2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

2.1. Общие положения

Схема сети и ее номинальное напряжение находятся в технико-экономи­ческой зависимости. Так, в ряде случаев изменения основной схемы сети влечёт за собой необходимость изменения номинального напряжения сети в целом или её отдельных частей. имеет место и обратная зависимость схемы сети и наме­чаемого номинального напряжения сети. Поэтому выбор схемы и номиналь­ного напряжения сети (или её частей) должны производиться одновременно на основе задания ряда технически осуществимых вариантов сети и их последую­щего технико-экономического расчёта и сравнения по методу приведённых затрат.

Составление вариантов схемы сети и их первоначальное сопоставление должны подчиняться определённой стратегии, исходящей из требования эко­номически целесообразного построения сети (см. п. 2.2). Приведенные затраты для каждого из сравниваемых вариантов определяются с учётом конкретных особенностей их схем по линиям и подстанциям и номинальных параметров основного электрооборудования (см. п. 2.3).

2.2. Составление вариантов схемы и выбор номинального напряжения сети

Варианты схемы и номинальных напряжений сети (или её отдельных частей) намечаются на основании сведений, полученных при изучении курса «Передача и распределение электроэнергии». Создание вариантов не должно иметь харак­тер случайных решений, а наоборот, подчиняться определённым логическим требованиям. В общем виде требования к построению сети при её проектиро­вании могут быть сформулированы следующим образом: схема и номинальное напряжение сети должны обеспечивать наивысшую экономичность её соору­жения и эксплуатации при соблюдении определённых технических критериев работы электрооборудования и параметров режимов сети.

Экономичность сооружения сети достигается снижением стоимости электрооборудования понижающих подстанций и линий электропередачи. Это условие выполняется при наиболее простых схемах и наименьшем количестве электрооборудования линий и подстанций. Экономичность эксплуатации сети достигается как целесообразно-гибким построением схемы сети, так и осущест­влением таких режимов её работы, при которых обеспечивается возможный минимум потерь электроэнергии.

Учитывая приведённые выше соображения, можно рекомендовать руко­водствоваться следующими положениями при составлении вариантов схемы сети:

1. разработку вариантов начинать с наиболее простых схем, требующих для осуществления сети наименьшего количества линий и электрооборудо­вания подстанций. К числу таких вариантов относятся схемы линий ма­гистрального типа, схемы кольцевой сети с одноцепными линиями на всех участках, схемы подстанций с ограниченным числом выключателей ( или без них) и т. п.;

2. наряду с наиболее простыми и дешёвыми вариантами следует рассмот­реть и варианты схемы с увеличенными капиталовложениями на соору­жение линий и подстанций, за счёт чего достигается большая эксплуата­ционная гибкость схемы или повышенная надёжность электроснабжения. К таким схемам относятся смешанная радиально-магистральная схема, схемы с двумя и более контурами, схемы подстанций с выключателями в цепях всех трансформаторов и линий и т. п.;

3. к использованию наиболее сложных и дорогих схем сетей следует пере­ходить лишь в тех случаях, когда более простые схемы неудовлетвори­тельны по техническим требованиям (например, при завышенных сече­ниях проводов, необходимых по допустимому нагреву, при неприемле­мых потерях напряжения и т. п.;

4. в общем случае необходимо изучить целесообразность построения схемы сети по двум различным принципам в виде магистральной или магист­рально-радиальной схемы и в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа. Эти схемы обладают различными качествами технико-экономическими показателями, поэтому должны быть внимательно изучены;

5. передача электроэнергии от источника питания сети к пунктам её пот­ребления должна проводиться по возможно короткому пути (трассе).

Во всех вариантах схемы сети должно предусматриваться надёжное электроснабжение пунктов с потребителями I категории. Электроснабжение пунктов, в которых отсутствуют такие потребители электроэнергии, может происходить как по схемам с резервированием линий и понижающих транс­форматоров подстанций, так и без резервных элементов сети. При этом следует учитывать, что современные методы эксплуатации позволяют осуществлять практически любые плановые ремонты линий 35-220 кВ без их отключения. Вместе с тем, ремонты трансформаторов невозможны без их отключения. Дли­тельность плановых и аварийных отключений трансформаторов может быть от нескольких дней до 2-3 недель в зависимости от мощности трансформаторов, необходимости их транспортировки в другой пункт, вида и размеров поврежде­ния и т. п. Поэтому в случае сооружения подстанции с одним понижающим трансформатором приходиться предусматривать передвижной трансформатор­ный резерв. Возможности использования передвижного резервного трансфор­матора должны обеспечиваться наличием специальных транспортных средств и хороших дорог. В общем случае передвижной трансформаторный резерв оп­равдывается, если он обслуживает не менее трёх понижающих подстанций. Как правило, не следует предполагать оперативную транспортировку трансформа­торов мощностью более 4-6.3 МВА.

Сравнение вариантов схем электроснабжения пунктов, в которых име­ются потребители только II и III категорий, также производится по приведён­ным затратам. В приведённых затратах вариантов схемы с не резервирован­ными линиями и трансформаторами надо учитывать стоимость недоотпущен­ной потребителям за год электроэнергии, которая возникает при перерывах электроснабжения из-за аварийных и плановых отключений электрооборудова­ния. В этих расчётах должны быть учтены возможные отключения всех не ре­зервированных элементов сети (в том числе и ячеек выключателей в начале и в конце линии и т.п.).

Предполагается, что студенты ознакомлены с применением теории вероятностей и математической статистики в инженерных расчетах в дисциплине «Математика». Основные сведения о мето­дике расчётов вероятности прекращения электроснабжения и рекомендуемые количественные показатели для определения стоимости недоотпущенной по­требителям электроэнергии, приведены в [1].

При проектировании экономичных схем понижающих подстанций целе­сообразно рассматривать и применять так называемые «упрощённые» схемы подстанций с ограниченным количеством выключателей 35-220 кВ или без них. Такие схемы применяются, в первую очередь, на подстанциях «тупикового» или транзитного («проходного») типа. Вместе с тем, требования удобства экс­плуатации сети и оперативной гибкости схемы делают необходимым создание в сети ряда подстанций, в которых основными коммутационными аппаратами являются выключатели. Поэтому в данном проекте все узловые подстанции сети, как правило, должны выполнятся с выключателями во всех основных це­пях. При кольцевых схемах сетей в данном курсовом проекте не рекомендуется применение подстанций без выключателей со стороны высшего напряжения. Например, при одноцепных линиях кольцевой схемы сети с двумя трансформа­торами на подстанциях может широко применятся схема типа «мостик»с одним выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.

В приложении 1 приведены некоторые наиболее распространённые схемы понижающих подстанций¹. В разработанных вариантах схемы намечаются возможные номинальные напряжения сети в целом или её отдельных частей.

В качестве дополнительных критериев приемлемости намеченных но­минальных напряжений могут служить данные таблицы 1, а также сечения ста­леалюминевых проводов, необходимых по экономической плотности тока (в нормальном режиме наибольших нагрузок); наибольшие потери напряжения (%) от номинального напряжения в нормальном режиме работы сети и при ава­рийных отключеньях линии. Марки проводов линий 35 кВ обычно должны укладываться в пределы АС-35…АС-150, линий 110 кВ АС-70…АСО-300, ли­ний 220 кВ АСО-300…АСО-400.

Потери напряжения в сети одного номинального напряжения в нор­мальных режимах работы ориентировочно не должны превосходить 15%, при наиболее тяжёлых аварийных отключеньях линий 20%. Потери, превышающие указанные величины или наоборот, менее 5-6% в нормальном режиме являются показателями неправильно намеченного номинального напряжения или несоот­ветствия номинального напряжения в схеме сети. Аналогичным показателем является необходимость применения по экономической плотности тока мелких (АС-10…АС-35) или наоборот более крупных, чем АСО-300…АСО-600, марок проводов.

Применение в проектируемой сети двух номинальных напряжений целе­сообразно, когда источник питания удалён от относительно компактного гео­графического расположения потребительских подстанций. Выбор номиналь­ного напряжения в рассматриваемом курсовом проекте конкретизируется тем, что величины нагрузок и длины связей предполагают применение напряжений (чаще всего) 110-220 кВ. Кроме того, если минимальная по каталогу величина выбранного трансформатора оказывается чрезмерно завышенной для какой-то подстанции, то это может означать, что неправильно выбраны либо номиналь­ное напряжение, либо конфигурация сети.

2.3. Сравнение вариантов и выбор экономически

целесообразной схемы и номинального напряжения сети

На основании рекомендаций, приведённых в п.2.2, первоначально наме­чаются возможные варианты схемы сети с соответствующими им номиналь­ными напряжениями линий и подстанций (обычно в пределах 5-7 вариантов).

Возможные варианты сети по схеме для заданного расположения нагру­зок и источника питания показаны на рис.1 и 2. Радиальные варианты сети, пи­таю­щей потребителей первой категории, требуют двухцепных линий; замк­ну­тая сеть может быть одноцепной. Технико-экономическое сравнение вариан­тов производится в три этапа.

На первом этапе намеченные варианты с одинаковой степенью надёж­ности приближенно сравниваются лишь по основным натуральным количест­венным показателям: по суммарной длине линий в одноцепном измерении (длина двухцепной линии удваивается) и по длине трасс линий. При определе­нии длин надо учитывать, что длина из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 5-15% больше расстояния по прямой между рассматри­ваемыми пунктами. Рекомендуется составлять таблицу суммарных длин линий и трасс.

Сравнение вариантов следует производить попарно. Например, сначала сравнивается первый вариант со вторым. Худший из них по обоим показателям исключается из дальнейшего рассмотрения. Если же сравниваемые варианты имеют один из показателей меньше, а другой больше, то оба остаются для ана­логичного сравнения с другими вариантами. В результате анализа вариантов по длинам линий и трасс должны быть отобраны 3-4 варианта, каждый из которых не может быть исключён указанным способом.

Следует подчеркнуть, что такое сравнение, как правило, не должно иск­лючать из дальнейшего рассмотрения все варианты какого-то одного принци­пиального типа, например, все варианты кольцевого или радиально-магист­рального типа. Как указано выше, эти принципы построения схемы сети обла­дают различными качествами и их сопоставление должно производиться по произведённым расчётным затратам.

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по до­пустимым потерям напряжения:

Проверка производится в двух режимах работы сети – максимальном и аварийном. Допустимые потери принимаются равными 13-15% от сети в максимальном режиме и 17-20% – в аварийном.

Для нахождения наибольшей потери напряжения в сети необходимо оп­ределить потоки мощности в линиях и сечениях проводов. Потокораспределе­ние мощностей в сети производится по мощностям нагрузок подстанций без учёта потерь мощности. Расчётное сечение провода воздушной линии опреде­ляется по закону экономической плотности тока j_эк (табл.6.6 1):

где - максимальный рабочий ток; А; n – число цепей в воздушной линии. Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода F_станд. Выб­ранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону (табл. 4.10 3) и по максимально допустимой нагрузке в аварийном режиме (табл. П.9 1). В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выбо­ре сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных учас­тков сети. Если, например, при напряжении 110 кВ сечение провода полу­чается по j_эк больше 300 мм², то нужно рассмотреть возможность использова­ния напря­жения 220 кВ.

Рис.1. Варианты сети (а-з) по схеме при одном источнике питания А: 1-5 - узлы нагрузки.

Рис.2. Варианты сети (а-з) по схеме при двух источниках питания А, Б: 1-4 - узлы нагрузки.

Параметры проводов приведены в 1, 2, 3, 4, 5.

При определении наибольших потерь напряжения в сети следует руководствоваться следующими положениями: суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в уз­лах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая сравнивается с : в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди аварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину. В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой аварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим зна­чением потерь напряжения. В кольцевой сети аварийный режим обусловлен, как правило, обрывом одного из головных участков.

Необходимо иметь в виду, что варианты схем сетей могут отличаться не только конфигурацией, но и (при одинаковой конфигурации) напряжениями отдельных участков сети или всей сети. Поэтому, если по допускаемым поте­рям напряжения проходит не более одного варианта из рассматриваемых, то для некоторых вариантов можно увеличить напряжение.

В результате выполнения второго этапа остаются для дальнейшего срав­нения 2-3 варианта, удовлетворяющих условию допускаемых потерь напряже­ния.

На третьем этапе ограниченное число (2-3) наиболее рациональных ва­риантов схемы и номинального напряжения сети подвергается технико-эконо­мическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов должен быть тщательно разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов, и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. при оценки стоимости ячеек выключателей можно руководствоваться следующими соображениями: обычно на подстанциях с ма­лым числом выключателей (10 и менее) не рекомендуется установка воздуш­ных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается рав­ным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определя­ется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для по­требителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более транс­форматоров не рассматривается. Номинальные мощности понижающих транс­форматоров (авто трансформаторов) выбираются по условиям нормальных ре­жимов работы и отключений одного из них. Так как в данном проекте не учи­тываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номи­нальных мощностей производится приближённо: в нормальных режимах рабо­ты нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номи­наль­ной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% сверх номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двух -трансформаторных подстанций:

где – максимальная нагрузка подстанции.

Для автотрансформаторов:

где – типовая мощность автотрансформатора; - максимальная мощность, передаваемая в сеть среднего напряжения.

Если при выборе номинальной мощности трансформатора приходится предпо­лагать отключение части потребителей 3 и 2 категорий на время замены или ремонта повреждённого трансформатора, то при сравнении вариантов должна быть учтена стоимость недоотпущенной электроэнергии. Номинальные мощ­ности трансформаторов и автотрансформаторов следует выбирать только в соответствии с действующими стандартами и нормами 3.

При расчётах потокораспределения в сети, потерь напряжения, мощнос­ти и электроэнергии в данном разделе можно использовать ряд допущений и упрощений, так, например, потокораспределение в сети определять без учёта потерь мощности, потокораспределение в замкнутых схемах – по длинам ли­ний, все расчёты вести по номинальному напряжению сети, потери напряжения в линиях определять по среднему значению погонного реактивного сопротив­ления.

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номиналь­ными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведённым затратам. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надёжностью питания потребителей.

При определении технико-экономических показателей стоимость элек­трооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии – на осно­вании расчётов и задания на проект.

Для определения состава электрооборудования распредустройств выс­шего напряжения (ВН) на подстанциях необходимо разработать электрические схемы сетей сравниваемых вариантов. Эти схемы позволяют определить число ячеек распредустройств ВН для подсчёта капиталовложений на их сооружение. Пример разработки электрических схем для двух сравниваемых вариантов ра­зомкнутой и кольцевой сетей представлен на рис.3 и 4.

2

A 1

3

от РЭС

110 кВ

п/ст 2

110 кВ

I СШ

II СШ

п/ст 1

п/ст 3

(6-10) кВ

Рис. 3

110 кВ 2 110 кВ

220кВ 1 п/ст 3

110 кВ

3

от РЭС 220кВ

6-10 кВ

п/ст 1

6-10 кВ 110 кВ

110 кВ

п/ст 2

6-10 кВ

Рис.4

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае должны учитываться стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отде­лителей и короткозамыкателей, трансформаторов, автотрансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электро­энергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной пот­ребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервиро­ванные линии и (или) трансформаторы.

Все указанные технико-экономические показатели должны определяться лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эк­сплутационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариан­тах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным нап­ряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одина­ковым размещением КУ не учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведённых затратах не превышает 5%. В таком случае следует выбирать ва­рианты схемы и номинального напряжения: с более высоким номинальным напряжением; с более высокой надёжностью электроснабжения; с более высо­кой оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемость схемы к необходи­мым режимам работы сети); с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством электрической ап­паратуры; с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и появ­ления новых пунктов потребления электроэнергии.

После выбора схемы уточняется баланс реактивной мощности, при не­обходимости заново выбирается мощность КУ по подстанциям. В отличие от предварительного выбора КУ в п. 2.2 здесь следует вычислить генерацию ре­активной мощности линиями электропередачи и потери её в линиях, точнее рассчитать потери реактивной мощности в транс­фор­маторах.

Итогом расчётов и анализа материалов этого раздела является выбор экономически целесообразной схемы сети (по линиям и подстанциям), выбор сечений проводов всех линий, числа и номинальной мощности понижающих трансформаторов (или автотрансформаторов) всех подстанций, а также оконча­тельный выбор мощности и типа КУ. Эти параметры должны быть приведены в соответствующих таблицах в конце раздела.