«7 ВВЕДЕНИЕ Цель освоения курса Электроэнергетические системы и сети – формирование профилирующих знаний в области передачи и распределения электрической энергии. Основные задачи курса – ознакомление с конструкциями ...»

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящее пособие предназначено студентам электроэнергетических специальностей вузов. При изучении дисциплины «Электроэнергетические системы и сети» закладываются основы специальной

подготовки инженера-электрика. В пособии сделана попытка объединить в одно целое:

– теоретическое содержание курса и методические указания к

его изучению;

– задания для контрольных работ для студентов заочной формы обучения;

– основные разделы, варианты заданий и примеры решения отдельных вопросов курсового проекта;

– вопросы для зачетов и экзаменов;

– обновленные справочные материалы.

При подготовке книги авторы использовали опыт преподавания дисциплины данного направления в ЧитГУ, свои ранее опубликованные работы и работы других авторов.

При необходимости с содержанием пособия можно ознакомиться на сайте www.twirpx.com/files/tek/enets.

Авторы признательны инженеру кафедры «Электроснабжение»

ЧитГУ Т.В.Савицкой за помощь в подготовке рукописи.

Замечания и пожелания просьба направлять по адресу: 672039, Чита, ул. Александро-Заводская, 30, РИО ЧитГУ или на е-mail:

[email protected].

ВВЕДЕНИЕ

Цель освоения курса «Электроэнергетические системы и сети» – формирование профилирующих знаний в области передачи и распределения электрической энергии.

Основные задачи курса – ознакомление с конструкциями линий электропередачи; изучение методов анализа режимов электрических сетей и систем; приобретение навыков проектирования систем электроснабжения на основе технико-экономических расчетов.

Курс базируется на знаниях, полученных студентами при изучении дисциплин высшей математики, физики, теоретических основ электротехники (ТОЭ), электромеханики и математических задач электроэнергетики.

Основным учебником является книга "Электрические системы в сети" (автор В.И. Идельчик) [4]. Большинство разделов курса полно освещены в учебном пособии "Электрические сети и системы" (автор Л.И.

Петренко) [21]. Эти книги имеются в учебной библиотеке университета.

Превосходные учебные пособия [8, 10, 24] приведены в списке литературы, хотя являются для Забайкалья библиографической редкостью.

В качестве учебных пособий для выполнения контрольных работ, курсовых и дипломных проектов рекомендуются [2, 3, 6, 9, 11, 12], где приведены краткие теоретические сведения, примеры решения задач и справочный материал.

Общим недостатком перечисленных источников является отсутствие технических данных на новые виды электротехнического оборудования, неполнота и разный масштаб расчетных стоимостей элементов электрических сетей. Настоящее пособие позволяет устранить эти трудности объединить в одно целое большую часть ранее разрозненного учебно-методического материала.

ГЛАВА 1. СОДЕРЖАНИЕ КУРСА

1.1. Общие положения Основные определения: энергетическая и электрическая системы, электрические станции и сети. Этапы и перспективы развития электроэнергетики. Параметры режима и параметры сети. Номинальные напряжения. Классификация электрических сетей.

Методические указания При изучении данного раздела необходимо уяснить понятия «энергосистема», «электрическая система», «электрическая сеть», «линия электропередачи», представлять преимущества создания и объединения энергосистем. Следует ознакомиться с историей развития отечественной электроэнергетики, вспомнить основные задачи плана ГОЭЛРО, последующие этапы электрификации страны. Необходимо знать основные положения Энергетической программы и Энергетической стратегии России. Нужно обратить внимание на признаки, по которым классифицируются электрические сети, и знать шкалу номинальных напряжений электрических сетей и электроприемников, генераторов и трансформаторов.

Вопросы для самопроверки 1. Каковы преимущества и недостатки объединения энергосистем на параллельную работу?

2. Что понимается под параметрами режима и параметрами сети?

3. Почему различаются номинальные напряжения генераторов, трансформаторов и линий электропередачи?

4. Каковы признаки, на основании которых производится классификация электрических сетей?

5. Какие требования предъявляют к сетям?

6. Какими показателями можно охарактеризовать современное состояние электроэнергетики России?

1.2. Конструкции линий электрических сетей Воздушные линии электропередачи (ВЛ): условия работы линий, материалы и конструктивное исполнение проводов и тросов, типы опор, изоляторы и арматура ВЛ.

Кабельные линии (КЛ): конструкции силовых кабелей, способы прокладки, кабельная арматура.

Токопроводы и внутренние электрические сети: конструкции и область применения.

Методические указания Следует ознакомиться с условиями работы ВЛ (перенапряжения, изменения температуры, действие ветра и гололеда, вибрация, «пляска»

проводов), применяемыми материалами для проводов и тросов. Необходимо знать конструкции и марки проводов, область их применения и сравнительные характеристики прочности и электропроводности. При изучении конструкций опор надо обратить внимание на типы опор (анкерные, промежуточные, специальные), области применения опор из тех или иных материалов, способы расположения проводов на опорах.

Необходимо ясно представлять назначение всех конструктивных элементов кабелей, познакомиться с маркировкой кабелей и областью их применения.

Студенту надо знать шкалу номинальных сечений проводов BЛ и жил кабельных линий.

Вопросы для самопроверки 1. Какие существуют средства борьбы с вибрацией проводов ВЛ?

2. Каковы преимущества и недостатки применения стальных проводов для воздушных линий?

3. В чем состоит различие между расчетным и номинальным сечением провода?

4. Что понимают под линейной арматурой?

5. Назовите преимущества и недостатки кабельных линий в сравнении с воздушными.

6. Каким требованиям должны удовлетворять материалы и конструкции ВЛ?

7. Каковы преимущества и недостатки деревянных, железобетонных и металлических опор?

8. В чем состоят преимущества и недостатки ВЛ с изолированными и защищенными проводами?

9. Каковы основные типы изоляторов ВЛ, их области применения?

10.Как конструктивно устроены жесткие и гибкие токопроводы?

11. В чем состоят преимущества и недостатки кабелей с изоляцией из СПЭ (в сравнении с кабелями с БПИ)?

12. Каким образом осуществляется защита ВЛ от прямых попаданий молнии в провода?

1.3. Схемы замещения элементов электрических сетей.

Электрические нагрузки. Потери мощности и электроэнергии Погонные параметры линий электропередачи: активное и индуктивное сопротивления, активная и емкостная проводимости. Определение параметров схемы замещения ЛЭП и упрощение схемы замещения в зависимости от назначения расчетов.

Паспортные данные и схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов: двухобмоточных, двухобмоточных с расщепленной обмоткой низшего напряжения, трехобмоточных.

Представление о схемах замещения источников активной и реактивной мощности.

Электрические нагрузки: графики, статические характеристики по напряжению. Способы представления нагрузок в расчетных схемах замещения электрических сетей.

Приведение схемы замещения сети к базисному напряжению.

Определение потерь активной и реактивной мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов. Расчетная нагрузка подстанции.

Определение потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах по графикам нагрузок и по времени наибольших потерь.

Необходимо уяснить назначение схем замещения элементов электрической системы и суть физических процессов, учет которых ведет к необходимости включать в схемы замещения те или иные сопротивления и проводимости. Следует знать различия в схемах замещения линий местных и районных сетей, а также способы определения параметров ВЛ в зависимости от сечений проводов, расщепления фазных проводов и их расположения на опорах. Надо представлять особенности определения сопротивлений воздушных линий со стальными проводами.

При рассмотрении схем замещения трансформаторов следует изучить перечень паспортных данных, необходимых для определения параметров схем, и уметь определять эти параметры. Важно представлять особенности работы автотрансформаторов, их преимущества и недостатки по сравнению с трансформаторами, различать номинальную и типовую мощности автотрансформаторов. Надо уметь составлять эквивалентную схему замещения для группы из нескольких параллельно работающих трансформаторов.

Следует ознакомиться со статическими характеристиками по напряжению основных типов электроприемников, а также с типовыми статическими характеристиками комплексной нагрузки. Необходимо уяснить различные способы представления нагрузок в схемах замещения электрических сетей и влияние способов задания нагрузок на точность расчетов.

При изучении графиков нагрузок особое внимание надо уделить построению годового графика по продолжительности и определению с его помощью времени использования наибольшей нагрузки и времени наибольших потерь.

Необходимо уяснить разделение потерь мощности в линиях и трансформаторах (на потери, зависящие от нагрузки и потери, независящие от нагрузки) и уметь вычислять потери при разных способах задания нагрузки. Особое внимание обратить на определение потерь мощности в трехобмоточных трансформаторах.

1. Чем различаются омическое и активное сопротивления?

2. Какие схемы замещения воздушных линий применяются при расчетах районных сетей, дальних электропередач, местных сетей?

3. Как снизить потери мощности на корону в линии электропередачи?

4. Как изменяется индуктивное сопротивление линии при увеличении расстояния между проводами и уменьшении сечения проводов?

5. Как изменяются сопротивления трансформаторов с ростом номинального напряжения?

6. Что понимают под регулирующим эффектом нагрузки по напряжению?

7. Как задают нагрузки и генераторы в расчетах установившихся режимов?

8. Из чего складывается расчетная нагрузка подстанции?

9. Как при помощи графика нагрузки определить время использования наибольшей нагрузки?

10. Какие факторы влияют на величину активного сопротивления ЛЭП?

11. Какие данные необходимы для вычисления активного сопротивления в схеме замещения трансформатора?

12. Для каких целей используют схему замещения?

13. Каков стандартный ряд номинальных мощностей (авто) трансформаторов?

14. Что относиться к паспортным (каталожным) данным двухобмоточных трансформаторов?

15. Каковы преимущества и недостатки автотрансформаторов (в сравнении с трехобмоточными трансформаторами)?

16. Что отображают графики электрических нагрузок и в каком виде они могут задаваться?

17. Для решений каких задач необходимы графики нагрузки?

18. Как определить средние и среднеквадратичные нагрузки с помощью графиков?

19. Что такое время использования максимума нагрузки и как его определить по графику нагрузки?

20. Как учитываются реакторы в схемах замещения электрических сетей?

21. С какой целью в электрических сетях устанавливают трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения?

22. Какие потери электроэнергии относят к техническим?

23. Как определяются потери электроэнергии методом эквивалентного сопротивления?

1.4. Расчеты установившихся режимов электрических сетей Параметры режима электрической сети. Определение параметров режима для участка электрической сети. Векторная диаграмма токов и напряжений. Падение напряжения и потеря напряжения.

Исходные данные и задачи расчетов установившихся режимов электрических сетей. Общая характеристика методов расчета.

Расчет режима линии электропередачи при заданной мощности нагрузки. Расчеты режима разомкнутых сетей 110…220 кВ. Особенности расчетов режимов разомкнутых электрических сетей напряжением до 35 кВ. Определение наибольшей потери напряжения. Расчеты линии с равномерно распределенной нагрузкой.

Расчеты режима простых замкнутых электрических сетей. Случай однородной замкнутой сети.

Совместный расчет электрических сетей нескольких номинальных напряжений. Естественное и оптимальное распределение потоков мощности, регулирование потоков мощности в замкнутых электрических сетях. Применение методов эквивалентирования в расчетах режимов сложнозамкнутых сетей.

Расчеты режимов электрических сетей на ЭВМ. Линейные и нелинейные уравнения установившегося режима. Метод Ньютона. Характеристика промышленных программ расчета режимов.

Необходимо уметь анализировать режим работы линии с помощью векторных диаграмм токов и напряжений. Надо понимать разницу между падением напряжения и потерей напряжения и уметь вычислять составляющие падения напряжения.

Следует хорошо представлять состав исходной информации, необходимой для выполнения расчетов установившихся режимов электрических сетей, а также требования к точности этой информации в зависимости от назначения расчетов.

Изучая «ручные» расчеты режимов разомкнутых сетей 110… кВ, особое внимание обратить на «расчет по данным конца» и «расчет по данным начала». Требуется ясно представлять, что «расчет по данным начала» является итерационным, причем каждая итерация состоит из двух этапов. Нужно знать последовательность выполнения расчетов и все необходимые при этом соотношения. В расчетах режимов разомкнутых электросетей напряжением до 35 кВ делается ряд упрощающих допущений. Необходимо знать, какие допущения делаются и почему.

Расчеты простейших замкнутых сетей (в сравнении с разомкнутыми) включают дополнительный этап: определение предварительного распределения мощностей без учета потерь с последующим нахождением точки потокораздела. Следует изучить расчет линии с двусторонним питанием, разобраться с влиянием различия напряжений питающих пунктов на потокораспределение.

Расчет режима электросети с разными номинальными напряжениями можно выполнять двумя способами: приведением сети к одному базисному напряжению или использованием действительных коэффициентов трансформации. Полезно познакомиться с обоими способами.

Надо знать, что представляет собой оптимальное распределение мощностей в замкнутой сети, как оно определяется и какими средствами может быть обеспечено.

Среди известных из курса ТОЭ способов упрощающих преобразований схем замещения достаточно повторить такие, как перенос нагрузки и преобразование звезды в треугольник и обратно.

Требуется познакомиться с линейной и нелинейной формами записи уравнений узловых напряжений, правилами формирования матрицы проводимостей. Необходимо знать последовательность вычислений узловых напряжений методом Ньютона (алгоритм метода).

1. В чем состоит различие между падением напряжения и потерей напряжения? Покажите это различие на векторной диаграмме напряжений.

2. Как продольная и поперечная составляющие падения напряжения выражаются через потоки мощности в линии?

3. Как построить векторную диаграмму напряжений для линии 220 кВ с двумя нагрузками вдоль нее?

4. Какова последовательность «расчета по данным начала» режима линии, состоящей из двух участков?

5. Какие допущения применяют при расчете режимов местных сетей?

6. Как определить наибольшую потерю напряжения в линии с двусторонним питанием при различающихся напряжениях источников питания?

7. Как находится точка потокораздела в замкнутой сети? Чем она характеризуется?

8. Какова последовательность расчета режима кольцевой сети?

9. Чем обусловлено появление уравнительной мощности в замкнутых схемах электросетей?

10. Как найти оптимальное потокораспределение в неоднородной кольцевой сети?

11. Что такое «перенос» нагрузки и как он производится?

12. Как определяется собственная проводимость узла в расчетах режимов на ЭВМ?

13. Почему в расчетах режимов электрических сетей применяют итерационные методы?

14. Какова основная задача расчета и анализа установившегося режима электрической сети?

15. Когда можно пренебречь поперечной составляющей падения напряжения и продольную составляющую падения напряжения прировнять потери напряжения?

16. Какие исходные данные необходимы для выполнения расчета установившегося режима сети?

17. Каковы особенности «правила моментов» для однородной сети?

18. Назовите возможные критерии завершения итерационного расчета установившегося режима электрической сети.

1.5. Качество электрической энергии и его обеспечение Показатели качества электроэнергии. Требования ГОСТ 13109к качеству электрической энергии.

Причины возникновения отклонений напряжения. Задачи регулирования напряжения в электрических сетях. Средства регулирования напряжения, область их применения и сравнительная характеристика.

Трансформаторы с ПБВ и РПН. Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов. Линейные регуляторы и вольтодобавочные трансформаторы. Регулирование напряжения с помощью продольной и поперечной компенсации. Определение допустимой потери напряжения в распределительных сетях.

Несимметрия в электрических сетях и меры по ее снижению.

Несинусоидальность в электрических сетях и способы ее уменьшения.

Нормальная работа электроприемников возможна, когда подводимая электроэнергия отвечает определенным требованиям в отношении качества. Эти требования изложены в ГОСТ 13109-97. Следует рассмотреть влияние качества электроэнергии на работу электроприемников и знать основные показатели качества: отклонения напряжения и частоты, колебания напряжения, несимметрия напряжений и несинусоидальность формы кривой напряжения.

Необходимо уяснить, что понимается под регулированием напряжения, в чем суть централизованного и местного регулирования. Следует ознакомиться с основными средствами регулирования напряжения (генераторы на электростанциях, трансформаторы с РПН или ПБВ, линейные регуляторы, батареи конденсаторов, включаемые параллельно или последовательно с нагрузкой, синхронные компенсаторы и шунтирующие реакторы).

Надо знать принципиальную схему трансформатора с РПН и уметь выбирать регулировочные ответвления.

Важно ознакомиться с основными типами КУ (батареи статических конденсаторов, синхронные компенсаторы, управляемые и нерегулируемые шунтовые реакторы, статические тиристорные компенсаторы, синхронные двигатели и т.д.) и областями их применения.

Применение продольной и поперечной компенсации позволяет уменьшить потери мощности и электроэнергии в сети, а также улучшить уровни напряжения. Необходимо уметь выбирать мощность компенсирующих устройств и определять изменение напряжения в сети, достигнутое за счет их подключения.

Следует ознакомиться с причинами возникновения несимметрии и несинусоидальности напряжений, влиянием несимметрии и несинусоидальности на работу электрической сети и способами их снижения.

1. Какие существуют показатели качества электроэнергии и как они нормируются?

2. Что такое встречное регулирование напряжения?

3. Возможно ли осуществление встречного регулирования напряжения трансформаторами с ПБВ и почему?

4. В чем состоит регулирование напряжения изменением сопротивления сети? Какие при этом применяют устройства?

5. Что дает улучшение коэффициента мощности нагрузки?

6. Каковы методы и средства регулирования напряжения и области их применения?

7. Как зависит выработка реактивной мощности синхронных компенсаторов и батарей статических конденсаторов от подведенного напряжения?

8. Как нормируется несимметрия напряжений в трехфазных электрических сетях?

9. Какие отклонения частоты в ЭЭС допускаются государственным стандартом?

10. Какую мощность изменяют на электростанции, чтобы регулировать частоту в ЭЭС?

11. Назовите электроприемники – основные потребители реактивной мощности в электросетях.

12. Каково назначение компенсирующих устройств в ЭЭС?

13. Какими преимуществами и недостатками обладают батареи конденсаторов и синхронные компенсаторы?

14. Где в электрических сетях применяются шунтирующие реакторы?

15. С помощью какого регулирующего устройства выполняется регулирование напряжения на электростанциях?

16. Какие особенности имеются в регулировании напряжения в трехобмоточных трансформаторах?

17. Что такое продольное и поперечное регулирование напряжения?

18. Чем отличается решение задачи регулирования напряжения в питающих и распределительных сетях?

19. Что понимают под несимметрией режима напряжений в трехфазной сети?

20. По каким формулам определяется мощность компенсирующего устройства, необходимая для изменения напряжения до желаемого?

1.6. Режимы электрических систем Баланс и резерв активной мощности в энергосистеме. Покрытие графиков нагрузок энергосистемы электрическими станциями. Взаимосвязь баланса активной мощности с регулированием частоты. Автоматическая частотная разгрузка. Регулирование частоты в энергосистемах. Понятие об оптимальном распределении активных мощностей.

Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением. Выбор и размещение компенсирующих устройств.

Применение дальних линий электропередачи. Электрический расчет линии сверхвысокого напряжения и повышение ее пропускной способности.

Изучение этого раздела можно начать с рассмотрения графика нагрузки энергосистемы и вопросов покрытия его различными станциями. Одновременность процесса генерации и потребления электроэнергии в связи с неравномерностью графика нагрузки энергосистемы обусловливает необходимость регулирования в течение суток мощности, вырабатываемой генераторами. Очень важны вопросы баланса и резерва активной мощности в системе. Необходимо уяснить взаимосвязь активной мощности и регулирования частоты. При рассмотрении регулирования частоты нужно учесть как характеристики регуляторов, так и регулирующий эффект нагрузки. Необходимо уяснить принципы экономического распределения мощности между отдельными электростанциями.

Несмотря на то, что баланс между потребляемой и генерируемой реактивной мощностью есть всегда, это соответствие может иметь место при напряжениях, отличных от допустимых. В связи с этим отмечают дефицит (или избыток) реактивной мощности в данном узле или части системы, т.е. говорят о необходимости включения (или отключения) дополнительных источников реактивной мощности, которые обеспечат требуемый уровень напряжения. Следовательно, обеспечение баланса реактивной мощности тесно связано с регулированием напряжения. Необходимо уметь составлять баланс реактивной мощности в энергосистеме и выбирать тип, мощность и место установки компенсирующих устройств.

Следует представлять значение дальних линий электропередач сверхвысокого напряжения (ЛЭП СВН) в создании объединенных электроэнергетических систем (ОЭС), знать основные уравнения, описывающие режим ЛЭП СВН, ознакомиться с мероприятиями, позволяющими увеличить пропускную способность дальних ЛЭП.

1. Как снижение частоты влияет на работу различных потребителей?

2. Что понимается под резервом мощности и энергии системы и каковы задачи этих резервов?

3. Что понимается под первичным и вторичным регулированием частоты?

4. Каково условие экономического распределения мощности между электростанциями?

5. Какова связь между балансом реактивной мощности и регулированием напряжения?

6. Какие компенсирующие устройства применяются в энергосистемах и каковы их основные свойства?

7. Каковы критерии расстановки КУ?

8. Что такое волновое сопротивление линии? Какие токи и напряжения оно связывает и как определяется?

9. Что такое пропускная способность линии. Каковы способы ее повышения?

10. Каким образом производится восстановление частоты в ЭЭС при отсутствии достаточного резерва мощности?

1.7. Вопросы проектирования электрических сетей Задачи проектирования электрических сетей. Технико-экономические показатели. Определение капитальных вложений и эксплуатационных издержек. Чистый дисконтированный доход и приведенные затраты. Выбор варианта электрической сети с учетом надежности. Выбор номинального напряжения и схемы построения электрической сети. Определение числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях.

Выбор экономически целесообразных сечений проводников.

Проверка выбранных сечений. Выбор сечений проводов по допустимой потере напряжения.

Нагревание проводников. Выбор сечений проводников по условиям допустимого нагрева. Совместный выбор сечений проводников и аппаратов, защищающих сеть от перегрева.

Механический расчет проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Задачи и исходные условия механического расчета. Физико-механические характеристики проводов и тросов. Определение удельных нагрузок на провода. Уравнение состояния провода. Критические пролеты и их применение в расчетах. Определение напряжений и стрел провеса проводов для нормальных режимов работы ВЛ.

Повышение экономичности – основная задача проектирования и эксплуатации электрических сетей и систем. Следует изучить техникоэкономические требования, предъявляемые к электрическим сетям, основные пути повышения их экономичности. Студент должен научиться определять капитальные вложения на строительство электрических сетей, ежегодные эксплуатационные расходы, затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии, а также себестоимость передачи и распределения электроэнергии. Особое внимание надо уделить расчетам сравнительной экономической эффективности капитальных вложений и уметь определять приведенные затраты проектируемого варианта. Необходимо научиться определять составляющую ущерба от нарушений электроснабжения в формуле приведенных затрат. Следует четко представлять, что экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат. После этого можно переходить к знакомству со способами выбора номинального напряжения проектируемой сети, определения конфигурации сети, выбора схем электрических соединений подстанций.

Экономически целесообразные сечения проводников определяют двумя основными способами – по нормированной плотности тока или методом токовых интервалов. Надо изучить оба эти способа и знать их достоинства и недостатки. Необходимо также знать методику выбора сечений проводников по допустимой потере напряжения при том или ином дополнительном условии (равенство сечений, минимум потерь мощности, минимальный расход проводникового материала).

Следует изучить условия нагрева проводов и кабелей токами в различных режимах работы. Надо представлять причины, ограничивающие допустимые токи в проводах и кабелях, влияние внешних условий и условий прокладки на допустимые токи. Необходимо уяснить особенности расчетов на нагрев при учете пусковых токов двигателей и в повторно – кратковременных режимах.

Студенту необходимо знать, какие механические нагрузки испытывают провода и как определяются удельные нагрузки. Необходимо уметь выбирать исходные условия для механического расчета проводов в зависимости от соотношения критических пролетов.

1. Каковы составные элементы капиталовложений в строительство подстанций?

2. Что такое приведенные затраты и какие вопросы в проектах электрических сетей решаются на основе этого показателя?

3. Что такое норма дисконта и чему она равна?

4. Как надежность электроснабжения учитывается при техникоэкономическом сравнении вариантов?

5. Что входит в эксплуатационные издержки сетевой компании?

6. Какова последовательность выбора экономически целесообразных сечений проводов в линиях 110…220 кВ?

7. Что такое экономическая плотность тока, и от каких факторов зависит ее значение?

8. В чем существо метода экономических интервалов для определения сечений проводов?

9. Чем обусловлена допустимая температура для кабелей и проводов?

10. Для каких целей используется основное уравнение состояния провода в пролете?

11. Что понимают под длительно допустимым током по условиям нагрева? От чего зависит величина допустимого тока?

12. Как выбирается конфигурация схемы проектируемой электрической сети?

13. Какие ограничения необходимо учитывать при выборе сечений проводов ВЛ?

14. Как подразделяются подстанции по месту и способу их присоединения к сети высокого напряжения?

15. По какому критерию выбираются мощности трансформаторов понижающих подстанций?

16. От чего зависит стоимость сооружения ЛЭП?

17. В каких сетях и почему выбор сечений проводников производят по допустимой потере напряжения?

18. Какие факторы влияют на выбор номинального напряжения линии электропередачи?

19. Как разделяются электроприемники по категориям для обеспечения соответствующей надежности электроснабжения?

20. Как определяется чистый дисконтированный доход?

21. Какое условие должно соблюдаться при выборе сечений проводников по длительно допустимому нагреву?

22. Как определить коэффициент вынужденного простоя при последовательном и параллельном соединении элементов электрической сети?

23. Как определяются затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии в электросетях?

24. Перечислите основные экономические показатели электрических сетей.

25. В чем сущность амортизационных отчислений? Как они зависят от срока службы электроустановок?

ГЛАВА 2. КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯ

Номера контрольных работ, которые необходимо решать, указывает преподаватель на установочной лекции. Задания состоят из двух задач и двух контрольных вопросов. Студент выполняет вариант задачи, соответствующий двум последним цифрам номера его зачётной книжки. Далее, для краткости, через А и В обозначены предпоследняя и последняя цифры номера зачетной книжки, соответственно.

Исходные данные для задач сведены в две таблицы. Вариант в первой таблице принимается по номеру А, а во второй таблице – по номеру В шифра. Вариант контрольных вопросов соответствует номеру В.

Решения задач должны сопровождаться пояснениями. Отвечая на контрольные вопросы, не следует переписывать тексты из учебников, необходимо кратко изложить существо ответа.

2.1. Контрольное задание Определить приближенное распределение мощностей в сети кВ. Электроснабжение осуществляется от станции А, работающей по жестко заданному графику, и системной подстанции Б. На схемах (рис. 2.1...2.5) длины линий указаны в километрах. Расчетные нагрузки подстанции в мегаваттах и мегавольтамперах реактивных приведены в табл. 2.1. Для выбора схем воспользуйтесь табл. 2.2.

Для понижающего трансформатора (автотрансформатора) определить число часов использования максимальной нагрузки Тмакс, время максимальных потерь, электроэнергию, потребляемую за год, и годовые потери электроэнергии. Исходные данные для расчета указаны в табл. 2.3. и 2.4. На рис. 2.6 приведен годовой график нагрузок. Принять график нагрузок на среднем и низшем напряжении одинаковым.

Мощность электростанции А и нагрузки подстанций, МВ·А Вариант А 1. Каковы достоинства и недостатки замкнутых и разомкнутых сетей?

2. От чего зависит требуемая степень надежности электроснабжения и какими средствами она достигается?

1. Что такое время использования максимальной нагрузки и как оно может быть определено?

2. Каковы преимущества и недостатки кабельных и воздушных сетей?

1. Что такое время наибольших потерь и от чего зависит его значение?

2. Как классифицируются электрические сети?

1. Что такое приведенные затраты и какие вопросы в проектах электрических сетей решаются на основе этого показателя?

2. Чем обусловлена допустимая температура нагрева для проводов и кабелей?

1. Что такое ставка (норма) дисконта и чему она равна?

2. В чем особенности электрического расчета сетей, выполненных стальными проводами?

1. Почему экономическая плотность тока для медных проводников выше, чем для алюминиевых?

2. Какими средствами можно уменьшить потери на корону?

1. Что такое транспозиция проводов и для чего она применяется?

2. Как определяется общее экономическое сечение магистральной линии с несколькими нагрузками вдоль ее длины?

1. Как можно уменьшить индуктивное сопротивление трехфазной воздушной линии электропередачи?

2. Как определяется расчетная нагрузка подстанции?

1. Совпадают ли области применения проводов марок АС-120/19 и АС-120/27?

2. Как изменятся зависящие и независящие от нагрузки потери активной мощности в линии электропередачи при повышении напряжения сети?

1. Как изменятся потери мощности при параллельной работе на подстанции двух однотипных трансформаторов, если один трансформатор будет отключен, а нагрузка подстанции останется прежней?

2. Какие условия должны выполняться при выборе номинального тока плавкой вставки предохранителя, установленного в сети напряжением до 1000 В?

2.2. Контрольное задание Выбрать сечение проводов и, выполнив расчет режима, определить напряжение в конце двухцепной линии электропередачи 220 кВ.

Схема ЛЭП приведена на рис. 2.7. Данные для расчета представлены в табл.2.5,2.6.

По результатам расчета задачи 1 построить в масштабе векторную диаграмму токов и напряжений линии 220 кВ.

1. Какими основными показателями характеризуется качество электрической энергии?

2. Постройте векторную диаграмму напряжений для линии кВ с двумя нагрузками вдоль нее.

1. Как подсчитать потери мощности в линии с равномерно распределенной нагрузкой?

2. Что называется продольной и поперечной составляющей падения напряжения. Как они определяются?

1. Каковы причины и последствия отклонений напряжения и как нормируются их допустимые значения?

2. В чем состоит суть встречного регулирования напряжения?

1. Как определяется потеря напряжения в линии с равномерно распределенной нагрузкой?

2. Каковы особенности электрического расчёта дальних линий электропередач сверхвысокого напряжения и чем они обусловлены?

1. Как определяется экономическое сечение для линий сверхвысоких напряжений?

2. Каковы причины и последствия несинусоидальности напряжения в электрических сетях и как она ограничивается требованиями ГОСТа?

1. Какова последовательность расчета установившегося режима электрической сети методом Ньютона?

2. В чем отличие экономического распределения мощностей в кольцевой сети от их естественного распределения?

1. Какие средства регулирования напряжения используются в электрических системах?

2. Что дает улучшение коэффициента мощности промышленного предприятия?

1. Назовите основные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях.

2. Каков порядок выбора конденсаторов для установки продольной компенсации?

1. Перечислите источники реактивной мощности в энергосистемах и дайте их сравнительную характеристику.

2. Что понимают под регулирующим эффектом нагрузки по напряжению?

1. Как определяется величина ущерба от перерывов электроснабжения?

2. Что относится к паспортным (каталожным) данным двухобмоточных трансформаторов?

2.3. Контрольное задание Определить необходимый диапазон регулировочных ответвлений понижающих трансформаторов для обеспечения встречного регулирования на районной подстанции. Исходные данные приведены в табл. 2.7, 2.8. Наименьшая нагрузка подстанции Рмин составляет 0,4 от максимальной Рмакс при снижении на 0,05 значения коэффициента мощности (cosmin=cosmax-0,05). В режиме наименьших нагрузок один из трансформаторов отключен (рис. 2.8).

ант А Коэффициент мощности при максимальной нагрузке ПС Выполнить расчет провода на механическую прочность в нормальном режиме работы ВЛ. Линия монтируется на опорах с горизонтальным расположением проводов и проходит по ровной ненаселенной местности. Значения максимального нормативного скоростного напора ветра Qмакс, нормативной толщины стенки гололеда bг и расчетного пролета lрасч приведены в табл. 2.9 и 2.10. Максимальную, минимальную и среднегодовую температуры воздуха для района сооружения ВЛ принять равными +40, –40 и –5 °С соответственно. Определить стрелу провеса провода в монтажных условиях при температуре +15 °С без ветра.

1. Для каких целей используется основное уравнение состояния провода в пролете?

2. Чем характеризуется режим натуральной мощности в линии?

1. С чем связана необходимость резерва мощности в энергосистеме и как определяется необходимая величина резерва?

2. Для чего определяют критические пролеты ВЛ?

1. Какими показателями характеризуется современное состояние электроэнергетики в России?

2. Как определить средние и среднеквадратичные нагрузки с помощью графиков?

1. Что называется глубоким вводом и в каких случаях целесообразно его выполнение?

2. От чего зависит предел передаваемой мощности в линии электропередачи?

1. Чем определяется высота опор воздушных линий?

2. Каково назначение синхронных компенсаторов, устанавливаемых в электрических сетях?

1. Что называется однородной сетью и в чем состоят ее преимущества?

2. Какими техническими средствами может быть осуществлено централизованное и местное регулирование напряжения в распределительных сетях?

1. В каких случаях учитываются потери мощности на корону и как они определяются?

2. Что такое "уравнительная мощность" и как определяется ее значение (на примере линии с двухсторонним питанием) ?

1. Как определить активное и индуктивное сопротивление расщепленного провода воздушной ЛЭП?

2. Каковы особенности регулирования напряжения трехобмоточными трансформаторами ?

1. В чем преимущества и недостатки автотрансформаторов перед трансформаторами?

2. Что понимают под терминами "технические" и "коммерческие" потери электроэнергии?

1. Что такое типовые обобщенные статические характеристики?

2. Как изменятся потери мощности в трансформаторе при увеличении напряжения?

2.4. Контрольное задание В одном из цехов строящейся фабрики устанавливаются четыре асинхронных электродвигателя трехфазного переменного тока Д1…Д4 и прокладывается магистраль для питания освещения цеха. План взаимного расположения понизительной подстанции и распределительных щитков дан на рис. 2.9 и рис. 2.10, где указаны необходимые для расчета расстояния в метрах (по длине проводки) и мощность осветительных нагрузок в киловаттах. Номинальное напряжение сети 380/220 В.

Данные об электродвигателях Д1, Д2 с короткозамкнутым ротором и двигателях ДЗ, Д4 с фазным ротором приведены в табл. 2.11 и 2.12. Высшая температура воздуха в цехе достигает +35 °С. Помещение сухое, взрывоопасное.

Требуется:

1) расставить в сети плавкие предохранители с малой тепловой инерцией;

2) определить номинальные токи плавких вставок предохранителей и сечения жил кабелей и проводов, исходя из условий нагрева;

3) проверить выбранные сечения проводников по допустимой потере напряжения в сети.

Вариант От источника питания (ИП) по одноцепной линии получает питание понизительная подстанция (рис. 2.11), на которой установлен трехобмоточный трансформатор (автотрансформатор). Провода на опорах ВЛ расположены горизонтально с расстоянием между соседними фазами D. Напряжение на шинах ИП равно номинальному напряжению сети. Марка проводов, длина линии l, тип трансформатора, число часов использования наибольшей нагрузки Тмакс и значения наибольших нагрузок приведены в табл. 2.13 и 2.14.

Принять, что форма графиков нагрузки и коэффициенты мощности на стороне среднего и низшего напряжения подстанции одинаковы.

Необходимо определить:

1) параметры схемы замещения сети;

2) расчетную нагрузку подстанции;

3) потери активной и реактивной мощности в сети;

4) годовые потери электроэнергии в сети.

1. Как выразить константы четырехполюсника (А, В, С и D) через параметры П-образной схемы замещения?

2. В каких случаях можно пренебречь поперечной составляющей падения напряжения?

1. Какие ограничения необходимо учитывать при выборе сечений проводов ВЛ?

2. Чем следует руководствоваться при выборе числа и мощности силовых трансформаторов на понизительных подстанциях?

1. Как при расчетах режимов могут быть представлены нагрузки?

2. Какова взаимосвязь изменений частоты, напряжения, активных и реактивных мощностей в энергосистеме?

1. Назовите основные требования к электрическим сетям.

2. Как определить значение реактивной мощности по заданным величинам напряжений у приемного и передающего концов линии и передаваемой активной мощности?

1. Почему отличаются номинальные напряжения линий электропередачи от номинальных напряжений генераторов и трансформаторов?

2. Как определить угол сдвига фаз между напряжениями в начале и конце участка ЛЭП? Что характеризует угол сдвига фаз?

1. С какой целью устанавливают АЧР?

2. Как оценить ущерб от недоотпуска электроэнергии при питании потребителей по двухцепной линии?

1. Почему регулирующий эффект синхронного компенсатора называют положительным?

2. Какое условие должно соблюдаться при выборе сечений проводов по длительно допустимому нагреву?

1. Как определить вероятность аварийного состояния сети, состоящей из последовательного соединения трансформатора, выключателя и линии?

2. Как учесть погрешность исходной информации при сравнении проектных вариантов электрической сети?

1. Какие применяются показатели для характеристики надежности элементов электрической сети?

2. По каким причинам выбор сечений проводов по допустимой потере напряжения производится только в сетях напряжением до 35 кВ?

1. Как производится восстановление частоты в ЭЭС при отсутствии достаточного резерва мощности?

2. В каких условиях нормальной работы BЛ стрела провеса проводов может оказаться наибольшей?

2.5. Контрольное задание Определить приближенное распределение мощностей в сети кВ, изображенной на рис.2.12, и выбрать сечения проводов на участках. Выбранные сечения проверить на нагрев в послеаварийном режиме.

Время использования наибольшей нагрузки Тмакс, длины участков и расчетные нагрузки узлов приведены в табл. 2.15, 2.16. Коэффициенты мощности нагрузок принять одинаковыми.

Два завода, расположенные в пунктах 1 и 2, получают электроэнергию от источника питания ИП. Выбрать сечения проводов местной электрической сети, схема которой приведена на рис. 2.13. Сеть предполагается выполнить алюминиевыми проводами, расположенными на опорах со среднегеометрическим расстоянием Dср= 2 м.

Время использования наибольшей нагрузки (ч), номинальное напряжение сети (кВ), нагрузки подстанций (МВт), длины участков (км) и величина допустимой потери напряжения (%) приведены в табл. 2.17 и 2.18.

Сечения определить по условию их равенства на участках. Для окончательного выбора значения сечений, определенные по допустимой потере напряжения, сравнить с экономически целесообразными.

Коэффициенты мощности нагрузок (cos) принять равным 0, 1. Каков порядок выбора (по нормированной плотности тока) одинакового по всей длине сечения магистральной линии, питающей несколько нагрузок?

2. В чем суть метода допустимых напряжений, применяемого для механического расчета проводов воздушных ЛЭП?

1. Каковы минимально допустимые по условиям механической прочности сечения алюминиевых, стальных и сталеалюминиевых проводов воздушных линий?

2. Что понимают под несимметрией режима напряжений в трехфазной сети?

1. Как выбрать по нормированной плотности тока сечение проводов линии, имеющей наибольшую нагрузку ночью?

2. Если механический расчет проводов выполнен, то каков порядок расстановки опор ВЛ по профилю трассы?

1. Что такое габаритный пролет воздушной ЛЭП, как он определяется?

2. Каково назначение шунтирующих реакторов для режимов работы дальних линий электропередачи?

1. Как скоростной напор ветра влияет на стрелу провеса проводов ВЛ?

2. Что понимают под длительно допустимым (по условию нагрева) током?

1. Можно ли при параллельном сложении двух комплексных сопротивлений отдельно складывать активные и реактивные сопротивления?

2. При выборе номинального напряжения сети какому из двух вариантов следует отдать предпочтение, если различие в величине приведенных затрат не превышает 8 %?

1. Почему выпускают автотрансформаторы с номинальным напряжением средней обмотки не ниже 110 кВ?

2. Каковы критерии расстановки компенсирующих устройств в электрических сетях?

1. Каковы последствия несинусоидальности напряжений в электрических сетях?

2. Что понимается под «экономическим сечением» проводов и жил кабелей?

1. Чем обусловлена наибольшая допустимая стрела провеса провода?

2. Каковы преимущества и недостатки кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена?

1. Как рассчитывается в два этапа режим линии из двух участков при заданном напряжении в начале первого участка?

2. Каково соотношение между потерями мощности и напряжения в линии с равномерно распределенной нагрузкой и с такой же суммарной нагрузкой в конце?

ГЛАВА 3. КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Студенты специальностей 140205 или 140211 по дисциплине "Электроэнергетические системы и сети " выполняют либо курсовой проект, либо курсовую работу. Это определяется учебными планами.

Проект (в отличие от курсовой работы) включает демонстрационные материалы (чертежи). Допускается прием курсовых проектов, представленных к защите в установленные сроки, одним преподавателем, если самостоятельность выполнения работы студентом не вызывает сомнений. В остальных случаях защита курсового проекта выполняется перед комиссией.

3.1. Задание на курсовой проект Тема курсового проекта – «Развитие электрической сети энергосистемы» – является общей для всех. Главная задача работы – технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения трех новых узлов нагрузки.

1. Схема существующей электросети (рис. 3.1).

2. Геометрическое расположение ПС «В» и мест сооружения новых подстанций в декартовой системе координат, а так же максимальные нагрузки существующих (4,5) и новых (1,2 и 3) узлов, приведенные к пятому году эксплуатации сети (табл. 3.1).

3. Время использования максимальной нагрузки Тmax для общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых подстанций ( табл. 3.1).

4. Зимние и летние суточные графики нагрузки новых подстанций ( табл. 3.2).

5. Напряжение источника питания (узел А) в режиме максимальных нагрузок поддерживается на уровне 240 кВ.

2АТДЦТН– 200000/ Рис. 1. Схема существующей электрической сети 220/110/35/10 кВ (Координаты ПС А:ХА=50 км; YА=50 км) 6. Номинальное напряжение на шинах низшего напряжения новых подстанций – 10 кВ.

7. Материал промежуточных опор для ВЛ всех напряжений – железобетон.

8. Район строительства: для вариантов, номера которых заканчиваются цифрами 0, 3, 6, 9 – Дальний Восток; 1, 5, 8 – Поволжье или Урал; 2, 4, 7 – Западная Сибирь.

9. Коэффициент мощности источника питания (узел А) в режиме наибольших нагрузок равен: 0,88 (для вариантов, номера которых заканчиваются цифрами 0...4) и 0,90 (для остальных).

10. Расчетная мощность, поступающая из внешней сети на шины 220 кВ ПС «В», в режиме наибольших нагрузок составляет 60+j30 МВ·А.

Недостающие для проектирования данные принимаются студентами самостоятельно.

3.2. Содержание проекта Решение главной задачи курсового проекта обычно сводят к выбору схемы соединений и основных параметров сети – номинального напряжения, типа опор и числа цепей, материала и сечений проводов, числа и мощности трансформаторов, средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

Курсовой проект можно выполнить в следующем порядке:

Введение, в котором дается характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии.

1. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети:

– разработка вариантов схемы соединений линий сети и ПС;

– выбор номинальных напряжений сети и сечений проводов ВЛ;

–определение числа и мощности трансформаторов;

– отбор двух – трех наиболее предпочтительных вариантов схемы сети.

2. Технико-экономическое сравнение вариантов.

3. Электрический расчет максимального режима работы сети:

– составление схемы замещения сети;

– точный расчет режима наибольших нагрузок;

– выбор коэффициентов трансформации трансформаторов понижающих подстанций.

– баланс реактивной мощности и выбор КУ.

4. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети.

Решение перечисленных вопросов составляет содержание основных разделов проекта. Указанная последовательность выполнения курсового проекта является примерной и по усмотрению студента может быть изменена.

анта анта анта анта анта Зимние и летние суточные графики нагрузки характерных

ч P Q P Q P Q P Q P Q P Q

Примечание. Значения активных (Р) и реактивных (Q) мощностей даны в процентах от Рmax и Qmax соответственно.

3.3. Оформление курсового проекта Проект оформляется в виде расчетно-пояснительной записки в 30 – 40 страниц рукописного текста (на листах формата А4) и демонстрационной части (например чертежа на листе формата А1).

Расчетно-пояснительная записка – основная часть проекта. В ней формулируются задачи проекта, описывается методика их решения, приводятся результаты расчетов и выводы. При оформлении в записку включают реферат, оглавление, задание на проектирование, введение, основные разделы проекта, заключение, список литературы.

Каждый раздел в записке следует начинать с новой страницы.

При выполнении любого раздела проекта в записке нужно сформулировать задачу, привести исходные условия, перечислить основные требования, которые должны быть соблюдены, кратко описать последовательность решения задачи и лишь после этого приступать к расчетам. Расчеты следует сопровождать краткими пояснениями по их назначению, методике выполнения, принимаемым допущениям, используемым данным и т.д. При выполнении расчетов по какой-либо формуле следует привести формулу в общем виде, сделать цифровую подстановку, указать результат вычислений без промежуточных выкладок и размерность полученной величины. Выполняя повторные аналогичные расчеты, следует приводить только исходные величины и полученные результаты.

Каждый раздел пояснительной записки должен завершаться выводами, предназначенными для общего ознакомления с результатами работы. Выводы должны включать перечень выполненных в данном разделе задач с указанием методов расчета и учтенных ограничений, а также содержать краткую оценку результатов работы и их связь с решением других вопросов.

Номера страниц можно указывать справа внизу. Номера разделов обозначаются арабскими цифрами. При наличии параграфов их номера состоят из номера раздела и номера параграфа (например, 2.3, что обозначает раздел 2, параграф 3). Заголовки разделов и параграфов не подчеркиваются, в конце их точки не ставятся. Используемые формулы в общем виде приводятся один раз и нумеруются в круглых скобках. Значения символов и размерности величин, входящих в формулу, приводятся непосредственно после соответствующих выражений, например, потери активной мощности P в линии (кВт):

S – полная мощность, МВ·А;

R – активное сопротивление линии, Ом;

U –междуфазное напряжение, кВ.

Все иллюстрации в записке (диаграммы, схемы, графики) называются рисунками, их нумеруют арабскими цифрами и обозначают:

рис. 1.3, рис. 3.5 и т.д. Первая цифра соответствует номеру раздела, вторая – порядковому номеру рисунка в разделе. Аналогично нумеруются формулы и таблицы. Рисунки и таблицы следует располагать по ходу текста. Следует ставить названия над таблицами или под рисунками. Ссылки на литературу приводятся в тексте в квадратных скобках, например, [4].

В тексте записки следует использовать только принятые в технической литературе сокращения, например, ВЛ, ОРУ, РПН и др.

Демонстрационная часть проекта включает в себя схему электрических соединений выбранного варианта, результаты расчета максимального режима и таблицу технико-экономических показателей спроектированной сети.

На схеме электрических соединений показывают все линии, трансформаторы, выключатели, разъединители. Указываются также номера источников питания и понижающих подстанций, номинальные напряжения и длины ВЛ, марки проводов, типы и мощности трансформаторов, мощности нагрузок и компенсирующих устройств.

Результаты расчета максимального режима включают схему замещения сети с указанием значений сопротивлений и проводимостей линий и трансформаторов. На схеме указывают также максимальные нагрузки подстанций, основные потоки мощности, расчетные напряжения в узлах, выбранные ответвления трансформаторов, мощности КУ.

Чертежи должны быть подписаны автором и консультантом до защиты проекта. Образец основной надписи на чертеже приведен на рис. 3.2.

Разработал Проверил Н. контр Утв.

Ниже рассмотрены некоторые подходы к решению отдельных вопросов курсового проекта.

3.4. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии Задачами раздела являются определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом.

В курсовом проекте определение капитальных вложений на сооружение линий и подстанций выполняется на основе укрупненных стоимостных показателей (УСП). В справочной литературе УСП приведены для средних условий строительства в районах европейской части страны. Для оценки стоимости строительства в других районах и условиях следует применять поправочные коэффициенты, приведенные в табл. В1, В2 приложений, а так же в [9]. Для обоснованного выбора поправочных коэффициентов необходимо определить принадлежность проектируемой сети к той или иной энергосистеме, а также дать характеристику местности и климатических условий.

В задании на проект указывается область, включающая электрифицируемый район. На основе этого и карты зон ОЭС [9,12] определяют принадлежность районной сети к конкретной энергосистеме, а затем принимают территориальные поправочные коэффициенты к стоимости строительства линий и подстанций.

В кратком описании местности на путях возможных трасс ВЛ указывают характер рельефа (равнинный, горный), наличие или отсутствие городских и промышленных застроек, пересечений, болот, лесных массивов и т.д.

Для характеристики климатических условий в проекте достаточно определить нормативные значения максимальной скорости ветра (V) и толщины стенки гололеда (bг). Значения V и bг для конкретных ветровых и гололедных районов приводятся в ПУЭ, а так же в табл. А5 приложений.

Применять двухцепные (железобетонные или стальные) опоры для ВЛ 35 кВ и выше в районах с толщиной стенки гололеда bг>20 мм не рекомендуется. Если в указанных районах по условиям надежности электроснабжения необходима прокладка двухцепных линий, то применяют, как правило, раздельную (на разных опорах) подвеску цепей с горизонтальным расположением проводов. В этом случае для двухцепной линии стоимость строительства определяют как для двух одноцепных ВЛ.

После характеристики местности и климатических условий в районе сооружения ВЛ необходимо определить поправочные коэффициенты на условия строительства линий. Коэффициенты для всех линий вводят в случае, когда максимальная нормативная скорость ветра превышает 30 м/с, а также если ВЛ сооружается в особо гололедных или горных условиях. Поправочные коэффициенты на условия городской и промышленной застроек, заболоченность трасс и загрязненность атмосферы при необходимости принимаются для некоторых участков отдельных ВЛ. Стоимость вырубки просек при прохождении ВЛ в лесной местности определять отдельно не следует, полагая, что она включена в состав УСП. Результирующий коэффициент удорожания стоимости линий определяется как произведение поправочных коэффициентов на условия строительства и территориального коэффициента.

При определении протяженности ВЛ (старых и новых) необходимо учесть непрямолинейность трасс линий в сравнении с воздушной прямой:

где L ij – протяженность ВЛ между i –й и j –й подстанциями, км;

lij – длина воздушной прямой, вычисляемая через координаты подстанций по формуле k удл – коэффициент удлинения трассы, применяемый равным 1,20…1,26 (большее значение относится к территориям с высокой плотностью застройки, развитой сетью дорог и инженерных коммуникаций, интенсивной хозяйственной деятельностью).

В заключении раздела определяют дополнительное потребление электроэнергии ( A ), наибольшие активную ( P ) и реактивную ( Q ) нагрузки новых потребителей, время максимальных потерь ( ), удельные затраты на покрытие потерь мощности и электроэнергии ( ', '' ).

Время потерь зависит от числа часов использования наибольшей нагрузки Тmax и вычисляется по формуле Существуют и другие способы определения, например, с помощью графика на рис.3.3.

Удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии ' t ' и " t" определяют по зависимостям на рис. 3.4. Значение t" можно принять равным 8760 ч, а значение t' определить по формуле: t'= /м, где м – коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы, величина которого принимается из диапазона м = 0,6…0,9.

Рис. 3.3. Зависимость времени страны;

максимальных потерь =(Tmax) 2 ОЭС Дальнего Востока;

3.5 Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети Основными задачами являются разработка нескольких рациональных вариантов схемы сети и предварительный выбор из их числа двух наиболее предпочтительных (для последующего подробного технико-экономического сравнения отобранных вариантов и определения лучшего из них).

Технико-экономическое обоснование схемы и выбор параметров сети производятся на перспективу 5…10 лет. Проектируемая сеть должна обеспечивать:

требуемую пропускную способность и надежность;

экономичность развития и функционирования с учетом рационального сочетания сооружаемой сети с существующей.

Требования к пропускной способности и надежности можно свести к обеспечению:

передачи расчетных максимальных нагрузок для полной схемы сети при нормативных уровнях напряжения;

передачи расчетных длительных перетоков мощности при отключении в полной схеме одного из элементов (одной цепи ВЛ или одного трансформатора) согласно правилу "N-1".

Экономичность развития и функционирования основывается на выборе варианта, позволяющего развивать сеть без коренного переустройства и с максимальным использованием существующей схемы.

Исходными данными задачи являются величины максимальных (расчетных) нагрузок потребителей, а также взаимное расположение понижающих подстанций и источника питания. При проектировании следует считать каждую из секций шин источника питания как независимый ИП. Дополнительно можно принять следующие условия:

1) потребители каждой из ПС не имеют резервного питания по линиям 10 кВ от других источников электроэнергии;

2) в общей нагрузке новых подстанций доля электроприемников 1-й категории составляет 10…20 %; 2-й категории – 20…40 %.

Надежность можно повысить путем резервирования элементов сети (линий, трансформаторов), т.е. за счет увеличения капитальных вложений и дополнительного расходования дефицитных материалов, оборудования. Поэтому определение оптимального уровня надежности, зависящего от характера потребителей, представляет собой технико-экономическую задачу. Решение этой задачи в ряде случаев можно упростить, используя рекомендации ПУЭ.

Электроснабжение узлов сети с потребителями 1-й категории осуществляют двухцепной или двумя одноцепными линиями. В обоих случаях каждая цепь должна быть подключена к разным секциям шин питающей подстанции. Для питания потребителей 3-й категории применяют нерезервированные (одноцепные) линии. Целесообразность питания узла с потребителями 2-й категории по одноцепной линии должна быть обоснована технико-экономическим сравнением с вариантом резервированной схемы электроснабжения.

На подстанциях с напряжением 35 кВ и выше для надежного питания нагрузки, имеющей в своем составе потребителей 1-й и 2-й категорий, как правило, устанавливают два трансформатора. Для узлов питания потребителей только 3-й категории следует применять простейшие однотрансформаторные схемы подстанций. Дополнительно следует отметить, что при одной питающей ВЛ устанавливать второй трансформатор только из соображений повышения надежности ПС нецелесообразно [8].

Следует наметить не менее трех вариантов, среди которых должны быть варианты разомкнутых (магистрально-радиальных) и замкнутых (кольцевых или смешанных) схем. Присоединение новых линий возможно к действующим подстанциям за счет расширения (реконструкции) их распределительных устройств или путем осуществления заходов к новым подстанциям от существующих линий. По типу присоединения к сети схемы новых ПС должны быть тупиковые или проходные. Ответвительные подстанции применять не рекомендуется.

Разработку отдельного варианта схемы сети выполняют в следующей последовательности:

1. С учетом требований надежности и на основе определенной концепции намечают конфигурацию сети. Беспорядочное соединение линиями нагрузочных узлов не поощряется. Стремятся к тому, чтобы передача электроэнергии от ИП к пунктам потребления производилась кратчайшим путем, что предполагает сокращение площади отчуждаемой земли под ЛЭП и снижение потерь мощности в новых линиях.

2. Определяют приближенное (без учета потерь мощности) потокораспределение в сети для максимального режима. Расчет кольцевых сетей одного номинального напряжения выполняют в предположении их однородности.

3. Для каждой линии в схеме намечают одно – два номинальных напряжения, основываясь на длине участка и величине передаваемой по нему мощности. Принятие для некоторых участков сети двух смежных значений номинального напряжения ведет к появлению новых вариантов схемы (подвариантов).

4. Для всех участков сети выбирают сечение проводов. Каждому значению номинального напряжения ВЛ соответствует определенный диапазон применяемых на практике сечений. Исходя из этого, сокращают число подвариантов по напряжениям.

5. Производят выбор трансформаторов и схем электрических соединений ПС. В каждом из вариантов для одного (самого тяжелого) послеаварийного режима вычисляют приближенно значение наибольшей потери напряжения ( Uав) в сети. Большое значение Uав (около 20 % Uном и выше) свидетельствует о технической нецелесообразности схемы вследствие неудачного выбора конфигурации сети или номинального напряжения.

Из числа намеченных схем на основе приближенной техникоэкономической оценки для дальнейшей детальной проработки оставляют два варианта. Среди этих вариантов должен быть хотя бы один, имеющий замкнутую (или смешанную) схему. Оценочным показателем экономичности вариантов может служить суммарная стоимость сооружаемых ЛЭП или общая протяженность новых линий (протяженность двухцепных ВЛ следует включать в сумму с весовым коэффициентом 1,5…1,7).

3.6. Выбор номинального напряжения сети Шкала номинальных напряжений для вновь проектируемых электросетей выше 1000 В представляет следующий ряд: 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.

Грубую оценку экономически целесообразных значений номинальных напряжений ВЛ можно получить с помощью эмпирических формул где Р – передаваемая по одной цепи ВЛ мощность, МВт; L – длина линии, км; U – оценка номинального напряжения ЛЭП, кВ.

Дополнительная информация к выбору U приведена в табл. 3.3.

Пропускная способность и дальность ВЛ 35…1150 кВ На- Сечение прово- Пропускная способность Длина ВЛ, км При конкретном проектировании выбор U весьма ограничен.

Электросеть, как правило, не проектируется с "нуля". Она представляет собой динамически развивающийся объект. Поэтому номинальные напряжения новых ЛЭП во многом предопределены уже имеющимися в данном районе напряжениями сетей.

Для участков проектируемой сети могут быть приняты разные значения номинальных напряжений. Обычно сначала определяют напряжения головных, более загруженных, участков. Линии кольцевой схемы, как правило, выполняют на одно номинальное напряжение.

3.7. Определение сечений проводов ВЛ Технико-экономическое обоснование варианта конфигурации требует определения сечений проводов на каждом участке сети. При проектировании ВЛ напряжением 35…220 кВ выбор сечений производится не сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае, а по нормируемым показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока (jэк). Для современных условий строительства ВЛ на унифицированных опорах более правильно нормировать не величину jэк, а экономические токовые интервалы для каждой марки провода.

Современная методика выбора сечений с помощью токовых интервалов изложена в [6, 8, 14], но даже она не учитывает такие факторы, как ограниченность ресурса проводникового материала; меняющиеся разными темпами цены на оборудование, затраты на строительно-монтажные и проектно-изыскательские работы, стоимость электроэнергии, расходы на транспорт и т.п.

Перечисленные факторы существенно и порой прямо противоположно друг другу влияют на величину экономического сечения проводов. Положение усложняет и ведущаяся в последние годы работа по сокращению номенклатуры сечений проводов для ВЛ разных классов напряжений. В связи с этим проще при выборе сечений использовать значение jэк.

На ВЛ напряжением 35 кВ и выше рекомендуется применять сталеалюминивые провода марки АС (или АСК, АСКП, АСКС при прокладке линии в прибрежных и загрязненных районах). Использование алюминиевых проводов марки А и проводов из алюминиевого сплава марок АН и АЖ обосновывается расчетами. Срок службы проводов марок АС, А и М составляет 45 лет; проводов марок АН и АЖ – 25 лет.

При проектировании ВЛ напряжением 35…220 кВ выбор сечений проводов рекомендуется производить по экономической плотности тока, а для ЛЭП 330…1150 кВ – на основе сравнительных технико-экономических расчетов.

Экономически целесообразное сечение F, мм2, определяется из соотношения где Ip – расчетный ток, А; jэк – рекомендуемое значение экономической плотности тока, А/мм2, принимаемое по табл. В33.

Для линий распределительной сети 35…220 кВ значение Ip определяется расчетом нормального режима работы при прохождении максимума нагрузки энергосистемы. При этом увеличение тока в ремонтных и послеаварийных режимах работы сети не учитывается. Для линий системообразующей сети 220…500 кВ расчетный ток определяют по формуле где I5 - ток линии на пятый год ее эксплуатации, определяемый в нормальном режиме по расчетным длительным потокам мощности;

i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки ВЛ по годам эксплуатации. Для линии 220 кВ значение i можно принять равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

Для ВЛ 330…500 кВ значение i лежит в пределах от 0,6 до 1,65 и определяется по правилам, изложенным в [6, 9]; t – коэффициент, учитывающий плотность графика нагрузки линии (Тмах) и долю участия нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы (kм). Значение t можно определить по табл. 3.4.

Напряжение Сечения, выбранные из экономических соображений и округленные до стандартного значения, должны быть проверены по длительно допустимому току нагрева, условиям коронирования и механической прочности проводов и опор, а также допустимой потере напряжения.

Проверка предварительно выбранного сечения проводов по допустимому нагреву состоит в соблюдении условия:

где Iав – наибольший ток ВЛ для послеаварийного или ремонтного режима. Для двухцепных ВЛ Iав определяют при условии выхода из работы одной из цепей, а для кольцевой сети рассматривают поочередно два случая отключения линии на головных участках;

Iдоп=Iдоп·kt – длительно допустимый ток нагрузки с учетом поправочного коэффициента на температуру окружающей среды. Значения длительно допустимых токов Iдоп для неизолированных проводов приведены в табл. А8, а поправочных коэффициентов kt – в табл. А25.

Проверке по коронированию подлежат ВЛ напряжением 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка по условиям короны и уровню радиопомех не производится, если сечения проводов для ВЛ 110 кВ равны или более 70 мм2, а для ВЛ 220 кВ – 240 мм2.

Для линий других напряжений значения минимально допустимых по условиям короны и радиопомех сечений указанны в табл. А4.

Проверка проводов на механическую прочность сводится к выполнению условия где Fмех – минимально возможное сечение. Для изолированных проводов ВЛ свыше 1кВ значение Fмех приведены в табл. А3.

Из условия механической прочности типовых опор максимально допустимые сечения проводов составляют: для ВЛ 35кВ – 150 мм2;

ВЛ 110 кВ – 240 мм2; ВЛ 220 кВ – 500 мм2.

ВЛ напряжением 35 кВ и выше не подлежат проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения, т.к. повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий (по сравнению с применением трансформаторов с РПН или компенсирующих устройств) экономически не оправдывается [4].

Проектируемые сети 6…20 кВ подлежат проверке на максимальную потерю напряжения от центра питания до удаленной ПС.

Допустимые потери напряжения в сети устанавливаются с учетом расчета сети НН на допустимые отклонения напряжения. Увеличение сечения проводов питающих линии 6…20 кВ по условиям потери напряжения допускается при наличии технико-экономического обоснования (по сравнению с применением на удаленных подстанциях трансформаторов с РПН).

Для ВЛ 110 и 220 кВ, сооружаемых на территории крупных городов, рекомендуется применять сечения проводов 240 и 400 мм2 соответственно. Для заходов действующих ВЛ на новые подстанции сечение провода выбирается, как правило, не меньшим, чем на основной линии.

Каждому значению номинального напряжения ВЛ можно поставить в соответствие определенный диапазон технически и экономически целесообразных, а поэтому наиболее употребительных на практике сечений проводов. Для ВЛ 35 кВ этот диапазон равен 35…150 мм2, 110 кВ – 70…240 мм2, 220 кВ – 240…400 мм2. Выход за границы указанных пределов чаще всего свидетельствует о неудачном выборе конфигурации или номинального напряжения сети.

В связи с унификацией опор применение некоторых сечений, выбранных по jэк, во II –IV районах гололедности оказывается неэкономичным. Это обстоятельство следует учесть при окончательном определении F.

3.8. Выбор трансформаторов понижающих подстанций На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило двух (авто) трансформаторов одинаковой мощности. Установка одного трансформатора является обычно первым этапом сооружения двухтрансформаторной подстанции, да и то, если отсутствуют ответственные потребители или имеется резервирование по сетям низшего напряжения. Установка более двух трансформаторов осуществляется при наличии технико-экономического обоснования или по специальным требованиям заказчика.

При выборе трансформаторов определяющим является их нагрузочная способность, а не экономические критерии. Выбор мощности (авто) трансформаторов ведется с учетом характера графиков нагрузки и допустимых по ГОСТ 14209-97 систематических и аварийных перегрузок. Силовые трансформаторы допускают систематические перегрузки, которые зависят от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузки (суточной, сезонной и т.д). Значения допустимых систематических перегрузок трансформаторов приведены в [12, 13]. Аварийные перегрузки возникают, например, при отказе одного из двух трансформаторов. Аварийные перегрузки могут быть кратковременными (до 0,5 часа) и продолжительными (в течении восстановительного ремонта, т.е. до 24 часов в сутки).

Основания для ограниченных во времени перегрузок трансформатора являются: 1) неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий перегрузке; 2) пониженная температура окружающей среды (воздуха или воды).

При выборе номинальной мощности (авто) трансформаторов Sном исходят из того, что электроснабжение потребителей должно быть обеспеченно полностью: 1) в ремонтных режимах с учетом допустимой систематической перегрузки; 2) в послеаварийных режимах (отказ одного из трансформаторов в зимний или летний период работы) с учетом допустимой аварийной перегрузки.

В курсовом проекте выбор трансформаторов на новых подстанциях можно выполнять исходя только из аварийной перегрузки при отключении одного из двух трансформаторов на время ремонта или замены. При этом резервирование по сетям СН и НН отсутствует. Исходными данными для выбора Sном являются зимние и летние суточные графики нагрузки новых ПС (табл.3.2), сезонные эквивалентные температуры охлаждающего воздуха в районах строительства подстанций (табл.3.5), а также предполагаемый вид охлаждения трансформаторов.

Допустимые аварийный перегрузки масляных трансформаторов (без учета коэффициента К1 предшествующей загрузки) даны в табл.3.6.

Значение эквивалентных температур охлаждающего воздуха в отдельных регионах страны (ГОСТ 14209-97) Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов (без учета К1) Значение Кав в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки для трансформаторов с системой охлаждения Значение Кав в зависимости от температуры охлаждающей среды во время Алгоритм выбора Sном для подстанции с n однотипными трансформаторами может быть следующим.

1. Ориентировочно назначают Sном. В качестве Sном можно принять минимальную из стандартных значений мощность, отвечающую условию Sном Smax/n, где Smax – максимальная нагрузка подстанции.

2. Определяют коэффициент максимальной перегрузки по формуле kmax=Smax/Sном.

3. На исходном суточном графике нагрузки S(t), построенном с часовыми интервалами, определяют предварительно продолжительность перегрузки h. Значение h равно сумме i-х ступеней графика, для которых выполняется условие Si>Sном.

4. Вычисляют коэффициент аварийной перегрузки К2:

где суммирование вновь выполняется только для i-х ступеней графика, для которых Si>Sном.

5. Если К20,9Кmax, то полагают, что длительность аварийной перегрузки трансформатора h равна h, иначе пересчитывают h по формуле 6. Для известных температуры охлаждающей среды системы охлаждения трансформатора, а также для вычисленной продолжительности перегрузки h по табл. 3.6 определяют коэффициент допустимой аварийной перегрузки – Кав.

7. Предварительно намеченная величина Sном должна отвечать условию где Sрез - часть нагрузки ПС, резервируемая по сетям вторичного напряжения. В курсовом проекте можно принять Sрез =0. Если условие (3.5) выполнено, то значение Sном применяется окончательно, иначе Sном увеличивают на одну ступень и алгоритм определения номинальной мощности трансформаторов повторяют с п.3.

Условие (3.5) необходимо проверять как для зимнего, так и летнего графиков нагрузки (авто) трансформаторов. Если условие (3.5) выполняется для Кав, найденного по табл. 3.6 при h=24 ч, то выбор Sном упрощается и нет нужды применять выше приведенный алгоритм.

3.9. Обоснование схем коммутаций подстанций К схемам электрических соединений (коммутаций) электроустановок предъявляют требования, важнейшими из которых являются надежность, экономичность, удобство эксплуатации, техническая гибкость, экономическая частота, компактность, унифицированность.

Уровень надежности может быть регламентирован или обоснован экономически. Требования к надежности схем системообразующих и распределительных сетей различаются. Для системообразующих сетей первостепенным является сохранение динамической устойчивости параллельной работы энергосистем. Для схем распределительных сетей главное – обеспечение электроснабжения потребителей в соответствии с их категорией, регламентированной НТД.

Под экономичностью подразумевают разработку проектов, учитывающих необходимые капитальные вложения и сопутствующие ежегодные издержки производства и сбыта продукции. Принимаемый уровень надежности определяется сопоставлением затрат на его повышение с экономическими последствиями из-за ненадежности (ущербами от нарушений электроснабжения, штрафными санкциями и т.п).

Удобство эксплуатации заключается в наглядности и простоте схемы, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, минимизации числа коммутаций и, как следствие, уменьшении числа отказов оборудования.

Техническая гибкость – это способность приспосабливаться к изменяющимся условиям работы электроустановки при плановых и аварийно – восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и испытаниях.

Экологическая чистота определяется степенью воздействия электроустановки на окружающую среду (шум, электромагнитные поля, нарушение ландшафта и т.п.).

Компактность характеризуется минимизацией площади земли, отчуждаемой под электроустановку.

Унифицированность заключается в применении ограниченного числа типовых схем, что позволяет снижать материальные и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладку и эксплуатацию электроустановки [6].

Количество линий, присоединяемых к шинам ВН подстанции, определяют схему ее электрических соединений, конструктивное исполнение и стоимость ПС. Так как технико-экономический выбор схем ПС не входит в задачу проекта, то необходимо использовать типовые решения и рекомендации, излагаемые далее.

Выбор схем присоединения к сети новых подстанций выполняется из числа типовых (унифицированных) схем РУ 35…750 кВ, нашедших широкое применение при проектировании. Нетиповые схемы применяют при наличии технико-экономических обоснований.

По способу присоединения к сети ВН подстанции подразделяются на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые (рис. 3.5).

На рис. 3.6 и 3.7 приведены наиболее часто применяемые, типовые схемы РУ 35…750 кВ, а в табл. 3.7 – перечень схем и области их применения. Типовые схемы РУ обозначаются двумя числами, указывающими напряжение сети и номер схемы (например, 110-5 АН, 220- и т.п.). Номера схем не изменялись с первой редакции типовых схем, в дальнейшем некоторые схемы исключались из числа типовых.

В период интенсивного строительства электрических сетей (1960-1985 гг.) на подстанциях 35…220 кВ с упрощенными схемами коммутации на стороне ВН широко применяли отделители и короткозамыкатели. Простота их конструкции и дешевизна (в сравнении с выключателями) позволяли обеспечить массовое строительство ПС в короткие сроки. В то же время эти аппараты обладают определенными конструктивными и эксплуатационными недостатками. Принципиальным недостатком схем с отделителями и короткозамыкателями является, то, что искусственно создаваемое КЗ (для отключения в бестоковую паузу поврежденного участка сети отделителем) резко увеличивает общую продолжительность тяжелых условий работы выключателей на смежных подстанциях.

Поэтому в настоящее время использование отделителей и короткозамыкателей на вновь сооружаемых ПС прекращено, а при реконструкции действующих ПС они должны заменяться выключателями [9].

К номерам типовых схем, в которых отделители и короткозамыкатели заменены на выключатели, добавлен индекс "Н" (3Н, 4Н, 5Н, 5АН).

Рис. 3.5. 1. Основные способы присоединения подстанций к сети:

а, б – тупиковые ПС, присоединяемые к одной или двум ВЛ;

в, г – ответвительные ПС; д – проходная ПС, присоединяемая путем захода одной ВЛ; е, ж – узловые ПС, присоединяемые Рис. 3.6. Схемы электрических соединений (коммутации) тупиковых и ответвительных подстанций На напряжения 35-220 кВ освоено изготовление комплектных трансформаторных подстанций блочного типа (КТПБ). На рис. 3. приведены схемы выпускаемых заводами КТПБ 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам с выключателями на ВН, т.к. КТПБ с отделителями и короткозамыкателями не выпускаются. Схема КТПБ 220 кВ приведена на рис.3.9.

Рис. 3.7. Схемы РУ 35-750 кВ. Цифры соответствуют номерам типовых схем (для наглядности схем разъединители с обеих сторон выключателей не показаны) Номер типовой ческой перемычкой со стороны линии стороны трансформаторов Рис.3.8. Схемы унифицированных ПС 110 кВ:

а – трансформаторы до 16 МВ·А; б – то же, 25-40 МВ·А;

в – трансформаторы 110/35/10 кВ мощностью 6,3-40 МВ·А Рис. 3.9. Схема КТПБ 220/110/10 кВ Рис. 3.10. Типовые схемы РУ 10 (6) кВ Схемы РУ 10(6) кВ приведены на рис. 3.10. Схема с одной секционированной выключателем системой шин (рис. 3.10, а) применяется при двух трансформаторах с нерасщепленными обмотками НН;

схема с двумя секционированными системами шин (рис. 3.10, б) – при двух трансформаторах с расщепленной обмоткой НН или сдвоенных реакторах; схема с четырьмя одиночными секционированными системами шин (рис. 3.10, в) – при двух трансформаторах с расщепленной обмоткой НН и сдвоенных реакторах.

3.10. Технико-экономическое сравнение вариантов Для обоих вариантов схемы с помощью УСП определяют капитальные вложения в строительство сети.

Одинаковые элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах (например, ЗРУ–10 кВ), на этапе сравнения не учитываются. Капиталовложения в электрическую сеть (К) состоят из вложений в строительство воздушных линий (КЛ) и подстанций (КП) и вычисляются по формуле:

где k'з и k"з –обобщенные коэффициенты удорожания стоимости строительства линий и подстанций, соответственно. Для ВЛ k'з равен произведению зонального коэффициента на коэффициенты, учитывающие те или иные усложняющие условия строительства (табл. В1 и В2).

Капиталовложения Кл i в сооружение отдельной i-й ВЛ определяются по выражению где Кo i – стоимость сооружения 1 км i-й линии, принимаемая по табл. В4…В8, в зависимости от номинального напряжения ЛЭП, сечения проводов, типа опор и района по гололеду, млн руб/км; li – длина трассы i-й ВЛ, км.

Капиталовложения Кп i (млн руб.) в строительство i-й подстанции определяются по формуле где Кпост – постоянная часть затрат по подстанции, принимаемая в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН (табл. В15 и В16); Кт – сумма расчетных стоимостей трансформаторов данной подстанции (табл. В17…В20);

Крувн, Крусн, Крунн – стоимости распределительных устройств на стороне ВН, СН и НН трансформаторов, соответственно (табл. В24…В27); Кку – расчетная стоимость компенсирующих устройств, установленных на подстанции (табл.В29, В30); Krв – стоимость ячеек головных выключателей на отправном конце питающих линий (табл. В25).

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети (млн руб./год) складываются из отчислений на реновацию, затрат на ремонты, текущее обслуживание и возмещение потерь электроэнергии, а так же платежей за землю, аренду, банковские кредиты и т.д., поскольку в приведенные (дисконтированные) затраты отчисления на реновацию не включают, то и не следует определять последние. В учебном проекте достаточно оценить расходы на ремонты и обслуживание сети (И) и затраты на возмещение потерь электроэнергии (Спот).

Ежегодные расходы на ремонты и текущее обслуживание сети определяется как где ал, ап – нормы затрат на ремонт и обслуживание соответственно для линий и подстанций, % (табл. В24).

Затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети (млн руб./год) определяют по формуле где А ' и А " – потери энергии, соответственно зависящие и независящие от нагрузки; 'Э и " – стоимости 1 кВт·ч потерь элекЭ троэнергии, определяемые в параграфе 3.4.

Для каждого из сравниваемых вариантов приведенные (дисконтированные) затраты вычисляют по формуле течении расчетного периода n; m – срок строительства электросети, лет; t – текущий год расчетного периода; Е – норма дисконта, принимаемая равной 0,05…0,12.

В качестве оптимального принимают вариант с наименьшими приведенными затратами ( З min ). Варианты, приведенные затраты которых (при обязательном исключении повторяющихся элементов) различаются не более чем на 5 %, считаются равноэкономичными. Тогда лучший из них выбирается на основе оценки характеристик, которые трудно учесть в рублях. К таким характеристикам относятся перспективность схемы, удобство эксплуатации, дефицитность материалов, серийность применяемого оборудования, возможность дальнейшего развития.

3.11. Расчет максимального режима сети Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются затем для расчета технико-экономических показателей (ТЭП) спроектированной сети, а напряжения – для выбора коэффициентов трансформации.

Исходными данными при расчете режима сети являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах источника питания.

Составить схему замещения сети – значит рассчитать параметры схем замещения каждого элемента сети, соединить схемы замещения отдельных элементов в той последовательности, в какой они соединены в сети и, определив расчетные нагрузки подстанций, по возможности упростить схему замещения сети.

В расчетах нормальных режимов трехфазных сетей схема замещения составляется на одну фазу. По продольным ветвям протекает ток нагрузки, и поэтому потери мощности и напряжения в продольных элементах зависят от нагрузки. Поперечные ветви соединяются с нейтралью схемы замещения сети. Потери мощности в поперечных элементах зависят от величин узловых напряжений. В схему замещения вместо поперечных элементов удобно включать фиктивные нагрузки, численно равные потерям мощности в поперечных проводимостях.

Линии электропередачи лучше представлять упрощенными Побразными схемами замещения (рис. 3.11, а). Параметры схемы замещения ЛЭП определяются по выражениям:

где n – число цепей ВЛ; r0, X 0, b 0 – погонные активное и индуктивное сопротивления, а также емкостная проводимость ЛЭП (на км); l– длина линии; U Р – рабочее (среднеэксплуатационное) напряжение сети; q 0 – удельная (на 1 км) зарядная мощность ВЛ.

На рис. 3.11 представлены упрощенные схемы замещения двухобмоточных (рис. 3.11, б) и трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов (рис. 3.11, в).

Параметры схем замещения двухобмоточных трансформаторов определяются по формулам:

где R T, X T – расчетные сопротивления отдельного трансформатора, приведенные к номинальному напряжению обмотки ВН;

PXX, Q XX – активные и реактивные потери холостого хода трансформатора; m – число однотипных трансформаторов, работающих на подстанции одновременно (параллельно).

Эквивалентные сопротивления обмоток ВН в схеме замещения трехобмоточных трансформаторов (или автотрансформаторов) вычисляются по формулам:

где R BH, X BH – расчетные активное и индуктивное сопротивления обмотки ВН отдельного трансформатора. Аналогично определяются и сопротивления двух других лучей схемы замещения трехобмоточных трансформаторов.

После составления схем замещения отдельных элементов сети их объединяют в единую схему. Для упрощения общей схемы замещения электрической сети определяют расчетные нагрузки подстанций.

Расчетная нагрузка подстанций Sр представляет собой мощность нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах и зарядной мощности линий. Так расчетная нагрузка подстанции 2 на рис. 3. определяется из соотношения:

где потери мощности в обмотках трансформаторов:

В формуле (3.10) U НОМ – номинальное напряжение обмотки ВН трансформаторов, к которому приведены сопротивления R и X.

Рис. 3.12. Определение расчетной мощности подстанции:

Расчет районных сетей выполняется в два этапа: на первом находят распределение мощностей и их потери при допущении равенства напряжений в нагрузочных узлах номинальному напряжению. На втором этапе ограничиваются последовательным определением потерь напряжения по участкам сети, начиная с узла, в котором задано напряжение. Такой порядок вычислений – «расчет по данным начала»

– подробно изложен в [3, 4, 6, 10–12, 21–24].

Результаты расчета режима наибольших нагрузок указывают на упрощенной схеме замещения электрической сети. На схеме, помимо расчетных нагрузок подстанций и сопротивлений ветвей, указывают значения узловых напряжений по модулю и величины потоков мощности для каждого звена схемы.

Для максимального режима определяют напряжения на низшей стороне подстанции ( U '2 ), приведенное к стороне ВН. Значения этих напряжений используются в последующем для выбора коэффициентов трансформации, обеспечивающих встречное регулирование напряжения на шинах НН подстанции. Покажем порядок определения U '2 на примере рис. 3.12, б.

По результатам расчета режима наибольших нагрузок известно значение напряжения на шинах ВН подстанции – U 2. Вычисляем значение мощности по формуле:

где потери S определены по формуле (3.10). Зная величины R, X, S и U2 определяем продольную U и поперечную U составляющие падения напряжения в трансформаторах:

и напряжение на низкой стороне подстанции, приведенное к стороне ВН Аналогично поступают при определении U '2 для режима наименьших нагрузок и послеаварийного режима.