Районная электрическая сеть

Таблица 4.

2.5 Выбор схем электрических соединений подстанций

Схемы электрических соединений (тип схем) понижающих подстанции (ПС) 110(5)…220/10 кВ на стороне высшего напряжения (ВН) определяется назначением каждой из ПС и ее «местоположением» в составе сети. Это могут быть узловая, проходная (транзитная), тупиковая или на ответвлениях («отпайках») от линии ПС. В соответствии с классификацией по ПС подразделяются на подгруппы:

1.ПС 110(5)…330 кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одной или двумя трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне «среднего» напряжения (СН, 110 или35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.

2.ПС проходные (транзитные) 110…500 кВ с числом трансформаторов или автотрансформаторов от двух до четырех, с числом присоединяемых воздушных линии ВН – до четырех и на СН до десяти с числом выключателей на ВН до девяти.

3.Узловые ПС (общесистемного значения) 30…1150 кВ с количеством автотрансформаторов - до четырех, воздушных ланий на ВН – до восьми и на СН – до десяти.

Составляем схему электрических соединений рисунок 3.

Выбираем схемы ПС с двумя блочными соединениями воздушных линий трансформаторов. В целях присоединений трансформаторов имеются определители в комплекте с короткозамыкателями. Со стороны линии ВН имеется перемычка с двумя разъединителями, один из которых отключен в нормальных режимах работы. Перемычка используется (при обоих включениях разъединителей) после отключения поврежденной линии, что позволяет сохранить в работе оба трансформатора, это повышает надежность электроснабжения потребителей и экономность режима подстанции. Указанная расположение перемычки объясняется существенно большей повреждаемостью воздушных линий по сравнению с трансформаторами.

Отделители не предназначены для отключений работы токов и токов коротких замыканий. Их отключение производиться при отключенном со стороны ВН трансформаторе напряжением. При коротких замыканиях в целях трансформатора включаются короткозамыкатели, создающие искусственные одно или двухфазные замыканий на землю, что обуславливает отключение выключателей головных участков питающих линий ВН. В результате последнего трансформатора снижается ВН, и тем сильнее создаются условия для возможности отключения отделителей.

3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

3.1 Задачи и исходные условия расчетов

Задачей этого раздела является определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах подстанций в нормальных основных расчетных и послеаварийных режимах работы с учетом потерь мощности и напряжения в элементах сети.

Исходными данными для выполнения расчетов служат заданные рабочие напряжении на шинах источника питания, узловые мощности нагрузок, параметры схем замещения элементов электрической сети. Перед выполнением расчета режима работы сети для каждой подстанции следует определить ее расчетную нагрузку, включающую кроме нагрузки потребителей потери мощности в трансформаторах и суммарную реактивную мощность присоединенных к подстанции линий электропередачи.

Линии электропередачи в расчетах режимов представляются П-образной схемой замещения. При определении параметров схемы замещения ВЛ следует учесть, что протяженность ВЛ оказывается большое расстояния по прямой, соединяющей пункты.

3.2 Составление схемы замещения районный сети

Расчетная схема РЭЭС составляется на основе принципиальной схемы районной сети, принятой в результате технико-экономического составления вариантов.

Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов соответствии с коммутационной схемой системы.

Все параметры схемы замещения должны вычисляться в именованных единицах по удельным параметрам ro, xo, bo для воздушных линий и паспортным данным Uк, ∆Pк, Iк, и ∆Pх для трансформаторов. Линии передачи представляются П-схемой замещения, трансформаторы представляются Г-схемой замещения: однолучевой – для двух обмоточных и трех лучевой – для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов.

В целях упрочения расчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов ; а емкостные проводимости линии – зарядной мощностью :

Для двух однотипных параллельно работающих линий параметры схемы замещения определяются следующим образом:

В случае двух параллельно включенных однотипных трансформаторов параметры Rт, Xт уменьшаются в два раза по сравнению с этим же значениями для одного трансформатора.

Батареи конденсаторов, установленные в районной сети по результатам расчета компенсации реактивной мощности, учитываются в расчетной схеме замещения соответствующими изменением коэффициента мощности.

3.3 Электрический расчет

3.3.1 Расчет режима максимальных нагрузок

Расчет режима максимальных нагрузок. Районная электрическая сеть имеет один источник питания – системную подстанцию.

Электрический расчет проводит для случая, когда на шинах ВН источника питания поддерживается напряжение U=1,15Uн и известна максимальная нагрузка на шинах лучшего напряжении трансформаторов.

Расчет режима выполняем методом последовательных приближений. В качестве первого приближения принимает, что напряжения во всех условиях точках равны номинальному напряженению сети. При таком условии находим распределением мощностей в сети с учетом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.

На следующем этапе расчета во втором приближения в узловых точках. Исходными данными при этом напряжение в точках сети, т.е. системной подстанции, и значение мощностей в начале каждой схемы замещением.

Определяем параметры первой схемы замещения.

Определяем зарядную мощность

Полная мощность:

Определяем мощность в конце ветви с сопротивлении

Определяем потере мощности в ветви с сопротивлением Z:

Определяем мощность в начале ветви с сопротивлением z:

Активном мощность Р1=22,2МВт. Реактивная мощность Q1=5,06МВАр

Продольная составляющим напряжении:

Поперечная составляющая напряжением:

Напряжение в конце схемы замещением:

Данные по качестве остальным схем замещением сводим в таблицу 5.

Таблица 5.

3.3.2 Составление схемы замещения районный сети

Перед проведением расчета режима наименьших нагрузок следует рассмотреть вопрос о числе трансформаторов, включенных в этот режиме на подстанции с двумя трансформаторами.

Для этого определяется экономические целесообразном мощность.

, где

- номинальная мощность трансформатора;

n - число трансформаторов на подстанции.

При двух установленных на подстанциях трансформаторах имеет

Мощность сравнивается с мощностью нагрузки подстанции в данном режиме если , то с целью уменьшением потерь мощности можно отключить один из параллельно работающих трансформаторов; при в работе оставляются оба трансформатора.

Для ПС-1

Минимальная нагрузка

 в работе остаются оба трансформатора.

Для ПС-2

Минимальная нагрузка

 в работе остаются оба трансформатора.

Для ПС-3

Минимальная нагрузка

 в работе остаются оба трансформатора.

Для ПС-4 и ПС-6

Минимальная нагрузка

 отключается один трансформатор

Для ПС-5

 отключается один трансформатор

Напряжение на шинах источника

Результаты расчета сводим в таблицу 6.

Таблица 6.

3.3.3 Расчет после аварийных режимов

Расчет послеаварийных режимов производится для максимальных нагрузок при отключении одной цепи.

Результат расчетов сводим в таблицу 7.

Таблица 7.

Согласно ПУЭ с целью ограничения длительного воздействия на высоковольтное оборудование линий электропередачи, электростанций и подстанций должны применяться устройства автоматики, действующее при повышении напряжения выше 110-130 % номинального. В данном случае такого превышения нет, поэтому необходимости в регулировании напряжения также нет.

4. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

Одним из важных показателей напряжения служат отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонения напряжения в из определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее эффективным из известных средств регулирования напряжения являются трансформаторы и автотрансформаторами с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (с РПН). Они способны обеспечить любой регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон в встречного регулирования напряжения в пределах отклонений напряжения от +5 (лил более) до 0 % при изменениях нагрузки подстанций от наибольшей до меньшей. Обычно при наибольших нагрузках отключения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%. Определение желаемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций при промежуточных значениях нагрузки производиться линейной интерполяцией.

Аварийные отклонения линий и трансформаторов рассматриваются, как правило, при наибольших нагрузках подстанций. Поэтому желаемые отклонения напряжения на шинах 10 кВ в таких режимах должны соответствовать отклонениям напряжения, требуемые в режиме наибольших нагрузок.

В этом разделе проекта должны быть выбраны рабочие отклонения понижающих трансформаторов, обеспечивающих поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы. Выполняется это следующим образом. После расчета установившегося режима работы сети известны ответвления на шинах высшего напряжения каждой из подстанций . Проще всего находиться напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения (т.е. без учета коэффициента трансформации трансформаторов), определяется по выражению:

, где

- активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

- активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов.

Понижающие трансформаторы имеют РПН в нейтрали обмотки, обеспечивающие желаемое напряжения на шинах низшего напряжения , может быть определено по выражению:

, где

-номинальные напряжения обмоток низшего и высшего напряжения;

-степень регулирования напряжения в процентах.

Вычисленное напряжение округляется до ближайшего целого числа с учетом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов. После этого следует определить действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции

, где

И отклонение напряжения на этих от номинального напряжения ().

Для ПС-1

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 8.

Таблица 8.

5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

В этом разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые удельные технико-экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети. К ним относятся:

1.капиталовложения на сооружения линий, подстанций и сети в целом (руб.);

2.ежегодные издержки по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (руб./год);

3.удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин заданного источника до шин вторичного напряжения (10 кВ) понижающих подстанций 35…220 кВ (коп/кВт*ч);

4.потери активной мощности и потери электроэнергии в спроектированной сети, соответственно в кВт, кВт*ч/год и в процентах от полезно отпущенной потребителям мощности и электроэнергии;

5.основные натуральные показатели сети, как – то: количество понижающих трансформаторов с разделением по номинальным напряжениям и мощностям; количество выключателей с разделением по номинальным напряжениям; тоже – комплектов отделителей и короткозамыкателей; количество километров проводов (помаркам и в однофазном исчислении); суммарная мощность компенсирующих устройств с разделением по типам и номинальным напряжениям.

Если при расчетах режимов сети было приято решение об экономической целесообразности отключения части трансформаторов в режиме наименьших нагрузок, то это необходимо учитывать при определении потерь электроэнергии. Для этого надо знать длительность режимов сети с полным и сниженным числом трансформаторов. Допускается, в первом приближении, применять следующий метод оценки длительности режимов наибольших и наименьших нагрузок подстанций (при условном двухступенчатом годовом графике нагрузки). Электроэнергия, потребленная за один год шин вторичного напряжения каждой понизительной подстанции:

- продолжительность использования наибольших нагрузок, ч/год;

 - соответственно наибольшая и наименьшая активные нагрузки подстанций i;

- соответственно условные длительности наибольшей и наименьшей нагрузки при упрощенном двухступенчатом годовом графике по продолжительности активных нагрузок (ч/год), причем

8760 – длительность невисокосного года в часах.

Суммарные потери мощности в режиме наибольших нагрузок

Затраты на потери энергии в сети

, где

 - удельные затраты на потери электроэнергии для переменной и постоянной составляющих потерь активной мощности в сети в заданном географическом регионе, руб/кВт*ч;

 - суммарные потери активной мощности активных сопротивлениях линий, трансформаторов и автотрансформаторов сети, кВт;

 - время наибольших потерь мощности (ч/год), соответствующее средневзвешенному (по мощности)времени использования наибольших нагрузок,

 ,час/год

Стоимость потерь электроэнергии в нерегулируемых батареях конденсаторов определяется, как:

, где

 - 0,002…0,003 – удельные потери мощности в конденсаторах, о.е.;

 - суммарная мощность конденсаторов на подстанциях, включенная в течение времени .

Затраты на потери энергии в сети

Удельная себестоимость передачи полезно отпущенный потребителям электроэнергии в спроектированный сети

, коп/кВт*ч, где

 - суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети.

Суммарные потери активной мощности  и электроэнергии в сети в процент

Капиталовложения на сооружение подстанции

Капитальные вложения на сооружение подстанций

Общие капитальные затраты

Ежегодные издержки по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом.

Линии.

Подстанции.

Сети в целом

В сети:

А) 12 понижающих трансформаторов110/10, их них;

2 – мощностью 16 МВА;

3 – мощностью 10 МВА;

4- мощностью 6,3 МВА;

2- мощностью 2,5 МВА.

Б) 42 силовых выключателя из них;

12 – на напряжение 110 кВ;

30 – на напряжение10 кВ.

В) 6 комплектов отделителей и короткозамыкателей;

Г) 726 км проводов АС-120, 696 км проводов АС-70;

Д)суммарном мощностью устройств в том числе на номинальное напряжение 10 кВ ;

Е) КС-0,22-8-2 шт., КС-0,22-6-8 шт.

Страницы: 1, 2