Алгоритм расчета с использованием метода эквивалентирования.
Все выполняемые при эквивалентировании операции могут быть разбиты на следующие этапы:
Анализ задачи и выбор исходных условий эквивалентирования. На этом этапе выявляется множество существенных величин, характеризующих исследуемое явление, определяется совокупность параметров подлежащих эквивалентированию, определяется вид применяемого метода эквивалентирования, обосновывается применение исходных законов сохранения, математическая формулировка которых позволяет записать исходные условия эквивалентирования.
Подбор конструкций эквивалента. Конструкция эквивалента подбирается с учетом специфики решаемой задачи, удобства многократного использования эквивалента и простоты математической формулировки исходных законов сохранения.
Получение основных условий эквивалентирования. Этот этап может быть выполнен после выполнения 1,2 этапов, поскольку основные условия эквивалентирования получаются на основе исходных условий и известной конструкции.
Выбор дополнительных условий эквивалентирования. Целью этого этапа является приведение в соответствие числа параметров эквивалента и числа условий эквивалентирования (уравнение эквивалентирования).
Определение параметров эквивалента. В общем случае параметры эквивалента находятся в результате решения системы уравнений, которые составлены из основных и дополнительных условий эквивалентирования.
Решение задачи с использованием эквивалента. На этом этапе проверяется возможность многократного применения эквивалента. В ряде задач этот этап является завершающим.
Перенос результатов, полученных с помощью эквивалента на оригинал.
Оценка эффективности эквивалентирования. На восьмом этапе выполняется проверочный расчет. В теоретическом плане наиболее сложные первые два этапа.
Условия эквивалентирования - это равенства (или функциональные соотношения между параметрами состояния, записанные для оригинала и его эквивалента). Обычно условия эквивалентирования выбираются по тем существенным процессам и факторам, которыми характеризуется оригинал и которые необходимо сохранить в эквиваленте при решении конкретных задач. Все условия эквивалентирования подразделяются на исходные, основные и дополнительные. Исходные и основные условия могут отличаться по форме, но в отношении этих условий эквивалент должен быть точным заменителем оригинала. Число уравнений Yо по основным условиям эквивалентирования определяет минимально-возможное количество параметров эквивалентов.
(5.1)
Все остальные условия необходимые для однозначного перехода от оригинала к эквиваленту относят к дополнительным условиям (Yд).
Число уравнений по дополнительным условиям:
(5.2)
Из курса «Теоретические основы электротехники» известно, что состояние части электрической цепи не изменится, если в другой части цепи произвести эквивалентные преобразования, так чтобы токи и потенциалы на границе соединения частей остались без изменения.
Практический интерес представляет собой эквивалентные замены частей схем, при которых:
Замены справедливы для нескольких возможных режимов.
Выполняются условия энергетической эквивалентности исходной подсхемы и эквивалента.
Стремясь решить проблему эквивалентирования активных цепей переменного тока, исследователи принимают внешне различные исходные условия эквивалентирования, но все эти условия объединяет закон сохранения энергии.
Для любой активной части цепи (в общем случае) можно записать уравнение баланса мощности:
(5.3)
где Рпот - суммарные потери мощности.
При замене исходной части сети ее эквивалентом должны выполняться следующие условия энергетического эквивалента:
;
; (5.4)
Выполнение условий (5.4) для различных режимов цепи представляет собой математическое выражение принципа инвариантности мощности.
Из-за наличия зависимости (5.3) при условиях (5.4) независимыми являются только второе условие. Это позволяет наметить следующие три возможных подхода к определению исходных условий эквивалентирования:
Инвариантность мощности на выходе, инвариантность потерь мощности.
Инвариантность мощности на входе и выходе.
Инвариантность мощности на входе и потерь мощности подсистемы.
Эквивалентирование активных подсхем по комплексной мощности при одном узле примыкания.
Рисунок 5.1 – Схема эквивалентирования активных подсхем
при одном узле примыкания
В случае одного узла примыкания (К) в качестве исходных условий эквивалентирования примем:
- инвариантность комплексной мощности, поступающей в узел примыкания К от исходной подсхемы и эквивалента
; (5.5)
- нвариантность суммарной комплексной мощности источника для исходной подсхемы и эквивалента
; (5.6)
- независимость параметров эквивалентной подсхемы от режима не преобразованной части системы
. (5.7)
Это значит, что эквивалент должен быть одним и тем же при любом напряжении узла примыкания.
Можно предложить следующие три схемы эквивалента:
Рисунок
5.2- Первая схема эквивалентирования
Рисунок 5.3- Вторая схема эквивалентирования
Рисунок 5.4- Третья схема эквивалентирования
Основной принцип эквивалентирования, реализованный в программе RastrWin таков: не должен измениться режим сохранившейся части схемы, т.е. в ней до и после эквивалентирования должны быть одни и те же напряжения узлов и мощности ветвей.
Обычно эквивалентирование основано на известном преобразовании многолучевой звезды в многоугольник. Для получения эквивалента необходимо отметить либо эквивалентируемые, либо сохраняемые узлы с помощью команд редактора (первое поле O в таблице узлы) индивидуально, либо Групповая коррекция, Установить требуемые параметры эквивалентирования (меню Расчет – Параметры –Эквивалент) и выполнить команду Эквивалент в меню Расчет.
Эквивалентирование требует предварительно сбалансированного режима; если режим не сбалансирован, автоматически выполняется предварительная балансировка. Эквивалентирование не может быть выполнено для разошедшегося расчета режима. Эквивалентная схема становится текущей, замещает исходную и является сбалансированной.
Следует заметить, что все методы эквивалентирования являются приближенными, что приводит к погрешностям при расчетах режимов, отличных от того, для которого выполнен эквивалент.
В программе RastrWin реализованы несколько способов эквивалентирования / Х /:
Для настройки параметров эквивалентирования предназначена таблица Параметры – Эквивалент, расположенная в меню Расчет:
Таблица 5.1 Меню эквивалентирования программы RastrWin
-
Отмеченные узлы : Эквивал.
Эквивалент узлов с фискс. V : Разрешен
Учет потерь при разносе генерации : Да
Доля нагрузки, пересчитываемая в шунт[0-1]: 0.00
Доля генерации, пересчитываемая в шунт[0-1]: 0.00
Удаление ветвей с сопротивлением большим: 1000
Коэф пересчета x для однородной сети: -1.0
Пересчет шунтов в нагрузку в узлах примык. : Нет
Отмеченные узлы : Эквивал.
Эквивалент узлов с фискс. V : Разрешен
Учет потерь при разносе генерации : Да
Доля нагрузки, пересчитываемая в шунт[0-1]: 0.00
Доля генерации, пересчитываемая в шунт[0-1]: 0.00
Удаление ветвей с сопротивлением большим: 1000
Коэф пересчета x для однородной сети: -1.0
Пересчет шунтов в нагрузку в узлах примык. : Нет
В таблице 5.1 :
Отмеченные узлы - можно сохранить или эквивалентировать;
Эквивалент узлов с фикс. V – можно разрешить или запретить эквивалентирование узлов с фиксированным модулем напряжения. Следует учитывать, что исключение таких узлов может привести к значительным погрешностям;
Учет потерь при разносе генерации:
Да – потери на передачу мощности учитывают в эквивалентной мощности генерации, баланс генерации не сохраняется; Нет – потери на передачу учитываются в эквивалентной нагрузке, баланс генерации сохраняется;
Доля нагрузки, пересчитываемая в шунт[0-1], и Доля генерации, пересчитываемая в шунт[0-1], - задают долю нагрузки и генерации, пересчитываемой в шунт ( в ), 0 – эквивалент в токах, 1 – эквивалент в шунтах, при других значениях из диапазона используется промежуточный способ;
Удаление ветвей с сопротивлением большим
- позволяет удалять эквивалентные ветви с полным сопротивлением, большим
заданного; Потоки мощности по удаляемым ветвям добавляются к нагрузке узла.
Пересчет шунтов в нагрузку в узлах примык. :
Нет – после эквивалентирования мощность, пересчитанная в шунт, обратно не восстанавливается. Да – после эквивалентирования все шунты в узлах примыкания пересчитываются в соответствующую мощность;
Комплекс эквивалентирования «БАРС_ГМ» предназначен для анализа топологии и режимов сложнозамкнутой электрической сети ЭЭС большого объема, а также формирования новых (упрощенных или сборных) расчетных схем.
Задачи комплекса базируются на расчетах установившегося режима в исходных схемах и в этом случае обеспечивают сохранение режима напряжений и баланса мощностей новой расчетной схемы.
Среди основных функций комплекса можно выделить:
Электросетевое эквивалентирование для последующего расчета и анализа УР, а также для переходного режима (с учетом изолированных участков и элементов расчетной схемы). Предварительно выбирается район эквивалентирования в виде списка оставляемых узлов. Для последующих расчетов переходного режима дополнительно задается список узлов формирования эквивалентных генераторов.
Эквивалентирование методом отсечки для формирования отдельных энергорайонов (с коррекцией нагрузки узлов примыкания).
Ярусно-сетевое эквивалентирование расчетной схемы для заданного возмущения и оценка влияния возмущения на смежные энергообъединения.
5.2 Задание к практическому занятию № 2
Выполнить эквивалентирование сети задания № 4 с помощью программы RastrWin, оставив в схеме только заданный преподавателем объем сети.
5.3 Вопросы к практическому занятию
1. Какие условия энергетического эквивалента выполняются при использовании программы RASTRWIN?
2. Какую информацию необходимо задать для получения эквивалента с помощью программы RASTRWIN?
3. Какие Вы знаете программные промышленные комплексы для эквивалентирования сети?
5.4 Рекомендуемая литература
Методики эквивалентирования достаточно подробно рассмотрены в главе 3 [4]. Правила подготовки исходных данных представлены в [5].
6. Практическое занятие № 6
Разработка однолинейной схемы сети
6.1 Теоретическая часть
Выбор схемы электрических сетей выполняется, как правило, на следующие перспективные уровни:
ЕНЭС – расчетный срок 10 лет;
распределительная сеть – расчетный срок 5 лет.
Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение может быть найдено путем технико-экономического сравнения вариантов.
При проектировании схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность их развития и функционирования с учетом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими. В первую очередь необходимо рассматривать работоспособность действующих сетей при перспективном уровне электрических нагрузок с учетом физического и морального износа линий и ПС и их возможной реконструкции.
Схема электрической сети должна быть гибкой и обеспечивать сохранение принятых решений по ее развитию при возможных небольших отклонениях:
уровней электрических нагрузок и балансов мощности от планируемых;
трасс ВЛ и площадок ПС от намеченных;
сроков ввода в работу отдельных энергообъектов.
На всех этапах развития сети следует предусматривать возможность ее преобразования с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линий и ПС.
Особо
важным требованием к схеме является
обеспечение необхо
В соответствии с действующими нормативными документами схемы присоединения электростанций и ПС к системообразующей сети должны обеспечивать надежность питания энергоузлов и транзит мощности по принципу «N-1». В процессе реализации проектной схемы сети допускается неполное резервирование отдельного энергоузла с ограничением его максимальной нагрузки на время ремонта или замены основного оборудования на 25 %, но не более 400 МВт при внешнем электроснабжении на напряжении 750 кВ, 250 МВт – при 500 кВ, 150 МВт – при 330 кВ и 50 МВт – при 220 кВ (при условии обеспечения питания ответственных потребителей).
Схема
и параметры электрической сети должны
обеспечивать надежность электроснабжения,
при которой в случае отключения любой
ли
Общепринятая классификация электрических сетей по их конфигурации отсутствует. Однако, несмотря на многообразие применяемых конфигураций и схем, любую сеть можно расчленить на отдельные участки, опирающиеся на ЦП, и отнести к одному из рассмотренных ниже типов (рисунок 6.1).
Рисунок 6.1 – Основные принципы конфигурации сети: а, б – радиальные с одной (Р1) и двумя (Р2) ВЛ; в, г – замкнутые от одного ЦП с одной (З1) и двумя (Р2) ВЛ; д, е – с двусторонним (от двух ЦП) питанием по одной (Д1) и двум (Д2) ВЛ; ж – узловая с тремя ЦП (У); з – многоконтурная (М)
Одинарная радиальная сеть (далее, для сокращения, тип Р1, рисунок 1.6, а) является наиболее дешевой, но обеспечивает наименьшую надежность; получила широкое распространение как первый этап развития сети – при небольших нагрузках присоединенных ПС и возможности их резервирования по сети среднего (СН) или низшего напряжения (НН). При этом для правильного проектирования сети уже на первом этапе следует решить, в каком направлении намечается дальнейшее развитие сети, чтобы привести ее к одному из типов по рисунок 1.6, б, в или г.
Двойная радиальная сеть (тип Р2, рисунок 6.1, б) за счет дублирования линии (на одних или разных опорах) обеспечивает резервирование питания потребителей. Эта схема характеризуется равномерной загрузкой обеих ВЛ, что соответствует минимуму потерь, не вызывает увеличения токов КЗ в смежных участках сети, позволяет осуществлять четкое ведение режимов работы сети, обеспечивает возможность присоединения ПС по простейшим схемам.
При электроснабжении района от одного ЦП находят применение также замкнутые сети кольцевой конфигурации одинарные (тип 31, рисунок 6.1, в) и двойные (тип 32, рисунок 6.1, г). Достоинствами этих схем, как и радиальных, являются независимость потокораспределения от перетоков в сети высшего напряжения (ВН), отсутствие влияния на уровень токов КЗ в прилегающих сетях, возможность применения простых схем присоединения ПС.
Широкое применение находит замкнутая одинарная сеть, опирающаяся на два ЦП. Преимуществами такой конфигурации являются возможность охвата территории сетями, создание шин между двумя ЦП для присоединения по мере необходимости новых ПС, уменьшение суммарной длины ВЛ по сравнению с присоединением каждой ПС «по кратчайшему пути» (что приводит к созданию сложнозамкнутой сети), возможность присоединения ПС по упрощенным схемам. Недостатками конфигурации Д1 являются большая вероятность неэкономичного потокораспределения при параллельной работе сетей разных напряжений и повышение уровней токов КЗ, вызывающее необходимость секционирования в нормальных режимах.
Модификацией
конфигурации Д1 является замкнутая
двойная сеть,
Узловая сеть (тип У, рисунок 6.1, ж) имеет более высокую надежность, чем Д1 и Д2, за счет присоединения к трем ЦП, однако плохо управляема в режимном отношении и требует сооружения сложной узловой ПС. Создание такoй сети, как правило, бывает вынужденным – при возникновении технических ограничений для дальнейшего использования сети типа Д1.
Многоконтурная сеть (тип М, рисунок 6.1, з) является, как правило, результатом неуправляемого развития сети в условиях ограниченного количества и неравномерного размещения ЦП. Характеризуется сложными схемами присоединения ПС, трудностями обеспечения оптимального режима, повышенными уровнями токов КЗ.
Основой рационального построения сети является применение простых типов конфигураций и использование в качестве коммутационных пунктов, главным образом, ПС следующей ступени напряжения, являющихся ЦП для проектируемой сети.
Для распределительной сети такими конфигурациями являются в первую очередь двойная радиальная сеть (Р2) и одинарная замкнутая, опирающаяся на два ЦП (Ц1). Технико-экономические исследования и анализ области применения этих конфигураций показывают, что применение конфигурации типа Р2 (как правило, на двухцепных опорах) эффективнее при небольших расстояниях от потребителей до ЦП и при высоких уровнях нагрузок. Этот тип сети находит применение для электроснабжения промпреддриятий и отдельных районов городов на напряжении 110 кВ.
Конфигурация
Д1 находит широкое применение в сетях
110 кВ для электрификации потребителей
сельской местности, а также в
распределительных сетях 220 кВ,
обеспечивая с наименьшими затратами
максимальный охват территории.
Техническими ограничениями для
конфигурации Д1 являются пропускная
способность головных участков, которая
должна обеспечивать электроснабжение
всех присоединенных ПС в послеаварийном
режиме при выходе одного из них, а также
предельное количество присоединенных
ПС. При возникнове
Рисунок 6.2 – Варианты преобразования конфигурации сети типа Д1: а – заход на новый ЦП; б – сооружение ВЛ от нового ЦП; в – сооружение связи между двумя конфигурациями Д1; г – рассечка одной конфигурации Д1 и заход ее на подстанцию другого участка сети
Конфигурация типа Д2 обладает большой пропускной способностью и может использоваться длительное время без преобразования в другие типы. Она применяется в сетях 110 кВ систем электроснабжения городов, а также в сетях 110-220 кВ для электроснабжения протяженных потребителей – электрифицируемых железных дорог и трубопроводов.
Замкнутые конфигурации, опирающиеся на один ЦП (31 и 32), используются, как правило, на первом этапе развития сети: первые – в сельской местности с последующим преобразованием в два участка типа Д1, вторые – в городах с последующим преобразованием в два участка типа Д2.
Применение сложнозамкнутых конфигураций распределительной сети (типов У, М) из-за присущих им недостатков (см. выше) нежелательно, однако в условиях развивающейся сети избежать их не удается. По мере появления новых ЦП следует стремиться к упрощению многоконтурной сети; при этом новые ЦП целесообразно размещать в ее узловых точках.
Системообразующие сети характеризуются меньшим многообразием типов конфигурации. Здесь, как правило, применяются конфигурации Д1 и У. При этом в качестве узловых точек используются распредустройства электростанций и часть ПС сети. Конфигурация системообразующей сети усложняется тем больше, чем дольше она развивается в качестве сети высшего класса напряжения; после «наложения» сети следующего класса напряжения начинается процесс упрощения конфигурации сети низшего напряжения.
Понижающие ПС предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационных пунктов). Определяющей для выбора места размещения ПС является схема сети, для питания которой она предназначена. Оптимальная мощность и радиус действия ПС определяются плотностью нагрузок в районе ее размещения и схемой сети НН. При большой плотности нагрузок, сложной и разветвленной сети НН следует рассматривать целесообразность разукрупнения подстанций ВН для повышения надежности питания и снижения стоимости сооружения сети НН.
Нормативными документами классификация ПС по их месту и способу присоединения к сети не установлена. Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения ПС их можно подразделить на следующие (рисунок 6.3):
ответвительные – присоединяемые к одной (рисунок 6.3, в) или двум (рисунок 6.3, г) проходящим ВЛ на ответвлениях; схема рисунок 6.3, в является первым этапом развития с последующим преобразованием в схему рисунок 6.3, г или д;
Рисунок 6.3 – Основные типы присоединения подстанций к сети: а, б – тупиковые, присоединяемые к одной (Т1) или двум (Т2) ВЛ; в, г – ответвительные от одной (О1) или двух (О2) ВЛ; д – проходная (П), присоединяемая путем захода одной ВЛ; е, ж – узловые, присоединяемые по трем и более питающим ВЛ
проходные – присоединяемые к сети путем захода одной линии с двусторонним питанием (рисунок 6.3, д);
узловые – присоединяемые к сети не менее чем по трем питающим линиям (рисунок 6.3, е, ж).
Ответвительные и проходные ПС объединяют термином промежуточные, который определяет размещение ПС между двумя ЦП сети (или узловыми ПС).
Проходные или узловые ПС, через шины которых осуществляются перетоки между отдельными точками сети, называют транзитными.
В
технической литературе и некоторых
нормативных документах иногда используется
термин опорная
ПС, под
которым, как правило, подразумевают ПС
более высокой ступени напряжения
(например, ПС 220/110 кВ при рассмотрении
сети 110 кВ). Однако этот же термин
используется для определения
В таблице 6.1 приведены данные статистического анализа частоты применения приведенных выше схем присоединения ПС в сетях 110-330 кВ.
Таблица 6.1 – Частота использования разных схем присоединения подстанций в сетях 110-330 кВ
Напряжение сети, кВ |
Частота использования схем, %, по рис. 4.7 |
|||||
|
а |
б |
в |
г |
д |
е, ж |
110 |
7 |
14 |
10 |
28 |
27 |
14 |
220 |
7 |
10 |
4 |
8 |
45 |
26 |
330 |
10 |
4 |
- |
- |
44 |
42 |
Из приведенных данных видно, что большинство ПС присоединяется к сети по двум линиям. Имеется тенденция к увеличению числа линий за счет уменьшения доли ПС, присоединяемых на первом этапе по одной линии. Удельный вес узловых ПС увеличивается с ростом напряжения сети, одновременно снижается доля тупиковых и ответвительных ПС. Наиболее распространенным типом ПС 110-330 кВ является проходная.
Анализ схем построения электрических сетей 110-330 кВ показывает, что к узловым ПС целесообразно присоединять до четырех ВЛ; большее число линий является, как правило, следствием неуправляемого развития сети, неудачного выбора конфигурации или запаздывания сооружения в рассматриваемой точке сети ЦП ВН.
Схемы
присоединения ПС к сети, допустимое
количество промежуточных ПС между двумя
ЦП выбираются в зависимости от величины
нагрузки и ответственности потребителей
ПС, протяженности рассматриваемого
участка сети,
Для выполнения проектов понижающих ПС в схемах развития энергосистем и электрических сетей предварительно должны быть определены: район размещения ПС, электрические нагрузки на расчетные периоды, напряжения РУ, число и направление линий по напряжениям, тип и мощность КУ, расчетные значения токов КЗ, рекомендации по главной схеме электрических соединений.
Основные требования к главным схемам электрических соединений:
схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надежности электроснабжения с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;
схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;
схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать возможность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала;
схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;
число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.
Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надежности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по ПС. Наибольший эффект может быть достигнут при унификации ПС массового применения, являющихся элементами распределительной сети энергосистем. Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружении ПС.
Главная схема электрических соединений ПС выбирается с использованием типовых схем РУ 35-750 кВ, нашедших широкое применение при проектировании. Нетиповая главная схема применяется при наличии технико экономических обоснований или специального требования заказчика. Обычно нетиповые схемы применяются при реконструкции действующих ПС.
Рисунок 6.4 – Типовые схемы РУ 35-750 кВ. Цифры соответствуют номерам
На рисунке 6.4 приведены типовые схемы РУ 35-750 кВ, а в таблице 6.2 –перечень схем и области их применения. Типовые схемы РУ обозначаются двумя числами, указывающими напряжение сети и номер схемы (например, 110-5Н, 330-7 и т. П.). Номера схем не изменялись с первой редакции типовых схем; в дальнейшем некоторые схемы исключались из числа типовых.
В
период строительства электрических
сетей высокими темпами, на этапе
«электрификации вширь» (1960-1985 гг.), на
ПС 110 кВ (частично – 35 и 220 кВ) с
упрощенными схемами на ВН в качестве
коммутационных аппаратов получили
широкое распространение отделители и
короткозамыкатели. Простота конструкции
и их относительная дешевизна по
сравнению с выключателями позволила
обеспечить массовое строительство
ПС в короткие сроки. В то же время эти
аппараты обладают определенными
конструктивными дефектами и
К номерам типовых схем, в которых отделители и короткозамыкатели заменены на выключатели, добавлен индекс «Н» (ЗН, 4Н, 5Н, 5АН).
Для
РУ ВН, характеризующихся меньшим числом
присоединений, как правило, применяются
более простые схемы: без выключателей
или с числом
Таблица 6.2 – Типовые схемы РУ 35-750 кВ
Номер типовой схемы по рис 4.8 |
Наименование схемы
|
Область применения |
Дополнительные условия
|
||
Напряжение, кВ |
Сторона подстанции |
Кол-во присоединяемых линий |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
Блок (линия–трансформатор) с разъединителем |
35-330 |
ВН |
1 |
1. Тупиковые ПС, питаемые линией без ответвлений. 2. Охват трансформатора линейной защитой со стороны питающего конца или передача телеотключающего импульса |
3Н |
Блок (линия–трансформатор) с выключателем |
35-220 |
ВН |
1 |
Тупиковые и ответвительные ПС |
4Н |
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий |
35-220 |
ВН |
2 |
1. Тупиковые и ответвительные ПС 2. Недопустимость применения отделителей |
5Н |
Мостике выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий |
35-220 |
ВН |
2 |
1. Проходные ПС 2. Мощность трансформаторов до 63 МВ-А включительно |
5АН |
Мостике выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов |
35-220 |
ВН |
2 |
1. Проходные ПС 2. Мощность трансформаторов до 63 МВ-А включительно |
7 |
Четырехугольник |
22Q-750 |
ВН |
2 |
На напряжении 220 кВ – при мощности трансформаторов 125 МВ-Аи более |
Продолжение таблицы 6.2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
8 |
Расширенный четырехугольник |
220 |
ВН |
4 |
1. Отсутствие перспективы увеличения количества линий 2. Наличие двух ВЛ, не имеющих ОАПВ |
9 |
Одна секционированная система шин |
35 |
ВН, СН, НН |
3 и более |
|
12 |
Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем |
110- 220 |
ВН, СН |
3 и более |
Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию |
13 |
Две несекционированные системы |
110-220 |
ВН, СН |
3-13 |
При невыполнении условий для применения схемы 12 |
14 |
Две секционированные системы шин с обходной |
110- 220 |
СН |
Более 13 |
1. При невыполнении условий для применения схемы 12 2. На 220 кВ при 3-4 трансформаторах по 125 МВ-Аи более при общем числе присоединений 12 и более 3. При необходимости деления сети для снижения токов КЗ |
15 |
Трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя |
330-750 |
ВН, СН |
330-500 кВ -4; 750 кВ -3 |
Отсутствие перспективы увеличения количества ВЛ |
16 |
Трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий |
330-750 |
ВН, СН |
5-6 |
|
17 |
Полуторная схема |
330- 750 |
ВН, СН |
6 и более |
- |
В
пятом столбце количество присоединений
равно количеству линий плюс два
трансформато
Блочные схемы 1, ЗН являются, как правило, первым этапом двухтрансформаторной ПС с конечной схемой «сдвоенный блок без перемычки».
Схема 1 применяется в условиях загрязненной атмосферы, где целесообразна установка минимума коммутационной аппаратуры, или для ПС 330 кВ, питаемых по двум коротким ВЛ. Сдвоенная схема ЗН применяется вместо схемы 4Н в условиях стесненной площадки.
Мостиковые схемы 5, 5Н и 5АН находят широкое применение в сетях 110-220 кВ. На первом этапе в зависимости от схемы сети возможна схема укрупненного блока (два трансформатора и одна ВЛ) либо установка одного трансформатора; в последнем случае количество выключателей определяется необходимостью.
Схема
четырехугольников. Схема 7 применяется
на напряжении 220 кВ при невозможности
использования схем 5Н или 5АН, а на
напряже
Схема 8 может применяться для узловых ПС 220 кВ (при трех-четырех ВЛ). При этом присоединение AT должно осуществляться к более коротким ВЛ, не имеющим ОАПВ. Схема применима также при двух ВЛ и необходимости установки четырех AT
Схемы с одной и двумя системами шин. Схема 35-9 используется, как правило, на стороне СН и НН ПС 110-330 кВ.
При рассмотрении области применения схем 12-14 следует руководствоваться «Общими техническими требованиями к подстанциям 330-750 кВ нового поколения» (ОАО «ФСК ЕЭС», 2004 г.), согласно которым для РУ 220 кВ, как правило, применяются одинарные секционированные системы шин, двойные и обходные системы шин применяются только при специальном обосновании, в частности, в недостаточно надежных и нерезервированных электрических сетях.
Схема 110-12 используется на стороне ВН узловых ПС в сети 110 кВ (как правило, 4 ВЛ), схемы 110-12 и 220-12 – на стороне СН ПС 220(330)/ 110/НН кВ и 500/110/НН кВ.
Ограничением
для применения схемы 12 и замены ее схемой
13 является присоединение к каждой
секции шин ПС более одной радиальной
ВЛ. Однако, сохранение радиальных ВЛ в
течение длительного времени
маловероятно. Тем не менее, вне зависимости
от типовых рекомендаций, по требованиям
Схема 14 имеет значительно меньшую область применения, так как с учетом мощности используемых AT и пропускной способности ВЛ 110-220 кВ количество присоединений на СН 110 и 220 кВ не должно превышать 15, что иллюстрируется приведенными ниже данными:
Напряжение ПС, кВ |
Количество и мощность AT, MBA |
Максимальная расчетная нагрузка, МВА |
Количество присоединений
|
220(330)/110/НН |
2x200 |
280 |
10-12 |
500/220/НН |
2x500 |
700 |
5-8 |
Схемы трансформаторы – шины и с полутора выключателями на присоединение 15-17 применяются для РУ ВН подстанций 330-750 кВ и РУ СН ПС 750/330 и 1150/500 кВ. Схемы 16-17 для напряжений 330-500 кВ применяются, как правило, на стороне СН. При четырех AT (схемы 15, 16) или числе линий больше шести (схемы 16, 17), а также по условиям устойчивости системы проверяется необходимость секционирования шин.
Схемы
РУ 10 (6) кВ приведены на рисунке 6.5.
Схема с одной секционированной
выключателем системой шин (рисунок 6.5,
1) применяется при двух трансформаторах
с нерасщепленными обмотками НН, схема
с двумя секционированными системами
шин (рисунок 1.10,
2) – при двух трансформаторах с расщепленной
обмоткой НН или сдвоенных реакторах,
схема с тремя или четырьмя одиночными
секционированными системами шин (рисунок
6.5,
3) – при двух трансформаторах с расщепленной
обмоткой НН и сдвоенных реакторах.
Для повышения надежности и удобства
эксплуатации в последней редакции
типовых схем принята последовательная
установка двух секционных выключателей
10 кВ;
Рисунок 6.5 – Типовые схемы РУ 6 (10) кВ: 1 – одна секционированная система шин; 2 – две секционированные системы шин; 3 – четыре секционированные системы шин; 4 – присоединения синхронных компенсаторов
Синхронный компенсатор присоединяется непосредственно к обмотке НН AT по блочной схеме (рисунок 6.5, 4) с пуском через реактор.
Батареи
статических конденсаторов при их
присоединении на НН
Рисунок 6.6 – Схемы типовых унифицированных подстанций 110 кВ
Для ПС с ВН 35-220 кВ освоено заводское изготовление блочных комплектных ТП (КТП) – КТПБ. На рисунке 6.6 приведены схемы выпускаемых заводом КТПБ 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам с выключателями на ВН, т. К. КТПБ с отделителями и короткозамыкателями уже не выпускаются.
Схемы КТПБ 220 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН приведены на рисунке 1.11. Целесообразное количество ВЛ 110 кВ, отходящих от подстанций с ВН 220 кВ, приведено ниже:
-
Мощность AT, MBA
2x63
1x125
2x200
Количество ВЛ 110 кВ
4
6-8
10-12
Рисунок 6.7 – Схемы типовых унифицированных подстанций 220 кВ
6.2 Задание к практическому занятию № 6
Для схемы, рассмотренной в задании №4, выбрать типовые схемы для всех ПС и составить однолинейную схему сети.
6.3 Вопросы к практическому занятию
1. Каковы основные типы присоединения подстанций к сети Вам известны?
2. Какую информацию необходимо иметь для выбора типовых схем подстанций?
3. Какие недостатки КТПБ с отделителями и короткозамыкателями Вам известны и можно ли их использовать на вновь сооружаемых подстанциях?
6.4 Рекомендуемая литература
Методическое обоснование и выбор главных схем электрических присоединений подстанций подробно рассмотрены в [7].
7. Практическое занятие № 7
Выбор комплекса технических средств АСУ
5.1 Теоретическая часть
Объём телемеханизации – это количество информации, передаваемой в системе диспетчерского управления с помощью средств телемеханики для выполнения определённых операций. Объём телемеханизации определяется с учетом режимов работы телемеханизируемого объекта и задач диспетчерской службы. Как правило, объём телемеханизации сочетают с принятым уровнем автоматизации и выбирают исходя из минимально требуемого количества объектов управления и сигналов. При этом устройства телемеханики обеспечивают диспетчеру возможность постоянно следить за схемой энергоснабжения, режимом работы её элементов, а при необходимости создать условия для сохранения работоспособности системы. Однако во всех случаях выбранный объём телемеханизации должен улучшить технико-экономические показатели работы системы энергоснабжения (например, за счёт уменьшения времени ликвидации аварий, расширения зоны обслуживания и т. Д.).
К объектам телемеханизации распределительных электрических сетей 6-10кВ относятся:
пункты секционирования (СП) 10 кВ;
пункты автоматического ввода резерва (АВР);
распределительные пункты (РП) – 10 кВ;
закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) 10/0,4 кВ;
узловые закрытые трансформаторные подстанции (УЗТП) 10/0,4 кВ, в перспективе и потребительские ТП.
Выбор объемов телеинформации для оперативно-диспетчерского контроля и управления на ДП РЭС производится с учетом перспективы развития электрических сетей и внедрения прогрессивных форм оперативно-технического обслуживания энергообъектов.
Подстанции напряжением 35-110 кВ, оперативно обслуживаемые персоналом ПЭС или РЭС, телемеханизируются с учетом вида оперативного обслуживания: постоянное дежурство «на дому» или централизованное обслуживание ОВБ ПЭС (РЭС).
Рекомендуемые институтом «Сельэнергопроект» объемы телемеханизации объектов распределительных сетей и подстанций напряжением 35-110 кВ на ДП РЭС приведены в таблице 7.1.
В оптимальный объем телемеханизации для оперативно-диспетчерского контроля и управления понизительной подстанцией 35 (110) кВ без постоянного оперативного персонала должны входить:
телеуправление коммутационным оборудованием подстанции;
телесигнализация положения коммутационного оборудования подстанции;
аварийно-предупредительная телесигнализация (АПТС) в объеме до 24 сигналов (состав сигналов уточняется при проектировании):
работа защит – один общий сигнал;
работа автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода резерва (АВР) – один общий сигнал;
работа автоматической частотной разгрузки (АЧР) – один сигнал;
авария трансформатора (работа газовой и дифференциальной защит на отключение) – один общий сигнал для всех трансформаторов;
неисправность трансформатора (перегрузка, работа первой ступени газовой защиты, перегрев, понижение уровня масла) – один общий сигнал с каждого трансформатора:
«земля» на шинах 6-10 кВ – один сигнал с каждой секции шин;
«земля» на шинах 35 кВ – один сигнал с каждой секции шин;
аварийное отключение выключателей – один общий сигнал:
неисправность на подстанции (повреждения во вторичных цепях, исчезновение напряжения на подстанции, выход из строя источника электропитания) – один общий сигнал;
охранная сигнализация – один сигнал;
потеря напряжения на шинах 6-10 кВ – один сигнал с каждой секции:
пожар на подстанции – один сигнал (при наличии устройств пожарной сигнализации на подстанции);
сигнал срабатывания фиксирующих приборов (при наличии приборов);
телеизмерения (циклические или по вызову):
ток нагрузки или активная мощность на трех сторонах обмотки трехобмоточного трансформатора и одной стороны двухобмоточнсго трансформатора;
ток нагрузки или активная мощность отходящих ВЛ напряжением 35 (110) кВ;
напряжение на шинах 35 (110) кВ и 10 кВ;
показания фиксирующих приборов (при наличии ЗИПов).
При создании АСДУ РЭС необходима также передача:
увеличенных объемов аварийно-предупредительной телесигнализации (АПТС) в соответствии с задачами АСДУ;
телеизмерений токов нагрузки или активной мощности линий 6-10 кВ;
показаний счетчиков энергии линий, питающих крупных потребителей, и счетчиков учета энергии по подстанциям;
показаний счетчиков энергии линий 35 кВ.
Для подстанций 35-110 кВ с дежурством на дому могут быть предусмотрены (уточняется при проектировании):
телесигнализация положения всех выключателей;
от 3 до 12 общих сигналов АПТС в зависимости от типа подстанции;
телеизмерения, аналогичные п. г).
Таблица 7.1 – Объемы телемеханизации объектов распределительных электрических сетей и подстанций 35-110 кВ на ДП РЭС
|
Энергообъекты без постоянного оперативного персонала |
Энергообъекты с |
Допустимые |
||||||||||
Наименование объекта |
Максимальный объем телеинформации при АСДУ РЭС |
Оптимальный объем телеинформации при телемеханизации РЭС |
постоянным дежурным персоналом (на дому) |
время передачи сигнала |
|||||||||
|
ТУ |
ТС |
АПТС1 |
ТИТ |
ТИИ |
ТУ |
ТС |
АПТС |
ТИТ |
ТС |
АПТС |
ТИТ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
1. Однотрансформаторная подстанция 35-110/10 кВ |
6-10 |
6-10 |
8-12 |
2-8 |
2-8 |
6-10 |
6-10 |
8-12 |
2-4 |
6-10 |
3 |
2-3 |
Не более 10 |
2. Двухтрансформаторная подстанция 35-110/10 кВ |
13-22 |
13-22 |
10-l6 |
4-18 |
4-l6 |
13-22 |
13-22 |
10-16 |
4-10 |
13-22 |
4 |
4-10 |
-«- |
3. Узловая подстанция 35/10 кВ (Схема 35-9) |
18-26 |
18-26 |
12-18 |
10-24 |
8-24 |
18-26 |
18-26 |
12-18 |
10-l6 |
18-26 |
6 |
10-24 |
-«- |
Продолжение таблицы 7.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
4. Однотрансформаторная подстанция 110/35/10 кВ |
7-12 |
7-12 |
9-15 |
7-16 |
5-16 |
7-12 |
7-12 |
9-15 |
7-10 |
7-12 |
4 |
7-10 |
-«- |
5. Двухтрансформаторная подстанция 110/35/10 кВ |
16-26 |
16-26 |
12-18 |
14-32 |
10-32 |
16-26 |
16-26 |
12-18 |
14-22 |
16-26 |
6 |
14-22 |
-«- |
6. Крупные городские и промышленные подстанции 110/10 кВ, 110/35/10 кВ |
До 64 |
До 64 |
До 24 |
До 64 |
До 64 |
До 64 |
До 64 |
До 24 |
До 24 |
До 64 |
До 12 |
До 24 |
-«- |
7. Пункты секционирования и АВР |
1 |
1 |
1-2 |
- |
- |
1 |
1-2 |
- |
- |
- |
- |
- |
Не более 60 с |
8. Проходные ЗТП 10/0,4 кВ |
1-2 |
1-2 |
1-2 |
- |
- |
1-2 |
1-2 |
1-2 |
- |
- |
- |
- |
-«- |
Продолжение таблицы 7.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
9. Узловые ЗТП 10/0,4 кВ |
До 5 |
До 5 |
1-6 |
- |
- |
До 5 |
До 5 |
1-6 |
- |
- |
- |
- |
-«- |
10. РП 10 кВ с/х назначения |
До 12 |
До 12 |
До 4 |
До 4 |
- |
До 12 |
До 12 |
До 4 |
- |
- |
- |
- |
-«- |
11. Крупные городские и промышленные РП 10 кВ |
До 20 |
До 20 |
До 6 |
До 16 |
До 16 |
До 20 |
До 20 |
До 6 |
До 4 |
- |
- |
- |
Не более 10 с |
1 Допускается увеличение объема АПТС в соответствии с задачами АСДУ |
|||||||||||||
Для оперативного контроля и управления объектами распределительных электрических сетей 6-10 (20) кВ могут быть предусмотрены (уточняются при проектировании):
телеуправление коммутационными аппаратами;
телесигнализация положения коммутационных аппаратов;
АПТС в составе:
аварийное отключение выключателя;
«земля» в сети (при наличии датчиков замыканий на землю);
неисправность (сигнал о неисправности во вторичных цепях и др.);
охранная сигнализация – один сигнал (для закрытых РП 6-10 кВ, узловых закрытых ТП).
Для подготовки и передачи в ПЭС производственно-статистической информации при РЭС может быть организован периферийный пункт передачи данных.
Состав и объемно-временные характеристики производственно-статистической информации определяются требованиями АСУ ПЭС.
На оперативном (диспетчерском) пункте УЭС могут размещаться средства телемеханики для контроля и управления энергообъектами распределительных электрических сетей 6-10 (20) кВ, обслуживаемых персоналом УЭС.
Для объектов 6-10 (20) кВ допускается не предусматривать средства телемеханики, ограничиваясь вызывной местной сигнализацией или уведомлением от потребителя о нарушениях электроснабжения.
На рисунке 7.1 приведен пример выполнения структурной схемы подстанции с указанием на ней условными обозначения принятого объёма телемеханизации.
Рисунок 7.1 – Однолинейная схема подстанции с указанием объёма телемеханизации.
Принятый объем телемеханизации указывается в специальной таблице по типу таблицы 7.2.
Таблица 7.2 – Пример выполнения таблицы с объёмом телемеханизации в системе электроснабжения.
№ КП |
Наименование объекта телемеханизации |
Телеуправление |
Телесигнализация |
Телеизмерения |
Всего |
Примечание |
|||||||||||||||||||
выключателем |
отделителем |
положение выключателя |
положение отделителя |
неисправности трансформатора |
неисправности на ТП |
Общие сигналы |
по вызову |
постоянное |
|
||||||||||||||||
авария на п/ст |
неисправность на п/ст |
земля на шинах 10 кВ |
земля на шинах 6 кВ |
открывание дверей |
пожарная опасность |
тока I |
напряжения U |
частоты f |
активной мощности P |
реактивной мощности Q |
активной энергии Wа |
реактивной энергии Wр |
ТУ |
ТС |
ТИТ |
ТИИ |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
КП-1 |
ГПП-1 |
8 |
2 |
48 |
2 |
2 |
- |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
6 |
4 |
1 |
4 |
4 |
44 |
4 |
10 |
58 |
19 |
48 |
- |
КП-2 |
ТЭЦ |
- |
- |
26 |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
2 |
1 |
2 |
2 |
23 |
2 |
- |
27 |
7 |
25 |
- |
КП-3 |
РП №1 при контактно-компрессорном отделении |
3 |
- |
10 |
- |
- |
- |
1 |
1 |
- |
- |
1 |
1 |
2 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3 |
17 |
2 |
- |
- |
Продолжение таблицы 7. 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
КП-4 |
РП №5,ТП №6,7,30 при печном отделении |
3 |
- |
10 |
- |
- |
3 |
1 |
1 |
- |
- |
1 |
1 |
2 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3 |
17 |
2 |
- |
Комплект КП на РП №5 |
КП-5 |
РП №16,ТП №15 при насосной станции оборотного водоснабжения |
3 |
- |
10 |
- |
- |
1 |
1 |
1 |
- |
- |
1 |
1 |
2 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3 |
15 |
2 |
- |
Комплект КП на РП №16 |
КП-6 |
РП №19,ТП №18 при
воздушной |
3 |
- |
10 |
- |
- |
1 |
1 |
1 |
- |
- |
1 |
1 |
2 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3 |
15 |
2 |
- |
Комплект КП на РП №19 |
КП-7 |
РП при насосной станции осветленной воды |
3 |
- |
10 |
- |
- |
- |
1 |
1 |
- |
- |
1 |
1 |
2 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3 |
14 |
2 |
- |
- |
КП-8 |
ТП №1 |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
КП-9 |
ТП №3, 2, 4, 31, 32, 33 при промывном и сушильню – абсорбционном цехе |
- |
- |
- |
- |
- |
6 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
6 |
- |
- |
Комплект КП на ТП№3 |
КП-10 |
ТП №8 при открытом складе колчедана |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
КП-11 |
ТП №9 порта |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
КП-12 |
ТП №10 насосной станции первого подъема |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
- |
- |
- |
|
Итого |
25 |
170 |
36 |
73 |
|
|||||||||||||||||||