV	55	80	150		170	210	340
	цепные	сталь	I-II	60	115	-		205	220	340
			III-IV	45	90	110		180	210	340
	Одно-	железобе	I-II							280	385	480
	цепные	тон, сталь	III-IV
220
	Двух-	сталь	I-II							305	375	460
	цепные		III-IV

Если послеаварийный ток больше допустимого для данной марки провода, то следует выбрать провода с большим сечением.

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения

до электрически наиболее удаленного пункта в сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15 %, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий – 20 %.

Если потери напряжения будут больше указанных допустимых значений, то такой вариант сети необходимо исключить из дальнейшего рассмотрения, так как обеспечение необходимого уровня напряжения у

потребителей при этом потребует чрезмерно больших затрат на установку устройств регулирования напряжения и данный вариант сети будет экономически нецелесообразным.

В этом случае рекомендуется обратиться к одному из вариантов,

намеченному ранее или перейти к более высоким значениям номинального напряжения линий.

Для сокращения объема ПЗ подробный расчет потокораспределения в сети и описание выбора сечений рекомендуется приводить только для одного варианта, имеющего замкнутый контур. Результаты расчета остальных вариантов сводятся в таблицы, примерами которых являются табл. 2.7 и 2.8.

Для каждого варианта необходимо привести расчет потерь напряжения от

центра питания до наиболее удаленного потребителя в сети одного номинального напряжения, как это сделано в примере 2.

Пример 2. Определить сечения сталеалюминиевых проводов воздушных линий электропередачи электрической сети, изображенной на рис. 2.3, методом экономических интервалов. ЛЭП выполнены на одноцепных железобетонных опорах во втором районе по гололеду. Номинальное напряжение 110 кВ. Длины линий указаны в километрах, мощности нагрузок – в МВ×А. Время использования максимальных нагрузок

Тнб = 4500 ч.

А	50 км	1	45 км

40 км

27+j14,9 МВ.А

Рис. 2.3

15км 20 км

2

15+j7,3 МВ.А

3

10+j4,8 МВ.А

4 20+j9 МВ.А

Центром питания для замкнутой части сети является узел 1. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линии с двухсторонним питанием (рис.2.4).

Рис.2.4. Линия с двухсторонним питанием

Предположив, что все участки этой					линии выполнены проводами
				.	.
одного сечения, можно определить S12 и S14 по длинам линий:
.			×(l23 + l34 + l14 )		.		.
S12 = S 2					+ S3 ×(l34 + l14 ) + S 4 ×l14 ;
.
				l12 + l23 + l34 + l14			(2.12)
.			.		.		+ l23 + l12 ) .
S14 = S 2			×l12 + S 3	×(l23 + l12 ) + S 4 ×(l34
.
				l12 + l23 + l34 + l14
1 l12 2 l23 3 l34 4 l14 1
	.		.	.	.
	S12 .		S23 .	S34 .	S14

S2 S3 S4

	.		(15 + j7,3 )×( 20 +15 + 40 ) +(10 + j4,8 )×(15 + 40 ) +( 20 + j9 )× 40
	S12	=			= 20,62 + j9,76;
			( 45 + 20 +15 + 40 )
	.		(15 + j7,3 )× 45 +(10 + j4,8 )×65 +( 20 + j9 )×80
	S14	=		= 24,38 + j11,34.
			120

Проверка:

.	.	.	.	.	45 + j21,1 = 45 + j21,1.
S12	+ S14	= S 2	+ S 3+ S 4 ;
На других участках сети распределение мощностей определяется по
первому закону Кирхгофа:
.				.	.
S 23 = 5,62 + j2,46;				S 34 =	4,38 + j2,34; S A1 = 72 + j36.
В нормальном режиме работы сети наибольший ток в каждой линии
определяется по формуле (2.10), А:

	Imax A 1 =		722 + 362			×103 = 211,3; Imax12 =		20,622 + 9,762			×103 =119,7
		2× 3 ×110						3 ×110

Результаты остальных расчетов сведены в табл. 2.7. При определении расчетной токовой нагрузки по формуле (2.11) приняты коэффициенты:

			α1 =1,05;		αТ =1.			Таблица 2.7
		Выбор сечений проводов линий электропередачи
Лин	Количе	.	Uном ,	Imax,	Ip,	Марка	Iдоп,	Iпав,	Отключ
ия	ство	S , МВ×А	кВ	A	A	провода	А	А	ение
	цепей								линии
А-1	1 + 1	72+j36	110	211,3	221,8	АСО-240	605	422,5	одной
									А-1
1-2	1	20,63+j9,76	110	119,7	125,7	АС-120	380	260,8	1-4
2-3	1	5,62+j2,46	110	32,2	33,8	АС-70	265	173,3	1-4
								(87,5)	(1-2)
3-4	1	4,38+j2,34	110	26,1	27,4	АС-70	265	115,1	1-4
								(145,8)	(1-2)
1-4	1	24,38+j11,34	110	141,1	148,2	АС-150	445	260,8	1-2

Примечание: *) 1 + 1 – две одноцепные линии.

Проверку выбранных проводов по нагреву для данной сети необходимо провести для трех послеаварийных режимов:

1.Отключение одной цепи ВЛ на участке А-1. Этот режим характеризуется увеличением в два раза тока, протекающего по оставшейся в работе цепи линии А-1.

2.Отключение линии на участке 1-2 (рис. 2.5).

А 1 .

32

				.
.
				43
	А1
		27+j14,9		.
				14

2

15+j7,3

3

10+j4,8

4

20+j9

Рис.2.5. Послеаварийный режим сети при отключении участка 1-2

Потокораспределение в сети в данном режиме определится по первому закону Кирхгофа:

.	= 72 + j36;	.	= 45 + j21,1;	.	= 25 + j12,1;	.	= 15 + j7,3.
S A 1		S14		S 43		S 32

Соответствующие этим мощностям токи приведены в табл. 2.7.

3. Отключение линии на участке 1-4. Расчет потокораспределения проводится аналогично режиму 2.

Отключение линий на участках 2-3 и 3-4 не приведет к значительным увеличениям токов в сети, поэтому данные режимы рассматривать нецелесообразно.

Сравнение послеаварийных токов каждой линии с допустимыми по нагреву Iдоп показало, что все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами.

Потери напряжения в процентах на участке i-j определяются по

формуле

DU		=	Pij × r0 ij + Qij	× x0 ij	×l ×100 ,	(2.13)
			n ×Uном2
	ij				ij

где r0 ij, x0 ij – погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода по [2, табл. П.1 и П.2], Ом/км.

Для линии А-1, выполненной проводами марки АСО-240, r0 = 0,13 Ом/км,

x0 = 0,405 Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

DUA 1 = 72×0,13 + 36×0,405 ×50×100 = 4,95 . 2×1102

При отключении одной цепи линии А-1 U A 1 увеличится вдвое, т.е.

U Апав1 =9,9 %.

Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в табл. 2.8.

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы

напряжение у самого удаленного приемника в электрической сети не выходило за нижний допустимый предел. Поэтому необходимо рассчитать суммарные потери напряжения в сети одного Uном от центра питания, в

котором осуществляется регулирование напряжения, до электрически удаленного узла и сравнить их с допустимой величиной.

Таблица 2.8

Результаты расчета потерь напряжения

Ли	Uном	F,	l,	r0,	x0,	Нормальный					Послеаварийный
ни	,						режим					режим
я	кВ	мм	км	Ом	Ом/
						Р,	Q,		U,	Р,	Q,	U,		Отключен
		2		/км	км	МВт	Мва		%	МВт	Мва	%		а линия
							р				р
А1	110	240	50	0,1	0,40	72,0	36,0		4,95	72	36	9,9		одна цепь
				3	5	0	0							А1
12	110	120	45	0,2	0,42	20,6	9,76		3,68	45	21,1	7,87		14
				7	7	3
23	110	70	20	0,4	0,44	5,62	2,46		0,61	30	13,8	3,29		14
				6	4					15	7,3	1,67		12
34	110	70	15	0,4	0,44	4,38	2,34		0,38	20	9	1,64		14
				6						25	12,1	2,09		12
14	110	150	40	0,2	0,42	24,3	11,3		3,27	45	21,1	6,05		12
				1		8	4

Для рассматриваемого примера таким узлом в нормальном режиме работы является точка потокораздела – пункт 3, следовательно, должно

выполняться условие

U А 3 ≤		Uдопнорм ,
U A3	=	U A1 +		U12 + U13 или
U A3 = U A1 +				U14 + U43;
U A3	= 4,95		+ 3,68 + 0,61 = 9,24 %;		9,24 % <15 %;
U A3	= 4,95		+ 3,27 + 0,38 = 8,6 %;		8,6 % <15 %.

Различие в величине суммарных потерь напряжения от центра питания “А” до точки потокораздела 3, полученное выше, объясняется принятым при

расчете потокораспределения допущением о равенстве сечений проводов на всех участках замкнутой сети и расчету Uij по номинальному напряжению

Uном , а не по действительному.

В послеаварийных режимах потери напряжения также не должны превышать допустимую величину Uдоппав = 20 % .

В первом послеаварийном режиме

U Апав3	≤ Uдоппав ,
где U Aпав3 = U Aпав1 +	U12 + U23 ,

U Aпав3 = 9,9 + 3,68 + 0,61=14,19 %.

Во втором послеаварийном режиме удаленным будет являться узел 2.

U Апав2 ≤ Uдоппав ,

где U Aпав2 = U А1 + U14пав + U43пав + U32пав ,

U Апав2 = 4,95+ 6,05+ 2,09 +1,67 =14,76 %.

В третьем послеаварийном режиме суммарные потери напряжения:

U Апав4 = U А1 + U12пав + U23пав + U34пав ,

U Апав4 = 4,95 + 7,87 + 3,29 +1,64 = 17,75 %.

Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимого значения.

В результате можно сделать вывод, что выбранные методом

экономических интервалов сечения проводов воздушных линий электропередачи удовлетворяют условиям работы как в нормальном, так и в послеаварийных режимах.

2.5. Выбор главных схем электрических соединений подстанций

Выбор главной схемы электрических соединений подстанции является важным этапом при ее проектировании и зависит от типа подстанции, числа отходящих и питающих подстанцию линий, классов напряжений этих линий, конфигурации реконструируемой электрической сети, а также от способа управления и обслуживания проектируемой подстанции.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района и других внестадийных работ по развитию электрических сетей и должна:

а) обеспечивать требуемую надежность электроснабжения

потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

б) учитывать перспективу развития; в) допускать возможность постепенного расширения

распределительных устройств всех напряжений; г) учитывать требования противоаварийной автоматики;

д) обеспечивать возможность проведения ремонтных и

эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений.

Курсовое проектирование предполагает выполнение следующих проектных процедур: составление структурной схемы, выбор числа и мощности трансформаторов, выбор схемы электрических соединений распределительных устройств (РУ) всех напряжений.

2.6. Структурные схемы подстанций. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций

Структурной называют схему трансформаторных соединений между РУ основных напряжений.

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети низшего напряжения (НН) и создания пунктов соединения сети высшего напряжения (ВН). Единой классификации подстанций, установленной нормативными документами, не существует. В зависимости

от способа присоединения подстанций к сети ВН их можно подразделить на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.

Типовые структурные схемы подстанций с тремя или двумя напряжениями приведены на рис. 2.6. На подстанции с двухобмоточными трансформаторами (рис. 2.6 а) электроэнергия от системы поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями, присоединенными к РУ НН. При наличии потребителей электроэнергии, получающих питание от РУ двух напряжений НН (6 или 10 кВ) и среднего напряжения (СН) (35кВ), применяют схемы с трехобмоточными трансформаторами (рис. 2.6 в). Применять понижающие трехобмоточные автотрансформаторы экономически всегда выгоднее, чем трехобмоточные трансформаторы, но их применение возможно только в тех случаях, когда сети ВН и СН работают с заземленными нейтралями (рис. 2.6 б).

Выбор структурной схемы подстанции производится с учетом типа подстанции, количества трансформаторов или автотрансформаторов, а также количества РУ различных классов напряжений.

а)	~	б)	~				в)
							~
	РУ ВН		РУ ВН	РУ		СН	РУ ВН	РУ		СН

РУ НН

РУ НН

РУ НН

Рис.2.6. Структурные схемы подстанций

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуются два средних напряжения.

При выборе числа трансформаторов на подстанциях руководствуются мощностью нагрузки и ответственностью потребителей электроэнергии, а

также наличием и мощностью резервных источников питания в сетях СН и НН.

Допускается применение однотрансформаторных подстанций при обеспечении требуемой надежности электроснабжения потребителей.

Установка одного трансформатора возможна в следующих случаях:

-от подстанции питаются неответственные электроприемники, причем

на случай отказа трансформатора предусмотрен централизованный трансформаторный резерв с возможностью замены поврежденного трансформатора в течение суток;

-для резервирования питания потребителей первой и второй категорий

всетях СН и НН имеются вторые источники питания достаточной мощности,

причем для потребителей первой категории обеспечен автоматический ввод резерва (АВР).

Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводится лишь со стороны ВН либо мощности существующего резервного источника не достаточно для покрытия нагрузки потребителей первой и второй категорий, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов.

Трансформаторы подстанций должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии

трансформаторов с устройством РПН допускается использование регулировочных трансформаторов.

При питании потребителей от обмоток НН автотрансформаторов для независимого регулирования напряжения на шинах всех РУ следует предусматривать установку линейных регулировочных трансформаторов

(ЛР).

На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается с учетом возможности систематических перегрузок.

Систематические перегрузки – это такие перегрузки, которым трансформатор может подвергаться систематически (ежесуточно в часы суточного максимума нагрузок), причем износ изоляции за рассматриваемый период не превышает номинального.

Если трансформатор в течение некоторого времени работает с нагрузкой менее номинальной, то износ его изоляции идет замедленно по отношению к расчетным условиям. За счет этого трансформатор можно перегрузить на каком-то другом отрезке времени, т.е. пойти на усиленный против номинального износ изоляции, но так, чтобы суммарное число отжитых часов равнялось расчетному.

Расчеты систематических перегрузок трансформаторов производятся в

соответствии с [8]. Для удобства и простоты таких расчетов рекомендуется пользоваться справочными данными [9] или таблицей П 9. В случае

двухступенчатого графика нагрузки порядок определения допустимой перегрузки трансформатора следующий:

1) в соответствии с максимальной расчетной нагрузкой намечается тип и номинальная мощность трансформатора SТном и вычисляется его

перегрузка

К2 =	Smax	,
	SТном

где Smax - мощность, соответствующая высшей ступени графика

нагрузки; 2) определяется коэффициент начальной загрузки

К1 =	S1	,
	SТном

где S1 - мощность, соответствующая нижней ступени графика нагрузки;

3) по таблицам допустимых перегрузок для известной температуры окружающей среды, длительности перегрузки и коэффициента начальной

загрузки трансформатора определяется коэффициент допустимой перегрузки К2доп (промежуточные значения коэффициента определяются с помощью

линейной интерполяции); 4) сравнивая расчетный коэффициент К2 и допустимый К2доп ,

делается заключение о допустимости такого режима для выбранного трансформатора ( К2 ≤ К2доп ).

Если трансформатор круглый год работает с одинаковым суточным графиком нагрузки, то при оценке допустимых перегрузок принимают годовую эквивалентную температуру охлаждающей среды. Если летний график нагрузки трансформатора отличается от зимнего, то следует

воспользоваться сезонными эквивалентными температурами охлаждающей среды и определять отдельно допустимость соответствующих перегрузок зимой и летом.

Пример 3. Требуется выбрать тип и мощность трансформатора на однотрансформаторной подстанции 110/10 кВ, для которой дан многоступенчатый график нагрузки, приведенный на рис. 2.7 а. Эквивалентная температура равна 0 °С.

а)																								б)
S, МВ.А																								S, МВ.А
25																								25
				18									20																20
20																								20
																											14,6
15																								15
									14
10																								10
	4
5																								5
0																								0
	4 8										12 16 20 t,ч														4 8 12 16 20 t,ч

Рис. 2.7. Графики нагрузки подстанции