Анчарова Т.В. (ред.) Электрооборудование питающих сетей промышленного района

методичка.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
И.Г.БУРЕ С.И.ГАМАЗИН Н.В.РАГУТКИНА С.А.ЦЫРУК
ЭЛЕКТООБОРУДОВАНИЕ ПИТАЮЩИХ СЕТЕЙ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА
«Электрооборудование промышленности»
для студентов обучающихся по направлению
«Электротехника электромеханика и электротехнологии»
МоскваИздательство МЭИ2006
Утверждено учебным управлением МЭИ в качестве ученого пособия для студентов
Подготовлено на кафедре электроснабжения промышленных предприятий
Электрооборудование питающих сетей промышленного района: учебное пособие И.Г.Буре С.И.Гамазин Н.В.Рагуткина С.А.Цырук; под ред.
М.: Издательство МЭИ 2006. - с.
Изложены основные положения проектирования электрооборудования питающих сетей промышленного района. Приведены примеры схем электрических соединений подстанций. Отражены особенности рационального построения конфигурации сети.
Предназначено для студентов обучающихся по направлению «Электротехника электромеханика и электротехнологии» и «Электро-энергетика».
Теоретические вопросы проектирования расчетов и анализа режимов электрических сетей закрепляются углубляются и обобщаются при комплексном решении вопросов в процессе работы студентов над курсовым проектом «Электрооборудование питающих сетей промышленного района». При выполнении курсового проекта студент приобретает практические навыки самостоятельного решения инженерных задач развивает творческие способности к исследованию технических задач в области специальности обучается пользованию технической справочной литературой и другими справочно-информационными материалами проектирования.
В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть 35—110 кВ предназначенная для электроснабжения крупного промышленного района содержащего 5-6 предприятий с общей мощностью 80-100 MB×А. Самостоятельная и творческая работа студентов по проектированию указанной районной сети является важным этапом в подготовке инженеров специализирующихся в области промышленной электроэнергетики.
Настоящее учебное пособие позволяет активизировать самостоятельную работу над проектом и организовать ее без излишних потерь времени. Большая часть методических указаний к выполнению проекта посвящена выбору экономически целесообразной схемы районной сети наиболее сложному для студентов вопросу требующему определенных инженерных навыков. В методических указаниях даны некоторые рекомендации обусловленные учебным проектированием которые могут быть полезны преподавателям-консультантам проекта. Вопросы расчета режимов сети изложены более кратко так как по расчету режимов сети студенты выполняют работу на практических занятиях.
СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
1. Исходные данные для проектирования районной сети
В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть промышленного района с номинальным напряжением 35-110 кВ. Исходные данные на проектирование районной сети содержат необходимые сведения о потребителях и источниках электроэнергии о местности и плане размещения и сооружения воздушных линий и подстанций. Район проектируемой сети располагает источниками питания в виде районной электрической станции (ГРЭС) или крупной подстанции энергосистемы напряжением 110-500 кВ которые способны обеспечить электроэнергией потребителей района с учетом перспективного роста их нагрузок. Потребителями электроэнергии района являются в основном средние по мощности промышленные предприятия (от 10 до 60 МВт). Коммунально-бытовые городские и сельскохозяйственные потребители близлежащих районов являются как правило субабонентами (сторонними потребителями электроэнергии) промышленных предприятий.
Взаимное расположение источников питания и пунктов потребления электроэнергии определяется планом района масштаб которого указывает преподаватель при выдаче задания на проект. Местоположение пункта потребления энергии в плане района соответствует условному центру электрических нагрузок данного промышленного предприятия следовательно можно полагать и местоположению понижающей подстанции предприятия (ПГВ ГПП и т. п.) получающей питание от районной сети 35-110 кВ и распределяющей энергию по территории промышленного объекта на напряжении 6-10 кВ. Проектируемая сеть предназначается для осуществления электроснабжения пяти-шести промышленных предприятий.
Для выбора конструктивного выполнения воздушных линий оценки условий прохождения трассы удельных показателей стоимости сооружения воздушных линий правильного выбора типов коммутационных аппаратов на понижающих подстанциях и решения ряда других вопросов в исходных данных задания приведены краткие сведения характеризующие местность сооружения районной сети: район по климатическим признакам (I II и III) и ее графическое расположение (Европейская часть России Западная Сибирь Восточная Сибирь). При необходимости использования справочных данных характерных для конкретных энергосистем дополнительные сведения о местоположении проектируемой сети выдаются преподавателем или принимаются автором проекта самостоятельно с учетом задания.
Для оценки баланса реактивной мощности в проектируемой сети и выбора мощности компенсирующих устройств на первых этапах проектирования сети в исходных данных указана реактивная мощность которой располагает энергосистема. Для расчета параметров основных нормальных и наиболее тяжелого послеаварийного режимов проектируемой сети в задании определены уровни напряжения на шинах источника питания изменяющиеся от 105 Uном до 115 Uном в зависимости от режима.
В состав исходных данных на проектирование сети для каждого пункта потребления включены: наибольшая зимняя нагрузка Р МВт; коэффициент мощности нагрузки cosj о. е.; номинальное напряжение распределительной сети 6 или 10 кВ; категорийность нагрузки по степени надежности электроснабжения – 1 2 3. Все эти сведения в задании приведены в форме таблицы.
В целях уменьшения объема вычислительной работы для учебного проектирования районной сети некоторые исходные показатели характеризующие график нагрузки и требования к надежности каждого из потребителей условно приняты одинаковыми а именно: продолжительность использования наибольшей нагрузки Тmax чгод отношение наименьшей летней активной нагрузки к наибольшей зимней РminРmаx % удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии при аварии уo руб.( кВтч). Указанные исходные данные а также стоимость 1 кВтч электроэнергии руб.(кВтч) в условиях курсового проектирования можно рассматривать как средние показатели в целом по району используемые для выполнения технико-экономических расчетов по выбору рациональной схемы сети и определения параметров режима наименьшей нагрузки.
2. Содержание расчетно-пояснительной записки и графической части проекта
Основным содержанием курсового проекта «Электрооборудование питающих сетей промышленного района» является проектирование рациональной схемы сети определение параметров наиболее характерных режимов ее работы и выбор средств регулирования напряжения.
Для расчетно-пояснительной записки рекомендуется следующая структура по содержанию (объему %) основного материала проекта: потребление активной мощности баланс реактивной мощности и выбор мощности компенсирующих устройств (10%) выбор схемы районной сети на основе технико-экономических расчетов (40%) определение параметров основных нормальных и послеаварийных режимов сети (25%) выбор средств регулирования напряжения в сети (10%) краткая характеристика и основные технико-экономические показатели районной сети (5%) тема углубленной проработки вопроса по индивидуальному заданию (10%). Ориентировочная оценка объема % разделов проекта включает оформление расчетно-пояснительной записки и графических материалов.
Графическая часть курсового проекта должна содержать следующие материалы: варианты схемы районной сети и их технико-экономические показатели предлагаемая схема электрической сети и ее схема замещения (лист 1) потокораспределение в основных нормальных и послеаварийных режимах сети диаграмма напряжений в сети и выбор средств регулирования напряжения (лист 2).
Индивидуальную тему углубленной проработки выдает преподаватель в процессе работы студента над проектом. Индивидуальная тема по возможности должна быть связана с конкретным проектированием и расчетами режимов сети.
Для углубленной проработки отдельных вопросов электрических сетей 35-110 кВ в курсовых проектах рекомендуются следующие темы: современные методы расчета режимов электрических сетей с использованием ПК задачи оптимизации режимов сети с использованием ПК способы и средства регулирования напряжения в сетях методы расчета и снижения потерь электроэнергии в элементах сети сравнительная характеристика схем электрических соединений подстанций в сетях 35—110 кВ выбор экономически целесообразных режимов работы трансформаторов выбор компенсирующих устройств и регулирование их мощности с учетом режимов сети конструктивное исполнение элементов ЛЭП и подстанций и др. Тема углубленной проработки проекта может быть развита до учебно-исследовательской работы.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 35-110 кВ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА
1. Потребление активной мощности баланс реактивной мощности выбор компенсирующих устройств в проектируемой сети
При проектировании электрической сети 35—110 кВ промышленного района являющейся элементом электроэнергетической сети предполагается что установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия потребностей в активной мощности района т. е. баланс активной мощности в системе обеспечен. Потребление активной мощности определяется нагрузками заданных пунктов и потерями активной мощности во всех элементах (линиях и трансформаторах) проектируемой сети для периода наибольших нагрузок. Выдаваемая в сеть активная мощность генераторов энергосистемы приближенно определяется выражением:
где S РГ - суммарная активная мощность генераторов электростанций системы отдаваемая в проектируемую сеть; Рп п где п — число пунктов в сети.
В правой части выражения (2.1) первое слагаемое представляет собой сумму заданных наибольших нагрузок пунктов потребления сети с учетом возможности несовпадения по времени суток наибольших нагрузок отдельных пунктов (Крм=095) второе слагаемое - суммарные потери активной мощности в элементах сети которые приближенно составляют 6% от суммы заданных наибольших нагрузок пунктов потребления.
Баланс реактивной мощности или необходимость в дополнительных источниках для его обеспечения устанавливается при учебном проектировании приближенно до выбора схемы районной сети по результатам технико-экономического расчета на основе приближенной оценки возможных составляющих баланса реактивной мощности. Это объясняется тем что компенсация части реактивной мощности в пунктах ее потребления может существенно влиять на параметры элементов проектируемой сети и ее технико-экономические показатели а следовательно и на правильность решения по выбору схемы районной сети.
Необходимая реактивная мощность проектируемой сети определяется реактивными нагрузками заданных пунктов потребления электроэнергии и потерями мощности в элементах сети для периода наибольших нагрузок который в общем случае не совпадает с периодом наибольших активных нагрузок. При курсовом проектировании сети условно принимается совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок в заданных пунктах сети. Это допущение отражено в составе исходных данных на проектирование: наибольшая реактивная нагрузка пункта потребления определяется по наибольшей активной нагрузке и заданному значению коэффициента мощности.
Баланс реактивной мощности в проектируемой сети устанавливается уравнением характерным практически для всех систем:
где SQи - располагаемая реактивная мощность источников системы; Qл j - реактивная мощность генерируемая j-м участком сети j =1 2 ; m где m — число участков в проектируемой сети; Qkу п где п — число пунктов сети; Qп D Qл j - потери реактивной мощности в j-м участке сети j=1 2 т; DQтк - потери реактивной мощности в трансформаторах k-й подстанции сети k=1 2 ; l где l – число подстанций в проектируемой сети (в общем случае число подстанций может отличаться от числа пунктов потребления электроэнергии).
Располагаемая реактивная мощность источников системы определяется заданием.
Реактивная мощность генерируемая линиями электрической сети может быть оценена приближенно по следующим удельным показателям одноцепных линий в зависимости от напряжения: 35 кВ — 3 кваркм 110 кВ — 30 кваркм 220 кВ — 130 кваркм. Суммарная наибольшая реактивная нагрузка сетевого района определяется с учетом возможности несовпадения по времени суток реактивных нагрузок отдельных пунктов потребления электроэнергии (крм=095).
Потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях воздушных линий (ВЛ) оцениваются приближенно по величине модуля полной передаваемой по линии мощности Sл и составляют в зависимости от напряжения: при 35 кВ (001—002) SЛ; 110кВ (004—006) Sл; 220 кВ (015—02) Sл. Как показали исследования для энергосистем не имеющих линий 330 кВ и выше при ориентировочных расчетах допускается принимать что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются. Таким образом при составлении приближенного баланса реактивной мощности в проектируемой сети составляющими уравнения (2.2) и можно пренебречь так как они взаимно компенсируются.
Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. Учитывая что при передаче от районных электростанций (ГРЭС) или подстанций энергосистемы до шин 6—10 кВ потребителей электроэнергия может претерпевать одну-две ступени трансформации следует полагать что потери реактивной мощности в трансформаторах могут достигать больших величин.
Для двухобмоточных трансформаторов при характерных значениях Uк % и Iх % потери реактивной мощности составляют
а с учетом того что в нормальном режиме нагрузка трансформатора не достигает номинальной мощности потери реактивной мощности оказываются меньшими и приближенно составляют
где п — число трансформаторов на подстанции с номинальной мощностью Sном каждый.
При составлении приближенного баланса реактивной мощности до выбора типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций проектируемой сети суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах можно определить по выражению
Мощность компенсирующих устройств необходимых к установке в сети для обеспечения баланса реактивной мощности определяется на основании уравнения (2.2) по найденным приближенно составляющим баланса
В качестве дополнительных источников реактивной мощности могут быть использованы компенсирующие устройства: синхронные компенсаторы и батареи конденсаторов.
Основным типом компенсирующих устройств (КУ) на подстанциях 35-110 кВ районных электрических сетей являются батареи статических конденсаторов (БК) устанавливаемые как правило на шинах 6-10 кВ подстанций районной сети или на более низких ступенях систем электроснабжения потребителей.
При распределении мощности компенсирующих устройств найденной согласно выражению (2.4) по заданным пунктам потребления электроэнергии предпочтение следует отдать более удаленным от источника питания пунктам и пунктам сети имеющим большую потребляемую активную мощность при относительно высоком значении коэффициента мощности нагрузки. Если электрическая удаленность пунктов потребления от источника питания в сетевом районе примерно одинакова то допускается производить расстановку компенсирующих устройств по условию равенства средних значений коэффициентов мощности в узлах сети.
При проектировании заданную нагрузку пункта потребления энергии (Sп.i=Pп.i+jQп.i) допускается считать распределенной поровну между секциями шин 6-10 кВ понижающей подстанции питающей данную нагрузку. Тогда необходимую мощность КУ следует также распределить поровну между секциями шин 6 - 10 кВ и если выполняется условие:
то экономически целесообразным следует считать установку батарей конденсаторов (в противном случае устанавливаем синхронные компенсаторы).
На основании необходимой мощности компенсирующих устройств в каждом пункте сети производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок или синхронных компенсаторов [1- 4]. При ориентировочной оценке баланса реактивной мощности на первых этапах проектирования суммарная номинальная мощность компенсирующих устройств Qном.ку принятых к установке в районной сети должна удовлетворять условию:
В результате выбора мощности типа и места расположения компенсирующих устройств определяются расчетные нагрузки в пунктах потребления которые используются для всех последующих расчетов при проектировании сети:
Проверка правильности выбора и размещения компенсирующих устройств и их корректировка производятся на завершающих этапах проектирования сети по результатам расчета нормального режима наибольших нагрузок сети.
2. Выбор схемы электрической сети промышленного района
на основе технико-экономических расчетов
Выбор схемы электрической сети представляет собой сложную технико-экономическую задачу которая предполагает комплексное решение следующих основных вопросов проектирования [1—3]:
а) выбор схемы построения сети с учетом требования надежности электроснабжения потребителей электроэнергией;
б) выбор конфигурации сети;
в) определение расчетных нагрузок и выбор номинального напряжения отдельных участков сети оценка числа ступеней трансформации;
г) выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций сети;
д) выбор конструктивного исполнения числа цепей и сечений воздушных линий электрической сети;
е) выбор рациональной схемы электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов сети.
При проектировании электрической сети в качестве исходных данных технического задания как правило известны величины электрических нагрузок потребителей размещение потребителей электроэнергии и источников мощности в плане района проектируемой сети напряжение распределительной сети в пунктах потребления электроэнергии (6—10 кВ) и другие сведения о потребителях и источниках энергии.
Очевидно что при наличии указанных данных на проектирование с технической стороны задача обеспечения потребителей электроэнергией имеет многовариантное решение. При проектировании электроэнергетических объектов используется метод вариантного сопоставления возможных к исполнению конкурентоспособных технических решений задачи. Для количественной оценки экономичности варианта технического решения проектируемой сети используют приведенные затраты т. е. стоимостный критерий.
Возможные к исполнению 6 вариантов сети составляются на основании анализа исходных данных. Каждый из этих трех-четырех конкурентоспособных вариантов исполнения сети технически разрабатывается полностью до определения технико-экономических показателей по которым и производится сравнение вариантов. Наиболее выгодным вариантом решения задачи является вариант обеспечивающий наименьшие приведенные затраты т. е. наибольший экономический эффект. В тех случаях когда сравниваемые варианты экономически равноценны или близки по результатам технико-экономического расчета (ТЭР) к исполнению следует принять вариант сети обеспечивающий лучшие качественные и перспективные показатели [1—3].
а) Выбор схемы построения сети с учетом требований надежности электроснабжения
В районных электрических сетях применяют различные по построению схемы:
— разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные;
— разомкнутые резервированные радиальные и магистральные;
— замкнутые резервированные схемы (кольцевые петлевые с двусторонним питанием сложнозамкнутые).
Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании сети определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.
Для питания потребителей 1-й категории применяют различные резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 3-й категории можно осуществлять по одноцепным нерезервированным линиям при условии что перерыв электроснабжения необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента СЭС не превысит 1 сутки [5].
Потребители 1-й и 2-й категорий согласно ПУЭ должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания (ИП). При питании потребителей района от шин распределительных устройств (РУ) электростанции или крупной подстанции энергосистемы независимыми источниками питания можно считать сборные шины РУ если выполняются следующие условия:
каждая секция шин РУ должна иметь питание от различных генераторов (не менее двух) или трансформаторов;
секции шин РУ электрически не должны быть связаны между собой или должны иметь связь автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из взаимосвязанных секций шин.
При решении вопросов резервирования питания потребителей разных категорий территориально объединенных в одном пункте сети возникает сложность в осуществлении раздельного питания этих потребителей. Поэтому при выборе схемы построения сети питающей потребителей одного или нескольких пунктов района следует исходить из наивысшей категории потребителей по требуемой степени надежности электроснабжения.
В районных сетях на подстанциях с высшим напряжением (ВН) 35 кВ и выше как правило устанавливаются два трансформатора (автотрансформатора) что соответствует требованиям к надежности электроснабжения узлов нагрузки имеющих потребителей 1-й 2-й и 3-й категорий (наиболее общий случай). Область применения однотрансформаторных подстанций для питания потребителей 3-й категории регламентирована ПУЭ. При сравнении вариантов сооружения одно- или двухтрансформаторной подстанции для питания потребителей 3-й категории следует учитывать наличие в энергосистеме передвижного трансформаторного резерва который должен прибыть для замены поврежденного трансформатора за время не более одних суток по ПУЭ.
Для резервирования и исключения из сети поврежденных элементов в послеаварийных режимах а также для осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей при выборе схемы построения сети отвечающей требованиям надежности необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных отключений и переключений (автоматически или дежурным персоналом).
Таким образом требуемая надежность работы схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий сети и установкой определенного числа трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности как в отдельных пунктах сети так и района в целом.
Принятые в процессе проектирования наиболее рациональные варианты схем построения сети учитываются при выборе возможных вариантов конфигурации сети.
б) Выбор конфигурации электрической сети
Конфигурация районной сети представляет собой определенную схему соединений линий сети зависящую от взаимного расположения источников и потребителей мощности в плане района а также от соотношения нагрузок пунктов потребления района. Число возможных вариантов сети по конфигурации в значительной степени определяется числом источников питания и количеством пунктов потребления энергии района. При составлении и анализе вариантов конфигурации сети необходимо исходить из основных положений рационального построения схем соединений линий сети. Для рассмотрения этих положений используем некоторые понятия и определения приведенные ниже.
Питание от электростанции или подстанции энергосистемы к потребителям электроэнергии может быть подведено:
- к одному общему для всего района приемному пункту (УРП);
- к двум или более приемным пунктам района (УРП-1 УРП-2 );
- по схеме глубокого ввода на территорию района сквозной магистрали (одной или более) без сооружения промежуточных сетей узлов для непосредственного присоединения к ней понижающих подстанций пунктов потребления района (ПГВ или ГПП).
Узловой распределительной подстанцией (УРП) напряжением 110 кВ и выше называется подстанция района получающая электроэнергию от ИП и распределяющая ее без трансформации с частичной или полной трансформацией по понижающим подстанциям пунктов потребления района (ГПП или ПГВ).
Главной понизительной подстанцией (ГПП) напряжением 35-110 кВ называется подстанция пункта (пунктов) потребления района получающая питание от ИП или УРП и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении (6—10 кВ) на территории пункта.
Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется подстанция напряжением 35— 110 кВ пункта потребления района выполненная по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении получающая питание от ИП или УРП и предназначенная для питания потребителей данного пункта на более низком напряжении (6—10 кВ).
Питающей линией (ПЛ) будем называть линию электропередачи ИП—УРП и ИП—ГПП (ПГВ) без распределения электроэнергии по ее длине. Совокупность питающих линий образует питающую сеть (ПС) распределительной линией (РЛ) считается линия питающая ряд подстанций пунктов района (УРП-ГПП1-ГПП-2 УРП-ПГВ-1 ПГВ-2 или ГПП-1-ГПП-2 ПГВ-1-ПГВ-2). Распределительные линии образуют распределительную сеть (PC).
При выборе конфигурации сети можно считать что заданное расположение пунктов потребления мощности в плане района соответствует условным центрам электрических нагрузок (потребителей т. е. расположение понижающих подстанций распределяющих энергию на напряжении 6-10 кВ по территории пунктов (ГПП ПГВ) предопределено.
Основные положения рационального построения конфигурации сети заключаются в следующем:
Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием по возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети расположенным в одном направлении по отношению к ИП что обеспечивает снижение капиталовложений на 1 км линии Ко в целом на питающую и распределительную сеть Кп.с и Кр.с а также улучшает натуральные показатели сети G (расход цветного металла) DР (потери мощности) и DW(потери электроэнергии).
Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района; следует избегать обратных потоков мощности даже на отдельных участках PC так как это приводит к повышенным капиталовложениям Кр.с и увеличению таких показателей как G DР и DW при замкнутых и разомкнутых схемах сети.
Во избежание необоснованного завышения капиталовложений не рекомендуется использовать в качестве промежуточного сетевого звена резервированной схемы питания потребителей 1-й-3-й категорий участок сети питающей потребителей 3-й категорий для которых по данным ТЭР допустимо применение нерезервированной схемы. Это положение в равной степени относится к замкнутым и разомкнутым схемам.
Применение замкнутых и сложнозамкнутых схем для питания нескольких пунктов потребления района экономически целесообразно если:
а) суммарная длина линий замкнутой схемы
б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных мало загруженных участков сети которые используются практически в послеаварийных режимах что значительно ухудшает технико-экономические показатели районной сети.
При составлении вариантов конфигурации районной сети необходимую исходную информацию о нагрузках уровни компенсации реактивной мощности взаимном расположении пунктов сети и ИП и т.д. рекомендуется представлять в форме таблиц 1 2 удобной для анализа показателей вариантов схем и последующих расчетов.
В табл. 1 приводятся данные:
- об исходных расчетных нагрузках отдельных пунктов потребления с выделением расчетных активных реактивных и полных нагрузок;
- о месте установки и величине номинальной мощности КУ;
- о полной расчетной нагрузке пунктов потребления после компенсации реактивной мощности.
Расчетные нагрузки пунктов потребления до и после компенсации реактивной мощности.
Наименование потребителей электроэнергии по плану района
Расчетная активная нагрузка
Расчетная реактивная
Мощность компенсирующих
Расчетная нагрузка после компенсации реактивной мощности
Sрi=Pпi+j(Qпi-Qкуномi) МВА.
В табл. 2 представляющей собой цифрограмму приводятся данные о расстояниях между ИП и пунктами потребления по воздушной прямой — кратчайшей связи l (правая верхняя часть таблицы) а также данные о протяженности рассматриваемых участков ВЛ с учетом удлинения трассы в k раз по сравнению с воздушной прямой lтр=l·K (нижняя левая часть таблицы).
Величина поправочного коэффициента К изменяется в пределах от 116 до 126 [4] в зависимости от условий местности сооружения районных сетей и по опыту проектирования может быть принята равной: ОЭС Центра Средней Волги Урала— 116; ОЭС Северо-Запада Центральной Сибири Дальнего Востока Магаданская Якутская Камчатская энергосистемы—120; ОЭС Юга Северного Кавказа—126.
С увеличением числа пунктов потребления энергии резко возрастает число возможных вариантов схемы поэтому следует составлять только наиболее целесообразные варианты. Для примера составления вариантов конфигурации сети рассмотрим исходные данные проектируемой сети представленные на рис. 1.
Рис. 1. План расположения источника питания и пунктов потребления мощности промышленного района
Источником питания шести пунктов потребления являются сборные шины 110кВ подстанции «А» энергосистемы; расчетная нагрузка (модуль полной мощности) пунктов потребления изменяется в пределах от 8 до 35 MB×А; во всех пунктах сети имеются потребители 1-й 2-й и 3-й категорий; основные кратчайшие расстояния от ИП к ближайшим потребителям и между потребителями даны на плане района (Ml:1000000). На основании исходных данных для сети района (рис. 1) составлены восемь вариантов схемы соединений линий сети (рис. 2) сочетающих элементы замкнутых и разомкнутых резервируемых схем удовлетворяющих требованиям надежности питания потребителей.
При выполнении курсового проекта рекомендуется внимательно проанализировать приведенные на рис. 2 варианты схемы с позиций основных положений рационального построения схем соединений линий сети и попытаться самостоятельно изобразить 5-6 вариантов схемы сети которые можно предложить для дальнейшего технико-экономического сравнения.
в) Определение расчетных нагрузок и выбор номинального напряжения сети оценка числа ступеней трансформации
При проектировании электрической сети решаются вопросы выбора номинального напряжения отдельных участков и системы напряжений для района оценки числа ступеней трансформации выбора основного электрооборудования воздушных линий и подстанций сети. Комплексное решение данных вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. Учитывая трудоемкость поставленной задачи на первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов схемы сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно. Под расчетной нагрузкой элемента сети в установившемся режиме понимается полная мощность S режима наибольших нагрузок.
Приближенное определение расчетной нагрузки элемента сети производится при следующих допущениях:
- емкостная проводимость воздушных линий 35—110 кВ не учитывается;
- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме наибольших нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;
- распределение потоков мощности по участкам простейшей замкнутой сети вычисляется при условиях равенства напряжений вдоль линий участков сети номинальному Uном и равенства сечений проводов отдельных участков сети.
Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются нагрузки пунктов потребления и напряжение источника питания («расчет по данным начала»). Поэтому с учетом принятых допущений расчет потоков мощности в разомкнутых и простейших замкнутых сетях проводится в направлении от пунктов потребления к источнику питания путем последовательного суммирования расчетных нагрузок в узлах сети. При этом в простейших замкнутых сетях (кольцевых с двусторонним питанием) нагрузки пунктов потребления приводятся к узлам замкнутой сети и определяются поток мощности на головном участке пропорционально длине участков сети и исходя из условий баланса мощности потоки мощности на других участках замкнутой схемы.
Рассмотрим в общем виде последовательность определения расчетных нагрузок отдельных участков сети и ее узлов на примере схемы электрических соединений воздушных линий рис. 2 с исходными данными о плане размещения пунктов потребления и их нагрузками представленными рис. 1. В данном примере наиболее удаленные от ИП потребители (пп. 3 4 5 и 6) питаются по радиальным и магистральным (разомкнутым) схемам а головные участки сети объединены в кольцевую сеть (пст «А» — п. 1 — п. 2 — пст «А»). Картина приближенного распределения потоков мощности для режима наибольших нагрузок рассматриваемой сети дана на рис. 3.
Исходные данные представлены наибольшими нагрузками пунктов потребления в виде активной и реактивной составляющих:
Рис. 3. Определение расчетных нагрузок участков и узлов распределительной сети (к примеру рис. 1 и 2)
Согласно принятым допущениям расчетные нагрузки в начале и конце участка сети равны а расчетная нагрузка узла сети к которому присоединено несколько потребителей определяется суммированием нагрузок последних. Тогда для рассматриваемой схемы если точка потокораздела – т.1 потоки мощности могут быть вычислены по выражениям:
Аналогично могут быть найдены приближенно расчетные нагрузки участков ВЛ и узлов распределительной сети любой другой конфигурации состоящей из разомкнутых и простейших замкнутых схем.
На основании предварительной оценки расчетных нагрузок производится выбор номинального напряжения отдельных участков системы напряжений сети в целом и числа ступеней трансформации. Номинальное напряжение Uном кВ линии электрической сети определяется в основном передаваемой активной мощностью Р МВт и длиной линии l км.
Предельная мощность линии электропередачи зависит от величины Uном (при грубой оценке пропорциональна U2ном) а стоимость линий и подстанций сооружаемых на конце линии увеличивается практически линейно с ростом величины Uном. Удельные приведенные затраты для линий заданной длины уменьшаются с увеличением передаваемой мощности и номинального напряжения. Величины потерь мощности и падения напряжения в линии при заданной ее длине и передаваемой по ней мощности также определяются величиной Uном. Таким образом номинальное напряжение в значительной степени влияет на технические характеристики режима сети и ее экономические показатели.
Опыт проектирования электрических сетей позволяет рекомендовать для ориентировочной оценки номинального напряжения участка сети использовать данные о наибольших передаваемых мощностях на одну цепь линии и предельных расстояниях передачи приведенные в табл. 3 [1-3].
Пропускная способность воздушных линий 35-220кВ
Номинальное напряжение сети кВ
Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь МВт
Предельное расстояние
Экономически целесообразные области применения различных номинальных напряжений сетей с указанием границ равноэкономичности даны на рис. 4.
Рис. 4. Области применения электрических сетей разных номинальных напряжений. Границы равноэкономичности: 1- 110 и 35 кВ; 2 - 220-110кВ; 3 – 500 и 220кВ; 4 – 150 и 35 кВ; 5 – 330 и 150 кВ; 6 – 750 и 330кВ
При проектировании районных электрических сетей являющихся звеном энергосистемы выбор системы напряжений отдельных участков сети следует производить с учетом той системы напряжений которая принята в данной энергосистеме. В СССР были распространены две системы напряжений электрических сетей: 110—220 кВ и 110(150)—330 —150 кВ при этом первая имеет наибольшее использование в большинстве ОЭС. Вторая система напряжений нашла применение в ОЭС Юга и Северо-Запада. Напряжение 150 кВ предназначено для сетей имеющих те же функции что и сети 110кВ. В настоящее время сети 150 кВ развиты только в энергосистеме Днепроэнерго и примыкающих районах соседних энергосистем Украины частично в Кольской энергосистеме а в других районах проектировать их не рекомендуется.
В результате оценки рациональных напряжений для отдельных участков и системы напряжений для сети в целом по каждому варианту схемы электрических соединений сети определяется число ступеней трансформации электроэнергии при передаче ее от шин РУ 110—330 кВ ИП до шин РУ 6—10 кВ потребителей.
Для наглядности и удобства проведения анализа рекомендуется определение расчетных нагрузок и номинальных напряжений участков сети для всех вариантов выполнять в форме расчетной таблицы (см. табл.4).
Расчетные нагрузки и номинальные напряжения участков воздушных линий районной сети
Наименование варианта схемы участка сети
воздушной линии в одноцепном исчислении км
Расчетная нагрузка МВ×А
Номинальное напряжение участка кВ
Полученные данные (табл.4) позволяют уточнить рассматриваемые варианты схемы конфигурации сети провести анализ основных натуральных показателей вариантов и выявить три-четыре конкурентоспособных варианта схемы для рассмотрения на последующих этапах проектирования сети.
г) Анализ основных натуральных показателей сети.
На первом этапе сравнения вариантов схем конфигурации сети варианты с одинаковым номинальным напряжением следует сравнивать по основным натуральным количественным показателям а именно по суммарному электрическому моменту (произведение полной мощности протекающей по участку сети на его длину МВ Акм) а также по суммарному количеству ячеек выключателей Nна стороне высшего напряжения подстанций сети. Результаты сравнения заносятся в таблицу 5.
Основные натуральные показатели схем электрической сети
Электрический момент
Кол-во выключателей N шт.
На основании этого сравнения выбираются 3-4 варианта обладающие лучшими натуральными показателями которые окончательно согласуются с руководителем проекта.
Первая стадия сравнения вариантов схем не должна исключать из последующего рассмотрения все варианты кольцевого типа или наоборот радиально магистрального типа.
д) Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций
В процессе проектирования электрической сети определяются назначение и местоположение понижающих подстанций выбираются число мощность и тип трансформаторов схема электрических соединений подстанций.
По назначению понижающая подстанция может быть потребительской или системной. Потребительские подстанции (ПГВ ГПП) сооружаются как правило для питания отдельных групп (пунктов) потребителей (промышленного городского или сельскохозяйственного назначения). Системные подстанции (УРП) осуществляют связи на основном напряжении сети или обеспечивают выдачу значительной мощности в сети среднего напряжения (СН).
С точки зрения местоположения подстанций в сети и способа присоединения их к сети ВН подстанции выполняются блочными (концевыми или тупиковыми) ответвительными и узловыми (проходными или транзитными). Количество линий со стороны ВН подстанций определяет ее схему электрических соединений а следовательно конструктивное исполнение и стоимость подстанции. Схема коммутации подстанции зависит от конфигурации сети а стремление упростить схему подстанции может привести к необходимости изменения конфигурации сети. Таким образом при выборе схемы районной электрической сети одновременно с выбором конфигурации сети решаются вопросы выбора схем коммутации подстанций вследствие их взаимосвязанности.
Главные схемы электрических соединений подстанций 35—220 кВ должны отвечать следующим основным требованиям:
—схема должна обеспечивать надежное электроснабжение потребителей в соответствии с их категориями в нормальном послеаварийном и ремонтном режимах (с учетом возможности использования независимых резервных ИП);
—схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном послеаварийном и ремонтном режимах в соответствии с его значением для данного участка сети;
—схема должна быть по возможности простой наглядной гибкой и экономичной в эксплуатации и средствами автоматики осуществлять восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала.
Выбор схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения 110 кВ подстанций рекомендуется производить в следующей последовательности начиная с простейших схем:
- блок «линия-трансформатор» с разъединителем выключателем;
- два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линии;
- мостики разных видов с выключателями;
- одна рабочая секционированная и обходная система шин;
- две рабочие и обходная система шин;
- две рабочие секционированные и обходная система шин.
Не рекомендуется применять схемы подстанций с упрощенными схемами коммутаций (без выключателей или с ограниченным числом выключателей на стороне ВН) в силу их низкой надежности.
Проект районной электрической сети разрабатывается студентами практически параллельно с изучением курса электрических станций и подстанций поэтому в целях облегчения работы над проектом в Приложении 1и рокотян приведены схемы электрических соединений одно- и двухтрансформаторных подстанций дана их краткая характеристика и область применения указаны особенности выполнения схем коммутации подстанций в сложных климатических и эксплуатационных условиях.
Выбор главной схемы электрических соединений подстанций (УРП ПГВ ГПП) обосновывается требованиями надежности питания потребителей отдельных пунктов и района в целом экономичности и гибкости в эксплуатации в зависимости от принятой схемы районной сети (по вариантам).
Вопросы регулирования напряжения не решаются при выборе схемы сети на основании ТЭР однако в проекте по заданию предусматривается исследование вопроса регулирования напряжения для принятой к исполнению схемы. Поэтому при выборе трансформаторов понижающих подстанций к установке следует принимать трансформаторы с встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) или с переключением без возбуждения (ПБВ). Ступени изменения напряжения для трансформаторов и автотрансформаторов с РПН или ПБВ напряжением 35—110 кВ принимаются согласно ГОСТам. Установка отдельных регулировочных трансформаторов допускается только при отсутствии соответствующих трансформаторов с РПН и должна быть подтверждена технико-экономическим обоснованием (как правило данный вопрос является темой углубленной проработки проекта).
Число трансформаторов на подстанциях 35 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности.
Как правило в сетях 35—110кВ применяются двухтрансформаторные подстанции.
При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо в максимальной степени учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной трансформаторной мощности в электрической сети. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы поэтому оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. Кроме того в проекте отсутствуют исходные данные о числе и мощности отдельных потребителей присоединенных к различным секциям шин со стороны 6—10 кВ трансформаторов поэтому можно исходить из равенства расчетных нагрузок потребителей присоединенных к разным секциям шин РУ 6—10 кВ.
На однотрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора Sном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки S потребителей 6—10 кВ:
при этом следует стремиться максимально загрузить трансформатор сети (до 100%).
На двухтрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформаторов выбирается это двум условиям:
—в нормальном режиме обеспечить питание нагрузки потребителей присоединенных к трансформатору со стороны НН т. е.:
— при выходе из строя одного из трансформаторов подстанции оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей подстанции с учетом допустимой перегрузки на 40% сверх номинальной мощности т. е.:
Согласно ПУЭ трансформаторы при коэффициенте начальной нагрузки Ki не выше 093 в послеаварийных режимах допускают в течение не более пяти суток перегрузку на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки. При курсовом проектировании ввиду отсутствия суточных графиков активных и реактивных нагрузок потребителей можно полагать что условие Ki093 выполняется т. е. выражение (2.13) справедливо.
Анализ условий (2.12) и (2.13) для выбора номинальной мощности трансформатора на двухтрансформаторной подстанции позволяет отметить следующее определяющим фактором выбора Sном является условие послеаварийного режима (2.13).
Следует подчеркнуть что расчетные нагрузки пунктов потребления со стороны 610 кВ должны быть использованы для выбора мощности трансформаторов только с учетом расстановки компенсирующих устройств в сетях 6—10 кВ (см. таблицу 1). Нагрузки со стороны СН и НН трансформаторов узловых подстанций определяются от конца к началу схемы (по каждому варианту).
В результате выбора числа и мощности трансформаторов а также схем электрических соединений подстанций уточняются рассматриваемые варианты схемы и по каждому из них оцениваются такие показатели как суммарная установленная трансформаторная мощность в сети количество коммутационных аппаратов. Данные показатели служат для технико-экономического сравнения вариантов схемы районной сети.
е) Выбор конструктивного исполнения числа цепей и сечений воздушных линий
Выбор конструктивного исполнения и марок проводов линий электропередачи электрической сети при проектировании производится на основании данных о расчетных нагрузках отдельных участков их номинального напряжения и протяженности (табл. 4) а также конкретных условий прокладки в соответствии с планом сооружения сети и намеченными к рассмотрению вариантами конфигурации сети.
Районные электрические сети 35 кВ—110 кВ как правило выполняются воздушными линиями на одностоечных железобетонных или металлических опорах башенного типа в одно- и двухцепном исполнении. Деревянные опоры в настоящее время применяются редко при их расчетах можно пользоваться данными для линий на железобетонных опорах. Провода на опорах могут размещаться треугольником горизонтально «обратной елкой шестиугольником или «бочкой».
Число цепей линий электропередачи выбирается на основании обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Потребители 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (таковыми в частности считаются две системы или две секции шин одной подстанции или ГРЭС при отключенном СВ). Электроснабжение потребителей 3-й категории может выполняться от одного источника питания при условии что перерывы электроснабжения не превышают одних суток.
При решении вопроса о числе цепей ВЛ по условиям обеспечения надежного электроснабжения могут рассматриваться следующие варианты [4]: сооружение двухцепной ВЛ или двух одноцепных.
В первом случае двухцепная ВЛ имеет преимущества по капиталовложениям и по требуемому отчуждению земли а две одноцепные ВЛ могут быть проложены по разным трассам с целью охвата электрификацией дополнительной территории. Опыт эксплуатации подтверждает достаточно высокую надежность двухцепных линий близкую к надежности двух одноцепных проходящих по параллельным трассам.
При прохождении трассы по стесненной территории (промышленная и городская застройка подходы к станциям и подстанциям ВЛ напряжением 35—110 кВ должны сооружаться на двухцепных опорах (взамен двух одноцепных).
Расположение проводов по вершинам треугольника применяют на ВЛ до 35 кВ и на одноцепных ВЛ 110кВ. Горизонтальное расположение проводов распространено на ВЛ 35 и 110 кВ при деревянных опорах и на ВЛ более высокого напряжения с железобетонными и стальными опорами. Расположение проводов по типу «обратной елки» используется на двухцепных опорах. В районах с сильным гололедом (при толщине стенки льда более 15мм) применяют горизонтальное расположение проводов ВЛ которое является обязательным и в районах с интенсивной «пляской» проводов.
Выбор металла опор производится с учетом конкретных экономических и климатических условий района сооружения ВЛ при этом следует учитывать приведенные ниже рекомендации:
—железобетонные опоры применяют во всех случаях когда использование стальных (или деревянных) опор экономически неоправданно а также в районах с повышенной влажностью воздуха при среднегодовых температурах +5°C и выше;
—предпочтительнее применять стальные опоры перед железобетонными при сооружении ВЛ в горной или иной труднодоступной для транспорта местности а также на ВЛ 35 кВ и выше при расстоянии более 1000 км от заводов ЖБК и железнодорожного пункта откуда перевозка элементов опор (производится местными транспортными средствами;
—деревянные опоры можно применять для ВЛ трассы которых прилегают к районам богатым строевым лесом или со значительными лесопереработками для других нужд народного хозяйства а также в районах с малой влажностью воздуха и среднегодовой температурой +5°C и выше.
При технико-экономическом обосновании рациональной схемы проектируемой сети необходимо определить сечения и выбрать марки проводов ВЛ на отдельных участках для принятых к рассмотрению трех-четырех вариантов исполнения сети по конфигурации. Выбор сечения проводов производится по нормируемым обобщенным показателям. Для воздушных линий 35 — 220 кВ в качестве такого показателя используется экономическая плотность тока. Выбранное по экономической плотности сечение проверяется по условиям допустимого нагрева токами нормального и наиболее тяжелого послеаварийного режима и условиям короны. Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат так как повышение уровня напряжения при необходимости достигается применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности что более экономично чем увеличение сечения проводов. Сечения проводов ВЛ не подлежат также проверке по термической стойкости при токах КЗ.
Для ВЛ значения экономической плотности тока принимаются в пределах 1-15 Амм2 — в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузки (табл. П.2.3).Суммарное сечение проводов ВЛ определяется для одной цепи по формуле:
где Iнорм — расчетный ток одной цепи в нормальном режиме максимальных нагрузок; jэк — экономическая плотность тока.
Ток Iнорм вычисляется приближенно по расчетной полной мощности и номинальному напряжению каждого из участков ВЛ с учетом допущений изложенных в § 2.2 п. в.
В общем случае число часов использования наибольшей нагрузки линии питающей п потребителей может быть найдено по выражению:
Tmax i -продолжительность использования наибольшей нагрузки i-гo потребителя i= l 2 п.
Для тупиковой линии питающей один пункт потребления продолжительность использования наибольшей нагрузки ВЛ принимается равной числу часов использования наибольшей нагрузки данного потребителя в соответствии с его характерным графиком нагрузки по продолжительности. При учебном проектировании районной сети в целях сокращения объема проекта в исходных данных задано условно среднее число часов использования наибольшей нагрузки характерное для всех пунктов потребления района.
Вычисленное по экономической плотности тока (2.14) сечение Fэ.расч провода является нестандартным. Для установки на ВЛ должно быть выбрано ближайшее стандартное сечение Fэ.к которое должно удовлетворять условию допустимого нагрева токами нормального и наиболее тяжелого послеаварийного режима:
где I п.авар — расчетный ток линии в послеаварийном режиме наибольшей нагрузки принимается для случая наиболее тяжелых аварийных условий проектируемой линии. Например при аварийном отключении одной из цепей двухцепной линии или одного из головных участков кольцевой сети по оставшейся в работе цепи (второму головному участку) протекает суммарная нагрузка режима предшествовавшего аварии; I доп— допустимый длительный ток провода сечением Fэк принимаемый для сталеалюминевых проводов по данным табл. П.2.2 которые при необходимости могут быть уточнены с помощью поправочных коэффициентов на температуру окружающей среды по ПУЭ.
Если условие (2.16) не выполняется хотя бы для одного из токов Iнорм или Iп.авар то следует выбрать сечение провода ВЛ Fн из условия нагрева по наибольшему из указанных токов. Для каждого из участков сети выбирается наибольшее значение сечения (Fэк или Fн) и проверяется по условиям короны. Оно должно быть не меньше минимально допустимого значения Fкор установленного для ВЛ в зависимости от номинального напряжения: 110 кВ — 70мм2; 150 кВ — 120 мм2; 220 кВ — 240 мм2. Для ВЛ 35 кВ согласно ПУЭ минимально допустимое сечение по условиям короны определяется расчетом. К установке в ВЛ принимается наибольшее из выбранных по условиям короны экономической плотности или нагрева сечение.
Задача выбора сечений участков сети по трем-четырем вариантам является весьма трудоемкой поэтому рекомендуется использовать расчетную таблицу в которую в процессе расчета сечений проводов заносятся все исходные и результирующие данные (табл. 6). Расчетные токи нормального и послеаварийного режимов наибольших нагрузок для каждого варианта конфигурации сети определяются на основе расчетных нагрузок (табл. 4).
Исходные данные и результаты выбора сечений проводов по условиям экономической плотности допустимого нагрева и короны (на одну цепь ВЛ)
варианта участка сети
ж) Выбор рациональной схемы электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов
Для сопоставления разрабатываемых проектных вариантов схемы электрической сети выполняются расчеты сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием по которому определяют наиболее выгодный вариант является минимум приведенных затрат.
Каждый из предварительно выбранных вариантов схемы с некоторыми допущениями разрабатывается полностью включая определение всех необходимых параметров сети (номинального напряжения марки и сечения проводов ВЛ мощности и типа трансформаторов типа коммутационных аппаратов и т.п.). В результате каждый вариант схемы графически представляется упрощенной расчетной схемой (без указания электрических аппаратов) и полной схемой электрических соединений ВЛ и понижающих подстанций. Например на рис. 5 (а б) представлены расчетная и
полная схемы электрических соединений сети исходные данные которой и соответствующий вариант конфигурации изображены на рис. 2 и 3.
Для проведения технико-экономических расчетов все сведения о схеме сети (по вариантам) рекомендуется представить аналогично данным рис. 5(а) а именно:
-номинальная мощность трансформаторов подстанции SHOM MB-A;
-номинальные напряжения со стороны ВН СН и НН трансформаторов и на шинах ИП Uвн Uсн Uнн и Uип кВ;
-расчетные мощности потребителей в режиме наибольших нагрузок с учетом компенсации реактивной мощности (P+jQ) MBA (табл. 1);
-наименование (номер) подстанции и ИП;
-модуль полной мощности S MBА найденной согласно приближенной оценке потокораспределения в сети (табл. 4);
-число цепей п марка и сечение провода ВЛ F мм2;
-протяженность трассы l км с учетом коэффициента удлинения трассы К (см. § 2.2 п. б).
Сведения о коммутационных аппаратах устанавливаемых на подстанциях проектируемой сети от шин РУ ИП до шин РУ 6—10 кВ подстанции потребителей рекомендуется также представлять первоначально аналогично рис. 5(б) полной схемой электрических соединений сети. При выполнении ТЭР по данной схеме легко получить сведения не только о типе и количестве коммутационных аппаратов но и о схемах ОРУ 35—110 кВ и ЗРУ 110 кВ.
При технико-экономическом сравнении вариантов схем сети определяют основные экономические и технические показатели характеризующие ее сооружение и эксплуатацию при различных схемных решениях. Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружение К ежегодные эксплуатационные издержки И и приведенные народнохозяйственные затраты З.
В простейшем случае капитальные вложения в сеть производятся единовременно (в срок не более года) и ежегодные издержки на эксплуатацию сети остаются неизменными в течение всего рассматриваемого периода времени. При учебном проектировании сети можно принять что срок сооружения сетей и подстанций района не более 1 года и условно считать эксплуатационные издержки постоянными во времени. Тогда приведенные затраты для каждого из равноценных по надежности вариантов схемы сети определяются по формуле:
З = ЕнК + И + У (2.17)
а для варианта обеспечивающего меньшую степень надежности электроснабжения потребителей по сравнению с другими вариантами из числа рассматриваемых приведенные затраты находят с учетом ущерба от перерывов в электроснабжении по формуле:
З = ЕнК + И + У (2.18)
где Ен — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений принимаемый 012.
Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений сооружения воздушных линий сети Кл и понижающих подстанций Кп:
Капиталовложения на строительство новых объектов при выполнении ТЭР по сопоставлению вариантов и выбору оптимальных схем на первоначальных стадиях проектирования определяются по укрупненным показателям стоимости элементов электрических сетей (приложение 5).
Суммарные капиталовложения на сооружение воздушных линий проектируемой сети 35—110 кВ определяют по выражению:
где Koj — стоимость сооружения 1 км j-го участка сети (j=1 2 m) принимаемая в зависимости от напряжения ВЛ сечения сталеалюминиевого провода материала и конструкции опор района по гололеду;
т — число участков ВЛ сети;
Кз — укрупненный зональный коэффициент к стоимости сооружения ВЛ принимаемый в зависимости от исходных данных района проектируемой сети.
Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций (проектируемой сети 35—110 кВ вычисляются по выражению:
где КТ. Кору.вн. Кгв - суммарная стоимость ячеек головных выключателей устанавливаемых в ОРУ ИП для питания потребителей проектируемой сети; Кпост. п — число подстанций в проектируемой сети; k — число подстанций имеющих РУ СН.
Постоянная часть затрат на подстанцию включает стоимость здания общеподстанционного пункта управления установки постоянного тока компрессорной трансформаторного и масляного хозяйства и другие общеподстанционные нужды.
Если при выборе схемы сети одновременно требуется произвести ТЭР по выбору типа и размещению мощности компенсирующих устройств то в формулу (2.21) следует ввести дополнительную составляющую отражающую расчетную стоимость компенсирующих устройств устанавливаемых на подстанциях сети.
При выполнении технико-экономического сопоставления вариантов схемы сети из суммарных капиталовложений в подстанций схемы должны быть исключены те составляющие которые не изменяются при переборе вариантов (например суммарные капиталовложения в ЗРУ6—10 кВ подстанций потребителей суммарные капиталовложения в трансформаторы тех подстанций которые одинаковы по всем вариантам суммарная стоимость ячеек головных выключателей ОРУ ИП и т.п.) Однако для принятой на основании ТЭР схемы районной сети с целью реальной оценки затрат на сооружение сети необходимо учитывать капиталовложения на все элементы проектируемой сети.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети состоят из отчислений от капитальных вложений на амортизацию и обслуживание ВЛ и подстанций Ил Ип и ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии в элементах сети Зпот:
где - суммарные нормативные отчисления от капиталовложений соответственно на ВЛ и подстанции содержание отчисления на амортизацию (капитальный ремонт и реновацию) и обслуживание сети.
Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:
где з - стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии; - переменные потери электроэнергии в активном сопротивлении проводов ВЛ и обмотоках силовых трансформаторов зависящие от нагрузки; - постоянные потери электроэнергии в сети (потери холостого хода трансформаторов) не зависящие от нагрузки.
Суммарные переменные и постоянные потери электроэнергии в элементах проектируемой сети вычисляются по выражениям:
где - переменные потери мощности и электроэнергии в трансформаторах - переменные потери мощности и электроэнергии в проводах j-го участка сети (j = 1 2 .. m); - постоянные потери мощности (холостой ход) и электроэнергии в трансформаторах n m — соответственно число подстанций и участков ВЛ в проектируемой сети; Т - число часов присоединения трансформаторов к сети Т= 8760ч; — годовое время максимальных потерь (время потерь) i-го и j-го элементов сети определяемое по кривым [4] или по формулам (2.27) (2.28).
При вычислениях постоянных и переменных потерь мощности в элементах сети для режима наибольших нагрузок используются методы расчета подробно изложенные в [1 — 4] с учетом допущений принятых для приближенной оценки потокораспределения в сети (см. § 2.2 л. в).
В распределительных сетях 35 - 110 кВ допускается при подсчете переменных потерь электроэнергии в элементах сети принимать время потерь одинаковым для всех ее элементов и определять исходя из величины Ттаx характерной для суммарной нагрузки проектируемой сети. Тогда выражение (2.24) можно упростить до вида:
Время потерь зависит от параметров характеризующих конфигурацию годового графика передаваемой мощности в проектируемой сети Tmax и Pmin Pmax и вычисляется по формуле:
где Рmin Рmax — суммарная активная мощность сети для режимов наименьших и наибольших нагрузок.
Для учебного проектирования отношение условно принято постоянным для всех пунктов потребления а следовательно и сети в целом а величина входит в состав исходных данных и изменяется в заданиях в пределах от 02 до 05. Для определения времени потерь взамен графика может быть использована эмпирическая формула
При технико-экономическом сопоставлении вариантов схемы сети из составляющих суммарных ежегодных издержек должны быть исключены те которые не изменяются при переборе вариантов аналогично изложенному выше для составляющих капитальных вложений. В первую очередь это относится к составляющим издержек на те элементы сети для которых при ТЭР не учитываются капиталовложения (например отчисления на амортизацию и обслуживание); затраты на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах тех подстанций которые одинаковые во всех вариантах). Необходима реальная оценка ежегодных издержек для принятой схемы электрической сети.
При сравнении вариантов схемы сети с различным уровнем надежности в качестве критериев и оценки принимаются следующие технические характеристики:
-параметр потока отказов (среднее количество отказов в год) отказгод среднее время восстановления электроснабжения Тв летотказ (чотказ) вероятность безотказной работы в течение года Рm o о. е.;
-ожидаемый ущерб от недоотпуска электроэнергии при аварии У тыс. руб.год.
Надежность схемы питания потребителей 1-ой и 2-ой категорий оценивается показателями первой группы называемыми натуральными. В редких случаях надежность схемы питания потребителей 2-й категории оценивается и величиной ожидаемого ущерба для варианта имеющего меньшую надежность.
При всех расчетах следующими показателями учитываются как аварийные так и плановые отключения элементов:
-коэффициент вынужденного простоя Кв= чгод;
-частота текущих и капитальных ремонтов ремонтгод;
-средняя продолжительность одного текущего Трт и капитального Ткр ремонта чремонт.
Народнохозяйственный ущерб в этом случае носит вероятностный характер т.е. необходимо определить математическое ожидание ущерба У (его среднего значения) за определенный промежуток период эксплуатации (обычно за год).
Вероятность аварийного простоя элемента сети:
где Т=8760 ч – длительность периода наблюдения.
При электроснабжении потребителей по одной нерезервированной линии перерывы электроснабжения будут иметь место при отключении любого из последовательно включенных элементов электропередачи например выключателя В разъединителя Р линии Л трансформатора Т.
Вероятность сложного события (перерыва электроснабжения) в этом случае определяется как сумма вероятностей отключенного состояния всех элементов электропередачи:
При этом учитывают одну из величин отражающих плановый (текущий или капитальный) ремонт имеющую наибольшее значение. Оценки вероятностей перерывов электроснабжения в резервированных схемах приведены в [1-4]. Показатели надежности элементов электрических сетей приведены в Приложении 4.
Количество недоотпущенной электрической энергии в результате перерыва в электроснабжении потребителей по рассматриваемой линии определяется следующим выражением:
где Wгод — количество электроэнергии получаемой в течение года потребителями 2-й категории; Р2 — наибольшая нагрузка этих потребителей.
Народнохозяйственный ущерб при аварийном отключении линии рассчитывается по формуле:
где y0- удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии принимаемый при курсовом проектировании по исходным данным.
В результате технико-экономического расчета из рассмотренных конкурентоспособных вариантов схем электрической сети выбирается вариант имеющий минимум приведенных затрат. Если приведенные затраты на сооружение сети по двум или более вариантам различаются не более чем на 5% то такие варианты являются равно экономичными. В этом случае выбор варианта схемы предлагаемого как наиболее целесообразный по экономическим и техническим показателям производится путем сопоставления технических характеристик отдельных вариантов которые могут рассматриваться в качестве экономического эквивалента.
В первую очередь к ним следует отнести натуральные показатели: потери мощности и энергии в сети протяженность трассы и использование оборудования линий по загрузке количество выключателей в схеме суммарная установленная мощность трансформаторов число ступеней трансформации а также надежность оперативная гибкость в эксплуатации перспективность развития и маневренность схемы в условиях роста нагрузок степень автоматизации долговечность сооружения и т.п.
Для наглядности иллюстрации экономических и технических показателей конкурентоспособных вариантов рекомендуется все результаты технико-экономического расчета представить в виде итоговой таблицы с выделением показателей рационального варианта.
e) В качестве критерия выбора оптимального варианта схемы сети (как и других энергетических объектов) в настоящее время служит минимум суммарных дисконтированных затрат на ее сооружение и эксплуатацию. Переход к рыночным отношениям в российской экономике потребовал пересмотра методологии принятия решений в сфере инвестиционной политики во всех отраслях и в том числе в электроэнергетике.
3. Краткая характеристика и основные технико-экономические показатели электрической сети
В краткой характеристике предлагаемой к исполнению схемы районной электрической сети промышленного района оценивают ее технические достоинства по условиям надежности обеспечения потребителей электроэнергией удобства и гибкости в эксплуатации перспектив развития схемы в условиях роста электрических нагрузок и появления новых потребителей и т. п.
Технико-экономические показатели характеризуют расходы денежных средств на содержание и эксплуатацию сети а также экономичность работы предлагаемой сети на основе некоторых технических данных. К технико-экономическим показателям спроектированной сети следует отнести капиталовложения на сооружение линий Кл подстанций Кп и сети в целом К ежегодные издержки на эксплуатацию линий Ил подстанций Ип и сети в целом И себестоимость передачи электроэнергии по линиям Сл и сети в целом С удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района Куд потери активной мощности и потери электроэнергии в сети в процентах от суммарной активной мощности потребителей и полученной ими за год электроэнергии ΔР % ΔW % суммарная протяженность трассы lтр воздушных линий в одноцепном исчислении lвл суммарная установленная мощность трансформаторов STΣ количество выключателей в схеме п и др.
Капиталовложения и ежегодные издержки на линии и подстанции определяются с учетом всех элементов входящих в сеть от шин высшего напряжения ИП до шин 6—10 кВ понижающих подстанций сети. По результатам расчетов потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном режиме следует проверить условие баланса реактивной мощности в сети; проверить выбранные сечения проводов ВЛ по условиям нагрева расчетным током нормального и послеаварийного режимов вычисленным с учетом потерь мощности в элементах сети; определить суммарные (переменные и постоянные) потери активной мощности и потери электроэнергии в линиях трансформаторах и сети в целом; уточнить ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети по сравнению с ранее найденными. При определении капиталовложений в ячейки выключателей 6—10 кВ понижающих подстанций необходимо учитывать выключатели в цепи трансформаторов секционные и шиносоединительные выключатели отходящих от шин 6— 10 кВ линий сети. Количество линий отходящих от шин 6—10 кВ каждой понижающей подстанции района определяется в проекте условно по суммарной нагрузке подстанции из расчета что по одной линии в нормальном режиме сети допускается передавать до 2-3 MBА при напряжении 6 кВ и до 3-4 MBА при напряжении 10 кВ.
Себестоимость передачи электроэнергии по линиям Сл и сети в целом С определяется по формулам:
Удельные капитальные вложения вычисляются по выражениям:
-на 1 кВт нагрузки линии
-на 1 кВт нагрузки и на 1 км длины L линии
По полученным данным о себестоимости передачи энергии и об удельных капитальных вложениях в проектируемую сеть следует дать вывод об экономической целесообразности спроектированной сети. Суммарные потери активной мощности в сети определяют как разность потока активной мощности от ИП и суммы активных нагрузок на шинах 6—10 кВ всех подстанций потребителей сети.
Технико-экономические показатели сети рекомендуется представлять в форме сводной таблицы отражающей преимущества предлагаемой к исполнению схемы районной электрической сети 35—110 кВ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ
Под установившимися режимами электрической сети системы электроснабжения понимаются длительные нормальные и послеаварийные режимы возникающие после затухания электромеханических и электромагнитных переходных процессов в генераторах электрических станций промышленной электродвигательной нагрузки и в элементах самой электрической сети. Именно в установившихся режимах реализуется основное функциональное назначение электрических сетей: передача трансформация и распределение электрической энергии.
Электрическая сеть характеризуется параметрами отражающими паспортные каталожные и конструктивные данные схему соединений и пространственное расположение элементов электрической сети.
При расчетах установившегося режима электрическая сеть представляется схемой замещения в виде электрической цепи. Параметры схемы замещения (сопротивления и проводимости ветвей) схема соединений элементов в электрической цепи определяются через параметры электрической сети. Параметры установившегося режима электрической сети отождествляются с параметрами режима электрической цепи схемы замещения.
Целью расчетов установившихся режимов является определение параметров режима и их анализ на соответствие допустимым значениям. Исходными данными для расчетов режима служат параметры электрической сети активные и реактивные мощности потребляемые в узлах нагрузок сети; напряжение в питающем узле сети. Расчеты режима электрической сети без использования автоматических вычислительных средств разделяются на ряд характерных этапов: 1 — определение параметров схемы замещения электрической сети; 2 —расчет распределения мощностей по элементам сети с приближенным учетом потерь мощности (для замкнутых электрических сетей этот этап можно разбить на части: расчет распределения мощностей в кольцевой сети без учета потерь мощности и с учетом потерь мощности); 3 —расчет режима напряжений в узлах сети и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов.
2. Схема замещения электрической сети для расчета установившихся режимов
Подготовка схемы замещения электрической сети предполагает выбор схемы замещения и расчет параметров схемы замещения или каждого элемента; соединение схем замещения отдельных элементов в электрическую цепь в той же последовательности в которой соединены эти элементы в электрической цепи. При расчетах симметричных установившихся режимов схема замещения составляется на одну фазу трехфазной сети относительно общей нейтрали. В схеме замещения различают продольные ветви по которым протекают токи нагрузок и поперечные соединенные с нейтралью схемы. Продольные ветви схемы замещения целесообразно представлять сосредоточенными комплексными сопротивлениями поперечные — сосредоточенными комплексными проводимостями или соответствующими проводимостям мощностям нагрузки.
Воздушные линии электропередачи длиной до 400 км при напряжении Uном – 110- 220 кВ представляются П-образной схемой замещения (рис. 6 аб) параметры которой определяются по выражениям:
где R х и В – активное и индуктивное сопротивления Ом и емкостная проводимость линии См;
Для воздушных линий 35 кВ схема замещения может быть упрощена (рис. 7б) за счет отказа от учета емкости проводимости.
Рис. 7. Схема замещения воздушных линий электропередачи
Расчетные значения погонных параметров r0 x0 b0 воздушных линий принимаются по справочным данным проводов в зависимости от номинального напряжения воздушной линии.
Двухобмоточные трансформаторы при расчете режима представляются Г-образной схемой замещения (рис.8) параметры которой для трансформаторов мощностью более 1000 кВ-А определяются то выражениям: ; (3.3)
где Shom — номинальная мощность трансформатора MB-А; Uном — номинальное напряжение основного вывода обмотки высокого напряжения кВ; UK IХ — напряжение короткого замыкания и ток холостого хода трансформатора %; ΔРК ΔРХ — потери активной мощности короткого замыкания и холостого хода МВт; RТ хТ GТВТ — активное и индуктивное сопротивления Ом и активная и реактивная проводимости См.
Рис. 8. Схема замещения двухобмоточного трансформатора
Двухобмоточные трансформаторы в расчетах могут быть представлены упрощенной схемой замещения (рис. 9) или учтены в схеме замещения сети в составе соответствующих узлов нагрузки или источника питания схемы сети в виде потерь полной мощности в трансформаторе:
(3.6) где ΔSХ – потери холостого хода трансформатора МВ-А; – нагрузочные потери при мощности нагрузки S МВ-А и коэффициенте загрузки .
Рис. 9. Упрощенная схема замещения двухобмоточного трансформатора
Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы в расчетах представляются трехлучевой схемой замещения (рис.10а) или упрощенной трехлучевой схемой замещения (рис.10б).
Рис. 10. Схемы замещения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов
Потери холостого хода определяются по формуле (3.5) а сопротивления лучей схемы замещения ZТ1=R Т1+jX Т1 ZТ2=R Т2+jX Т2 и ZТ3=R Т3+jX Т3 могут быть рассчитаны по формуле (3.3) если предварительно определены потери мощности и напряжения короткого замыкания ΔPKi и UKi отнесенные к определенным лучам схемы замещения:
где Uк.i-j ΔP к.i-j – напряжения КЗ и потери КЗ по парам обмоток i—j (В—С В—Н С—Н) принимаемые по справочным данным.
Для трансформаторов и автотрансформаторов имеющих различные номинальные мощности отдельных обмоток (Sном.в Sном.с Sном.н) паспортные данные Uк.i-j ΔP к.i-j должны быть приведены к одной мощности обычно Sном.в при этом приведение Uк.i-j производится пропорционально отношению номинальных мощностей обмоток а приведение ΔP к.i-j — пропорционально квадрату этого отношения.
При расчете режима сети с несколькими ступенями трансформации необходимо привести параметры схемы замещения и известные параметры режима к одной (базисной) ступени трансформации по выражениям:
где U — истинное и приведенное к базисной ступени значения сопротивления элемента включенного между — произведение коэффициентов трансформации трансформаторов между базисной ступенью и ступенью трансформации на которой находится i-ый узел и ij-ый элемент сети.
Проводимость и потери мощности в стали трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов определяются по формулам (3.4) (3.3). Более подробно параметры схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов рассмотрены в [1— 4]. Схема замещения электрической сети в целом составляется на основе схем замещения отдельных элементов сети.
3. Определение параметров режима разомкнутой электрической сети
Расчет режима разомкнутой электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе определяются мощности в начале (Sij) и в конце (Sij ) каждой ij-й ветви схемы замещения путем последовательного перехода по ветвям схемы замещения в направлении от конечных узлов сети к питающему узлу при условии что напряжения во всех узловых точках схемы равны средненоминальному UCH на каждой стадии трансформации т.е. на 50% выше соответствующего номинального напряжения:
Расчет мощностей произвольной j-й ветви схемы замещения сети осуществляется в следующем порядке:
Из условия баланса мощностей в -м узле схемы замещения сети рассчитывается мощность в конце ветви %. Если j-й узел является конечным то мощность 5% равна мощности нагрузки в этом узле. В противном случае мощность 3"ъ находится суммированием мощности нагрузки -га узла мощностей в начале ветвей схемы подключенных к -му узлу и мощности соответствующей проводимости У- в -м узле схемы замещения.
Определяются потери мощности в ij-й ветви
л «Г _ (р*) '*"№') т _lv 1 ч щ
A.V« i= ———————————-(Kit + JXti). (6.11)
Определяется мощность '« в начале ветви'
В результате расчетов на первом этапе определяется распределение мощностей по элементам электрической сети.
На втором этапе расчетов по найденному распределению мощностей и напряжения в узле питания определяются падения напряжения в ветвях и напряжения в узлах схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу в направлении от узла питания до конечных узлов сети. Падение напряжения в ij-й ветви и напряжения в i-ом узле схемы замещения находится по выражению:
ΔUij = ΔUij + ΔUij = (3.13)
tgw = V'w(V-V'w)> (3.15)
где U ΔU — угол между векторами напряжений в начале (Ui) и в конце (Uj) ij-й ветви.
Влияние поперечной составляющей падения напряжения ΔU"ij на напряжения в i-м узле незначительно и в расчетах режима напряжений в электрических сетях с UHQM 110 кВ может не учитываться. При расчетах местных сетей допускается не учитывать потери мощности по участкам сети и принимать во всех узлах схемы напряжение равное номинальному значению. В результате расчетов на втором этапе определяются напряжения во всех узлах схемы замещения.
4. Особенности расчета режимов замкнутых электрических сетей
Расчёт режима кольцевой замкнутой сети следует начинать с приведения нагрузок непосредственно к узлам кольцевой сети. На этом этапе осуществляется расчет распределения мощностей на разомкнутых участках сети примыкающих не-Рис. 3.4. К расчету параметров режима кольцевой замкнутой электрической сети: а — кольцевая замкнутая сеть; б — представление кольцевой сети линии с двусторонним питанием (C'A="A=tA); — «разрезание» линии с двухсторонним питанием в точке раздела мощности посредственно к узлам кольцевой сети. В результате расчетов определяются мощности нагрузок приведенные непосредственно к узлам кольцевой сети в которых учтены также и реактивные мощности генерируемые участками линий электропередач примыкающими к данному узлу кольцевой сети. Расчет распределения мощностей по участкам кольцевой замкнутой сети (рис. 3.4) осуществляется в два этапа. На первом этапе производится расчет распределения мощностей в кольцевой сети без учета потерь мощности. В общем случае при п узлов в кольцевой сети мощности головных участков сети находятся по формулам:
где ZmA. ZnA.. — сопряженные комплексные сопротивления участков кольцевой сети от узла т с приведенной нагрузкой Л'т до питающих узлов А7 и А".
При расчетах по формулам (3.16) без использования автоматических вычислительных средств правильность расчетов необходимо проверить условием
rt __ ? __ Од'1 —— Од"т ——
Мощности в остальных участках кольцевой сети определяются по балансу мощностей в Примыкающих к участку узлах. Например мощность на участке 1—2 (рис. 3.46) равна
d__ С _С Ч 9П Л12 — Одч—Ль (6.AJ)
В результате расчетов распределения мощностей на первом этапе расчета кольцевой сети может быть найдена точка раздела мощностей т. е. тот узел кольцевой сети в который поступает мощность с обеих примыкающих к узлу участков (на рис. 3.46 точка раздела мощностей отмечена знаком V). На втором этапе расчета режима кольцевая сеть «разрезается» в точке раздела мощностей (рис. 3.4 е). При несовпадении точек раздела активных и реактивных мощностей «разрезание» сети производится в точке раздела активной мощности. Мощности нагрузок в узле «разрезания» сети принимаются равными соответствующим мощностям примыкающих к узлу участков сети найденных па первом этапе расчета. Применительно к схеме приведенной на рис. 3.4 мощности в узле «разрезания» равны
Расчет распределения мощностей по участкам кольцевой сети с учетом потерь мощности осуществляется для каждой из «разрезанных» частей кольцевой сети так же как и для разомкнутых сетей. Более подробно методика расчета изложена в Приложении 3.
5. Выбор средств регулирования напряжения
Регулирование напряжения в районной электрической сети осуществляется на источниках питания и на приемных понижающих подстанциях. Пределы регулирования напряжения на источниках питания указываются в задании на проект и не являются предметом для расчетов. В курсовом проекте используется возможность регулирования напряжения на понижающих подстанциях. В качестве основного средства регулирования напряжения принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой (с РПН) для которых в справочных данных приводятся сведения о ступенях регулирования (Приложение 3).
Основной задачей регулирования напряжения в электрической сети является обеспечение во всех режимах ее работы допустимых по ГОСТу уровней отклонения напряжения на зажимах потребителей электроэнергии подключенных к распределительным сетям. Применительно к районным питающим электрическим сетям задача регулирования напряжения сформулирована в ПУЭ: обеспечить на шинах 6—10 кВ районных подстанций встречное регулирование напряжения в соответствии с которым в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах не должно опускаться ниже чем на 105% от номинального в режиме минимальных нагрузок не должно подниматься выше чем 105% от номинального в послеаварийном режиме допускается дополнительное снижение напряжения на 5%.
Термин «встречное» регулирование напряжения отражает условие обеспечения уровней вторичного напряжения пропорционально величинам нагрузок каждого режима электрической сети: максимальные значения напряжения соответствуют режиму максималъных нагрузок а минимальные значения напряжения — режиму минимальных нагрузок. Потери напряжения в электрических сетях пропорциональны электрическим нагрузкам. В связи с этим при встречном регулировании напряжения обеспечивается оптимальная компенсация потерь напряжения в сети и тем самым достаточно узкий диапазон изменения напряжения в распределительных сетях. Встречное регулирование напряжения как правило может быть осуществлено лишь при установке на подстанциях района трансформаторов с РПН и автоматическим регулированием напряжения.
В курсовом проекте необходимо выполнить следующее: выбрать регулировочные ответвления трансформаторов всех понижающих подстанций проектируемой сети в режимах максимальных и минимальных нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном; проверить достаточность стандартного диапазона регулировочных ответвлений трансформаторов для обеспечения встречного регулирования напряжения; проверить возможность установки на отдельных подстанциях трансформаторов без РПН.
Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов с учетом требований ПУЭ осуществляется путем решения системы неравенств:
— для режима максимальных нагрузок:
— для режима минимальных нагрузок:
— для наиболее тяжелого послеаварийного режима:
где Uном — номинальное напряжение сети к которой подключена вторичная обмотка трансформатора подстанции; Uвн Uнн — номинальные напряжения обмоток трансформатора на стороне ВН и НН; Uma у — шаг изменения напряжения на обмотке высокого напряжения трансформаторов при переключении на соседнее регулировочное ответвление; nmax nmin nп.ав — номер искомого регулировочного ответвления трансформатора в режимах максимальной и минимальной нагрузок и в послеаварийном режиме.
Так как в неравенствах (3.22) — (3.24) неизвестным является только номер регулировочного ответвления то решение неравенств определяет допустимый диапазон изменений регулировочных ответвлений а именно:
Если в диапазоне допустимых изменений номеров ответвлений определяемых неравенствами (3.25) существует номер регулировочного ответвления который удовлетворяет одновременно всем условиям то следует выбирать на подстанции трансформаторы без РПН. В противном случае следует использовать трансформаторы с РПН a по неравенствам (3.25) проверять достаточен ли стандартный диапазон регулировочных ответвлений выбранного типа трансформаторов для обеспечения встречного регулировочного напряжения.
Далее из неравенств (3.25) следует выбрать положения регулировочных ответвлений и определить напряжение со стороны низкого напряжения трансформаторов во всех рассмотренных режимах сети для каждой подстанции.
6. Указания к выполнению расчетов режимов
В обязательную часть задания на курсовой проект входят:
) расчет режима максимальных нагрузок выбранного варианта электрической сети промышленного района;
) расчет одного послеаварийного режима для случая когда на головном участке сети отключена одна из цепей ЛЭП;
) выбор регулировочных ответвлений трансформаторов для этих двух режимов электрической сети.
В качестве дополнительного специального вопроса разрабатываемого в курсовом проекте может быть предложен расчет режима минимальных нагрузок и расчет послеаварийных режимов электрической сети.
Расчеты режима электрической сети могут проводиться и без использования автоматических вычислительных средств и на ЭВМ что зависит от выбора самих студентов. При использовании ЭВМ расчеты осуществляются в лаборатории вычислительной техники кафедры по готовой программе «Режим». Описание программы и все необходимые инструкции по ее использованию приведены в [7 8].
ОФОРМЛЕНИЕ МАТЕРИАЛОВ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
1. Оформление расчетно-пояснительной записки проекта
Расчетно-пояснительная записка составляется студентом в процессе разработки отдельных разделов проекта а окончательно оформляются после завершения всех расчетов. Для курсового проекта рекомендуется следующая структура оформления материалов пояснительной записки: титульный лист задание на проект содержание введение главы основного текста записки заключение приложения список использованной в процессе работы над проектом литературы. Записка должна содержать текстовую часть (не более 50 страниц) таблицы графики рисунки (схемы) выполненные на листах белой бумаги форматом 210X297 мм. Материалы курсового проекта должны быть сброшюрованы и иметь жесткую обложку.
Формы титульного листа задания на проект надписи на обложке установлены кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий». Содержание дает четкий план пояснительной записки и перечень материалов графической части определяя построение материалов проекта. При кратком плане в содержании записки приводятся наименования отдельных глав и темы углубленной разработки одного из вопросов проекта а при полном плане — наименования глав и параграфов при этом наименованию темы углубленной разработки соответствует наименование одного из параграфов. Нумерация параграфа определяется двумя цифрами номером главы и порядковым для данной главы номером параграфа. Заголовки приведенные в содержании должны полностью соответствовать заголовкам в тексте записки и на чертежах графической части проекта. Текстовую часть записки следует излагать кратко технически грамотно и в строгой логической последовательности так чтобы четко устанавливалась взаимосвязь и соподчиненность отдельных разделов проекта.
В записке представляют все необходимые расчеты выполненные с указанием методик и формул па примере одного конкретного расчета и в виде расчетных таблиц — для аналогичных расчетов. Основные формулы выделенные в строку должны иметь двойную нумерацию как и параграфы. При необходимости повторного использования расчетной формулы приведенной ранее в тексте следует дать ссылку на ее номер например: см. формулу (2.4).
Расчетные таблицы составляются в последовательности методики расчета и содержат исходные данные и результаты расчетов. Нумерацию таблиц пояснительной записки выполняют одинарной сквозной. Допускается не ставить названий над таблицей а ее содержание или наименование указывается в основном тексте при первой ссылке на данную таблицу. Таблица состоит из головки боковика и возглавляемых ими столбцов или строк с числовыми и тестовыми данными. Если в столбцах таблицы отсутствуют данные пропуск заполняют знаком тире. Если расчетом предполагается небольшое число столбцов и строк то таблица может быть заменена выводом в котором данные оформлены также в виде колонок но без характерных для таблиц линеек. Выводы являются связанной частью текста и не нумеруются. При малом объеме цифровой материал может быть дан обычным текстом.
При выборе и обосновании технических решений текст записки следует сопровождать необходимым графическим материалом в виде рисунков (схемы конфигурации сети схемы замещения элементов сети схемы электрических соединений подстанций и т.п.). Нумерацию рисунков выполняют двойной как для формул например: рис. 2.4. Краткое название рисунка дается в виде подписи а все объяснения к нему — в тексте записки. В основном тексте на все рисунки должны быть ссылки. Материал вынесенный в графическую часть проекта является дополнением к записке и должен быть связан с текстом ссылками на чертежи. Все необходимые пояснения к чертежу (или его части) даются в тексте при первой ссылке на данный чертеж. Повторять в тексте записки материал графической части проекта в виде отдельных аналогичных рисунков не рекомендуется.
Технические и стоимостные справочные данные типовые формулировки и схемные решения нормативные положения и травила методики расчета формулы зависимости и выражения приводимые в тексте записки необходимо сопровождать ссылкой на литературные источники. Литература используемая студентом при работе над проектом оформляется в виде списка «Литература» который помещается в конце текста. При ссылке на список литературы в тексте в квадратных скобках указывается порядковый номер под которым в списке числится соответствующий источник материала (например [2]).
В тексте пояснительной записки следует соблюдать единство терминологии и применять общепринятые в научно-технической литературе термины. Используемые в тексте буквенные обозначения общетехнических и электрических величин должны соответствовать стандартам. После численного значения размерных величин во всех случаях указываются единицы измерения согласно единицам международной системы (СИ) кратным и дольным от них. При оформлении проекта рекомендуется использовать принятые в литературе сокращения слов например: АВР ВЛ РУ РПН и др.
Принятые технические решения по основным вопросам проектирования должны быть кратко и четко сформулированы и выделены в тексте абзацами. Каждая глава пояснительной записки должна завершаться общим выводом выделенным в тексте абзацем. В выводе на основании выполненных расчетов и отдельных принятых решений даются общие рекомендации по конкретному вопросу проектирования рассмотренному в данной главе.
2. Оформление графической части проекта
Графическая часть проекта выполняется на двух листах формата 594X841 мм каждый. Объем графического материала представленного на чертеже определяется заданием на проект и содержанием.
Графическая часть разрабатывается студентом в процессе проектирования сети в виде черновых эскизов на миллиметровке а затем после тщательной проверки оформляется на чертежной бумаге в карандаше (при необходимости можно использовать карандаши нескольких цветов). Материалы приводимые в графической части проекта должны соответствовать изложенному в пояснительной записке и содержать все необходимые расчетные данные и сведения о параметрах и показателях элементов электрической сети. Каждый лист чертежей должен быть подписан автором проекта и консультантом до представления проекта к защите.
Графические материалы курсового проекта следует выполнять строго в соответствии с условными графическими обозначениями в электрических схемах и указаниями по оформлению чертежей принятыми в ЕСКД на основании действующих стандартов.
СХЕМЫ ПРИСОЕДИНЕНИЯ К СЕТИ ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЙ 35-220 кВ
В электрических сетях 35—220 кВ энергосистем широкое распространение получили понижающие подстанции упрощенного типа т. е. подстанции без выключателей или с ограниченным числом выключателей на стороне высшего напряжения (ВН). Рассмотрим схемы электрических соединений одно- и двухтранформаторных подстанций.
По способу присоединения к электрической сети подстанции подразделяют на следующие: концевые или тупиковые работающие по схеме блока «линия-трансформатор»; ответвительные питаемые от линии электропередачи (ЛЭП) через ответвления; проходные получающие питание как правило с двух сторон (иногда эти подстанции на стороне ВН имеют сборные шины к которым подходят питающие и отходящие линии); узловые имеющие не менее трех питающих линий.
По способу и средствам отключения поврежденного трансформатора согласно ПЗУ подстанции классифицируют следующим образом: подстанции с отключением поврежденного трансформатора только головным выключателем (ГВ) в начале питающей линии (схема 1 рис. П. 1.1); подстанции с предохранителями или открытыми плавкими вставками на стороне ВН (схема J? рис. П.1.1); подстанции с короткозамыкателями (КЗ) и отделителями (ОД) (схема 4 рис. П.1.1); подстанции с предохранителями на стороне ВН в сочетании с короткозамыкателями подстанции с короткозамыкателями на стороне ВН подстанции с выключателем на стороне ВН (схема 3 рис. П.1.1).
Все рассмотренные схемы в зависимости от конкретных условий могут быть использованы на однотрансформаторных подстанциях (тупиковых или ответвительных) при питании от одной линии. На рис.П.1.1 приведены типовые схемы РУ 35—220 кВ а на рис. П.1.2— схемы унифицированных подстанций 110 кВ.
Схемы присоединения подстанций к электрической сети и их количество между центрами питания выбираются в зависимости от нагрузки протяженности участков сети целесообразности их секционирования и ответственности потребителей.
При питании подстанций с упрощенными схемами на стороне ВН от магистральных линий 35—220 кВ не рекомендуется присоединять к одной линии более четырех подстанций при мощности трансформаторов до
MB-А и более двух-трех с трансформаторами большей мощности. На основании статистических данных об аварийности линий электропередачи (число и продолжительность аварийных отключений) наибольшая длина участка линий находящегося в пределах действия одного выключателя установленного со стороны питания определяется рабочим напряжением и составляет 250 км при 220 кВ 150 км при 110 кВ и 60 км при 35 кВ. При превышении этих расстояний рекомендуется секционирование линий выключателями рассчитанными на отключение токов КЗ. Деление сети на участки путем секционирования линии выключателями сокращает длительность аварийного отключения повышает надежность работы подстанций и создает возможность ремонта ЛЭП по частям. Наибольшая длина участка линии между выключателями при секционировании ограничена указанными выше расстояниями. Секционная подстанция должна иметь сборные шины ВН и выключатели обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков линии.
Узловые упрощенные подстанции могут быть выполнены по схеме:
— только с применением КЗ и ОД (без выключателей);
— с ограниченным числом выключателей и с КЗ и ОД что обеспечивает также упрощение подстанций экономию денежных и материальных средств.
Наличие нормально отключенного выключателя в перемычке в схеме 6 рис. П.1.1 позволяет сохранить в работе один из трансформаторов подстанции при повреждении любой из питающих линий. Ремонтная перемычка с двумя нормально разомкнутыми разъединителями служит для сохранения связи при ремонте выключателя.
Схема 6 рис. П.1.1 с выключенным нормально выключателем в перемычке применяется для подстанций получающих питание по одпоцепным линиям с двусторонним питанием при наличии транзита мощности через подстанцию или по замкнутым схемам типа кольцевой петлевой и т. д. Если схемой сети предусматривается со стороны ВН подстанций со схемой 6 рис. П.1.1 осуществлять питание тупиковых подстанций по одиночной нерезервированной или двойной резервированной линии то с целью отказа от сборных шин со стороны ВН т. е. упрощения схем таких подстанций применяются схемы с более сложными перемычками (схемы 7 и 8 рис. П.1.1). На рис.
П. 1.2 приведены типовые схемы подстанций с двухобмоточными трансформаторами до 16 MB-А (о) 25—40 МБ-А (б) с расщепленной обмоткой НН и с трехобмоточными трансформаторами 63-40 МВ-А (в).
Необходимо отметить что на стороне пониженного (или пониженных при трехобмоточных трансформаторах) напряжения до 35 кВ включительно у всех типов подстанций применяется одиночная секционированная выключателем система шин. При напряжении 35 кВ применение схемы с двумя системами сборных шип допускается при числе линий более восьми. При напряжениях 110 и 220 кВ применяются одна секционированная система шин с обходной с присоединением трансформаторов через выключатели или отделители при числе линий до четырех или две системы шин с обходной при числе линий пять и более.
В районах со сложными климатическими условиями (средняя температура наиболее холодных суток ниже -40°С третий и выше климатический район по гололеду) ограничивающими сооружение упрощенных подстанций 35—220 кВ с ОД и КЗ рекомендуется использовать следующие технические решения:
— при питании от одной линии двух и более однотрансформаторных или одной и более двухтрансформаторных подстанций ПО—220 кВ в цепях силовых трансформаторов следует отказаться от применения ОД и КЗ с открытыми контактами и устанавливать масляные выключатели;
— при питании понижающих подстанций 110-—220 кВ по одпоцепным линиям с двусторонним питанием необходимо отказаться от применения ОД с открытыми контактами для автоматического секционирования воздушных линий и устанавливать в цепях ВЛ выключатели;
— при питании по другим схемам на понижающих подстанциях могут применяться схемы электрических соединений включая схемы с ОД и КЗ НО и 220 кВ с открытыми контактами.
В районах с загрязненной и агрессивной средой во избежание усложнения и удорожания конструктивных решении подстанций рекомендуется следующее:
Узловые подстанции 35—220 кВ с развитой схемой коммутации служащие для приема электроэнергии от энергосистемы и распределения се по подстанциям глубокого ввода района следует размещать за пределами минимального защитного интервала (в зоне с первой степенью загрязненности). Если такие подстанции размещены в зоне со второй степенью загрязненности то необходимо предусматривать изоляцию усиленного исполнения класса Б выбирать изоляцию па следующий класс напряжения (например 110—150 кВ 220—330 кВ и т. д.) или сооружать закрытые РУ.
Упрощенные подстанции глубоких вводов 35—220 кВ могут быть открытого исполнения во всех зонах второй и третьей степени загрязнения изоляция должна быть усиленной или выбрана на следующий класс напряжения.
Для упрощенных подстанций 35—220 кВ размещенных в загрязненных зонах с целью уменьшения числа аппаратов и изоляторов подвергшихся загрязнению рекомендуется применять наиболее простые схемы коммутации на стороне ВН а именно:
— применять преимущественно радиальные воздушные вводы 110— 220 кВ питаемые по схеме блока «линия-трансформатор» осуществляя глухое присоединение трансформатора к воздушной линии с разъемом ошиновки для создания видимого разрыва для безопасности ремонтных работ отключающий импульс от защит трансформаторов следует подавать па головной выключатель УРП или другого источника питания (т.е. не использовать КЗ и ОД);
— при ответвительных подстанциях от проходящей по территории (пли району) с загрязненной средой воздушной магистрали НО—220 кВ следует предусматривать в цепи трансформаторов со стороны ВН только ОД без установки КЗ а с подачей отключающего импульса на головной выключатель УРП или другого источника питания;
— избегать применения схемы «мостик» а также перемычек на стороне ВН на подстанциях расположенных во второй зоне загрязнения и в зоне с наибольшей загрязненностью.
технико-экономические характеристики воздушных линий электропередачи 35—220 кв
Расчетные данные воздушных линий 35—220 кВ со сталеалюминиевыми проводами (марок АС АСК АСКП) представлены в табл. П.2.1.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат 1989.
Электрические системы и сетиН.В. Буслова В.Н. Винославский
Г.И. Денисенко В.С. ПерхачПод ред. Г.И. Денисенко. Киев: Вища шк.
Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрацияхПод ред.
В.А. Веникова. М.: Энергоатомиздат 1983.
Справочник по проектированию электроэнергетических системПод ред.
С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Изд. 3-е. М.: Энергоатомиздат 1985.
Правила устройства электроустановок. Министерство промышленности и энергетики РФ. Изд. 7-е. М.: Энергоатомиздат 2005.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Т. 1. ЭлектроснабжениеПод общ. ред. А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат 1986.
Зуев Э.Н. Лисеев М.С. Шулыкенко С.В. Проектирование системы электроснабжения промышленного района. Изд. 2-е. М.: Моск. энерг. ин-т 1988.
Гамазин С.И. Понаровкин Д.Б. Родина Л.С. Лабораторный практикум по- курсу «Вычислительная математика и программирование». Проектирование и расчеты режимов систем промышленного электроснаб-жения.Под ред. П. В. Гугучкина. М.: Моск. энерг. ин-т 1988.
Содержание курсового проекта .4
1. Исходные данные для проектирования районной сети 4
2. Содержание расчетно-пояснительной записки и графической части проекта . 6
Проектирование электрической сети 35—220 кВ промышленного района .7
1. Потребление активной мощности баланс реактивной мощности выбор компенсирующих устройств в проектируемой сети 7
2. Выбор схемы электрической сети промышленного района на основе технико-экономических расчетов 12
3. Краткая характеристика и основные технико-экономические показатели электрической сети 48
Определение параметров установившихся режимов электрических
1. Общие положения 50
2. Схема замещения электрической сети для расчета установившихся режимов .51
3. Определение параметров режима разомкнутой электрической сети 54
5. Выбор средств регулирования напряжения 58
6. Указания к выполнению расчетов режимов 60
Оформление материалов курсового проекта 61
1. Оформление расчетно-пояснительной записки проекта . 61
2. Оформление графической части проекта 63

рис 2.2.dwg

Шкаф N5 предохранителей. Цепи управления. Ввод 0
включая все запатентованные
детали иили конфиденциальную информацию
а их использование обусловлено соглашением с пользователем
по которому он обязуется не воспроизводить
настоящий документчертеж или
который он описывает
а также не использовать настоящий документ для любых целей
включая все запатентованные и патентоспособные детали иили
конфиденциальную информацию
настоящий документчертеж или материал
а также не использовать настоящий документ
РНДЗ1а-1101000У1 1000А
Т1 ТРНД 63000кВА 115±16%(9х1
Только для проектирования
Только для информации
СФРМ 05-1802-01.024(изм.1)
СФРМ 05-1802-01-018(изм.2)
СФРМ 05-1802-01.052(Изм.0)
включая все запатентованные и
патентоспособные детали иили конфиденциальную информацию
а их использование обусловлено соглашением с пользо-
настоящий документчертеж
СФРМ 05-1802-01.065(Изм.0)
СФРМ 05-1802-01.051(Изм.0)
СФРМ 05-1802-01.022(изм.1)
СФРМ 05-1802-01.050(Изм.0)
электроснабжения от пст. "Факел".
В скобках указаны марка и сечение кабеля в соответствии с временной схемой
Номинальный первичный ток трансформатора тока составляет 2500 А.
Трансформатор тока Т1.4 поставляется в комплекте с E3S 2500 PR111-LSIG.
Защитные функции и параметры уставок электроных расцепителей
автоматических выключателей представлены на листе 3 настоящего поекта.
СФРМ 05-1802-01.061(Изм.0)
Рис.2.2 Варианты схемы соединений районной сети для питания

рис 2.3.dwg

Шкаф N5 предохранителей. Цепи управления. Ввод 0
включая все запатентованные
детали иили конфиденциальную информацию
а их использование обусловлено соглашением с пользователем
по которому он обязуется не воспроизводить
настоящий документчертеж или
который он описывает
а также не использовать настоящий документ для любых целей
включая все запатентованные и патентоспособные детали иили
конфиденциальную информацию
настоящий документчертеж или материал
а также не использовать настоящий документ
РНДЗ1а-1101000У1 1000А
Т1 ТРНД 63000кВА 115±16%(9х1
Только для проектирования
Только для информации
СФРМ 05-1802-01.024(изм.1)
СФРМ 05-1802-01-018(изм.2)
СФРМ 05-1802-01.052(Изм.0)
включая все запатентованные и
патентоспособные детали иили конфиденциальную информацию
а их использование обусловлено соглашением с пользо-
настоящий документчертеж
СФРМ 05-1802-01.065(Изм.0)
СФРМ 05-1802-01.051(Изм.0)
СФРМ 05-1802-01.022(изм.1)
СФРМ 05-1802-01.050(Изм.0)
электроснабжения от пст. "Факел".
В скобках указаны марка и сечение кабеля в соответствии с временной схемой
Номинальный первичный ток трансформатора тока составляет 2500 А.
Трансформатор тока Т1.4 поставляется в комплекте с E3S 2500 PR111-LSIG.
Защитные функции и параметры уставок электроных расцепителей
автоматических выключателей представлены на листе 3 настоящего поекта.
СФРМ 05-1802-01.061(Изм.0)

z1.dwg

Приложение.doc

технико-экономические характеристики воздушных линий электропередачи 35—220 кв
Расчетные данные воздушных линий 35—220 кВ со сталеалюминиевыми проводами (марок АС АСК АСКП) представлены в табл. П.2.1.
Зарядная мощность ЛЭП 35—220 кВ подсчитана по среднеэксплуатационному напряжению 105 а усредненные среднегеометрические расстояния между фазами приняты следующие:
Класс напряжения кВ 35 110 150 220
Среднегеометрическое
расстояние м 35 50 65 80
Технические и экономические характеристики ВЛ 35—220 кВ даны в табл. П.2.2 и П.2.3.
Расчетные данные ВЛ 35—220 кВ со сталеалюминиевыми проводами
Допустимые по нагреву длительные нагрузки ВЛ 35—220 кВ со сталеалюминиевыми проводами при температуре воздуха t=+25сС
Допустимые длительные токовые нагрузки А
Допустимая длительная мощность по нагреву МВА при классе напряжения кВ
* Для ВЛ 220 кВ расчетные данные приведены при одном проводе в фазе.
Экономическая плотность тока для сталеалюминиевых голых проводов
Европейская часть СССР Закавказье Забайкалье и Дальний Восток
Центральная Сибирь Казахстан и Средняя Азия
ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЙ 35—220 кВ
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ
Примечание. Номинальное напряжение обмоток ВН=35; 3675 кВ НН—63; 105; 11; регулирование напряжения осуществляется на стороне ВН путем РПН или ПБВ с пределами: ±6X15%; ±9X13%; ±8X15%.
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110кВ
Продолжение табл. П.З. 2
Примечание. Номинальное напряжение обмоток ВН=110; 115 кВ НН—63; 66; 105; 11 кВ; регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали с пределами ±9X178% за исключением трансформатора типа ТМН-2500110 с РПН на стороне НН с пределами регулирования + 10X15%—8X15%.
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 110кВ
ТМТН-6300110 ТДТН-10000110 ТДТН-16000110 ТДТН-25000110 ТДТН-40000110 ТДТН-63000110 ТДТН-80000110
Продолжение табл. П.3.3
Примечание. Номинальное напряжение обмоток ВН=115кВ; СН—11; 385; все трансформаторы имеют РПН ±9X178% в нейтрали ВН.
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 150 к В
Примечание. Номинальное напряжение обмоток. ВН=158 кВ НН—63; 66; 105; 11; регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали ВН с пределами ±8X15%.
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 150 кВ
ТДТН-63000150 АТДТНГ-100000150
Продолжение табл. П.3.5Таблица П.3.6
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 220 кВ
Примечание. Номинальное напряжение обмоток ВН=230кВ; НН—385; 11; 105; 66; 63; регулирование напряжения осуществляется в нейтрали ВН с пределами ±8X15%.
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220кВ
АТДЦТН-63000220110 АТДЦТН-125000220110 АТДЦТН-200000220110 АТДЦТН-250000220110
Продолжение табл. П.3.7
Примечание. Номинальное напряжение обмоток на стороне ВН—158 кВ СН—385; НН—66; 11; регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали ВН с пределами ±8X15% или для АТ — на стороне СН с пределами ±4X15%; АТ даны для В—С В—Н и С—Н; мощность обмотки НН АТ равна 20% от номинальной.
Примечание. Номинальное напряжение обмоток ВН—230 кВ; СН—385; 121 кВ НН—66; 11; 105; 385; регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали ВН (±12X1%) или на стороне СН АТ (±6X2%); для АТ мощность обмотки НН равна 50% от номинальной.
ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 35—220 кВ
Показатели надежности воздушных линий электропередачи 35—220 кВ
Число цепей на опоре
Примечание. Для двухцепных ЛЭП в числителе – отключена одна цепь
в знаменателе—отключены две цепи; —число преднамеренных отключений; Тр— среднее время простоев при преднамеренных отключениях.
Показатели надежности трансформаторов и автотрансформаторов
Мощность трансформатора МВА
Примечание.-частота и продолжительность текущего ремонта.
Показатели надежности систем сборных шин
Примечание. Ткр- частота и продолжительность капитального ремонта.
Показатели надежности выключателей в цепях воздушных линий
Примечание. В числителе приведены данные для выключателей типа ВВБ а в знаменателе — для прочих типов выключателей; в среднем 55% всех случаев отказов происходит при производстве операций 25% — при отключении КЗ 20% — в стационарном состоянии;Ткр — частота и продолжительность капитальных ремонтов.
Показатели надежности разъединителей отделителей и короткозамыкателейПриложение 5
УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 35—220 кВ
Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ тыс. руб.км
Провода сталеалюминиевые сечением мм2
Примечание. Ткр — частота и продолжительность капитальных ремонтов.
Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ тыс. руб.км
Провода сталеалюминиевые
Продолжение табл. П.5.2
Стоимость сооружения воздушных линий 220 кВ тыс. руб.км
Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ тыс. руб.км
Поправочные коэффициенты к стоимости сооружения воздушных линий 35—220 кВ
трассы вздушных линий
Городская и промышленная застройка
Прибрежные и загряз-
Особо гололедный район
(по отношению к стои-
Скоростной напор ветра:
Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости электрических сетей
Объединенные энергосистемы
Зональный коэффициент
Центра Юга Северо-Запада Северного Кавказа Средней Волги Закавказья Урала Северного Казахстана Средней Азии Сибири Дальнего Востока
Примечание. Для удаленных районов Севера и Северо-Востока СССР ориентировочно стоимость строительства линий электропередачи может быть определена применением коэффициента 2—27 при этом с учетом условий табл. П.5.5 общий коэффициент не должен превышать 40. К стоимости сооружения подстанций в этих районах может применяться коэффициент 15—20 (в отдельных случаях для мощных подстанций — 30).
Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 35— 150кВ тыс. руб.
Трансформаторы двухобмоточные с РПН
Трансформаторы трехобмоточные с РПН
Примечания: 1. Трансформаторы двухобмоточные с РПН 35—150 кВ мощностью 25 МВ-А и выше имеют расщепленную обмотку низшего напряжения.
Расчетная стоимость включает кроме стоимости трансформатора затраты на ошиновку шинопроводы грозозащиту заземление контрольные кабели релейную защиту строительные конструкции и строительно-монтажные работы.
Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов
Трансформаторы трех-обмоточные с РПН
Автотрансформаторы с РПН
Примечание. Расчетная стоимость включает кроме стоимости трансформатора или автотрансформатора затраты на ошиновку шинопроводы грозозащиту заземление контрольные кабели релейную защиту строительные конструкции и строительно-монтажные работы.
Расчетная стоимость ячейки ОРУ 35—220 кВ с выключателем (для схемы с количеством выключателей более трех) тыс. руб.
Выключатели воздушные
Выключатели масляные
При отключенном токе кА
Примечание. Стоимости ОРУ приведены в расчете на одну ячейку о выключателем. Для определения стоимости ОРУ в целом необходимо стоимость ячейки умножить на их количество.
Укрупненные показатели стоимости ОРУ 35—220 кВ по блочным и мостиковым схемам тыс. руб.
Номер схемы на рис. П.1.1
Блок линия-трансформа-
тор с разъединителем
Два блока с отделителя-
ми и неавтоматической
Мостик с выключателем
лителями в цепях транс-
Мостик с выключателями
в перемычке и в цепях
Мостик с отделителями
в цепях трансформато-
ров и дополнительной
ной через два выклю-
Примечание. Показатели стоимости учитывают стоимости выключателей отделителей короткозамыкателей трансформаторов тока и напряжения разрядников аппаратуры управления сигнализации релейной защиты и автоматики.
Постоянная часть затрат по подстанциям 35—220 кВ тыс. руб.
Схема подстанции на стороне ВН
Сборные шины Четырехугольник
Примечание. Для подстанции 3510 кВ с выключателями постоянная часть затрат указана в числителе при переменном токе а в знаменателе — при постоянном оперативном токе.
Расчетная стоимость закрытых подстанций 35—220 кВ тыс. руб.
Количество и мощность
Два блока линия-трансформатор
с автоматической перемычкой
Мостик с выключателем в пере-
мычке и отделителями в цепях
Две рабочие секционированные
выключателями и обходная систе-
мы шин (семь элегазовых ячеек)
РУ 220 кВ: два блока две линии-
трансформатор (четыре элегазовые
РУ 110кВ: две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин (девять элегазовых ячеек)
Примечание: Стоимости закрытых подстанций приведены с учетом затрат на строительство здания. В РУ НОкВ с системами шин и РУ 220 кВ предусмотрено применение элегазового оборудования.
Расчетная стоимость комплектных трансформаторных подстанций блочного типа тыс. руб.
количество и мощность трансформаторов МВА
Продолжение табл. П.5.13
Два блока с отделителями и неавтоматической
перемычкой со стороны
Мостик с выключателя-
ми в перемычке с от-
Мостик с выключателями
в перемычке и в цепях линий:
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрических сетей процент от капитальных затрат
Наименование элементов электрических сетей
Норма амортизационных
Затраты на обслуживание
издержки на амортизацию и обслу-
ВЛ 35 кВ на железобе-
тонных и металличес-
ВЛ 35— 220 кВ на дере-
Силовое электрооборудо-
Примечание. В таблице приведены средние нормы затрат на обслуживание элементов электрических сетей рекомендуемые для технико-экономических расчетов.
Примечание. Укрупненные показатели стоимости комплектных трансформаторных подстанций из блоков заводского изготовления (КТПБ) даны в целом по подстанции включая распределительные устройства трансформаторы и постоянную часть затрат.

рис 2.6.dwg

Шкаф N5 предохранителей. Цепи управления. Ввод 0
включая все запатентованные
детали иили конфиденциальную информацию
а их использование обусловлено соглашением с пользователем
по которому он обязуется не воспроизводить
настоящий документчертеж или
который он описывает
а также не использовать настоящий документ для любых целей
включая все запатентованные и патентоспособные детали иили
конфиденциальную информацию
настоящий документчертеж или материал
а также не использовать настоящий документ
РНДЗ1а-1101000У1 1000А
Т1 ТРНД 63000кВА 115±16%(9х1
Только для проектирования
Только для информации
СФРМ 05-1802-01.024(изм.1)
СФРМ 05-1802-01-018(изм.2)
СФРМ 05-1802-01.052(Изм.0)
включая все запатентованные и
патентоспособные детали иили конфиденциальную информацию
а их использование обусловлено соглашением с пользо-
настоящий документчертеж
СФРМ 05-1802-01.065(Изм.0)
СФРМ 05-1802-01.051(Изм.0)
СФРМ 05-1802-01.022(изм.1)
СФРМ 05-1802-01.050(Изм.0)
электроснабжения от пст. "Факел".
В скобках указаны марка и сечение кабеля в соответствии с временной схемой
Номинальный первичный ток трансформатора тока составляет 2500 А.
Трансформатор тока Т1.4 поставляется в комплекте с E3S 2500 PR111-LSIG.
Защитные функции и параметры уставок электроных расцепителей
автоматических выключателей представлены на листе 3 настоящего поекта.
СФРМ 05-1802-01.061(Изм.0)