Районная электрическая сеть

СОДЕРЖАНИЕ

1         ПОТРЕЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

1.1      Задачи проработки раздела

1.2      Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

1.3      Баланс реактивной мощности

1.4      Размещение компенсирующих устройств электрической сети

2         ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СЕХЕМЫ,ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

2.1      Задачи и исходные положения проработки раздела

2.2      Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети

2.3      Выбор сечений. Проверка по нагреву и допустимой потери напряжения

2.4      Выбор числа и мощности трансформаторов

2.5      Выбор схем электрических соединений подстанций

3.        РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

3.1      Задачи и исходные условия расчетов

3.2      Составление схемы замещения районный сети

3.3      Электрический расчет

3.3.1   Расчет режима максимальных нагрузок

3.3.2   Расчет режима минимальных нагрузок

3.3.3   Расчет после аварийных режимов

4         РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

5         ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

1.ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУМОЙ СЕТИ

1.1 Задачи проработки раздела

Задачами расчетов и анализа получаемых результатов в данном разделе меняются:

1.оценка суммарного потребления активной мощности в проектируемой электрической сети;

2.анализ выполнения условия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;

3.определение суммарной мощности компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;

4.определение мощности компенсирующих устройств и их размещение.

1.2 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

Потребление активной мощности проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, понижающих трансформаторах и автотрансформаторах.

Активная наибольшая суммарная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

где

- активная наибольшая нагрузка подстанции i, i=1,2…n;

k0(p) = 0,95 …0,96 – коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанции;

∆Р*с =0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанции.

Выбираем k0(p) = 0,95, тогда

Соответствующая данной  необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующим образом:

 где

-электрическая нагрузка собственных нужд;

-оперативный резерв мощности электростанции.

Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для КЭС – 3..8 %, для ТЭЦ – 8…14;, для АЭС – 5…8%, для ГЭС – 0,5…3% от установленной мощности генераторов электрической станции.

Оперативный резерв () обоснованный экономическими сопоставлениями ущерб от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерв мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций должна составлять 10…12% от суммарной установленной мощности генераторов, но не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

Принимаем =10 % ; =3 %, тогда

1.3 Баланс реактивной мощности

Источником реактивной мощности в системе является генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных на станциях генераторов. Кромке этого, в электрических сетях широко используется дополнительные источники реактивной мощности – компенсирующие устройства (КУ). Традиционный тип КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, является конденсаторные батареи.

На основе специальных расчетов распределения реактивной мощности в электроэнергетической системе для каждого узла системы определяется реактивная мощность, которую целесообразно передать из системы в распределительные сети, питающиеся от того или иного зла.

Поэтому при проектировании электрической сети, получающей питание от системы, задается реактивная мощность Qс, которую целесообразно потреблять из системы (в заданном узле присоединения) в режиме наибольших нагрузок. Потребление большей мощности приведет к дополнительной нагрузке системных источников реактивной мощности, дополнительным затратам на генерацию и передачу этой мощности и, следовательно, к отступлению от оптимального режима питающей системы. В связи с этим в проекте следует предусмотреть мероприятия, обеспечивающие выполнение поставленных электроэнергетической системы условий по потреблению реактивной мощности.

Для этого необходим расчет баланса реактивной мощности.

Следует помнить, что в питающих сетях реактивная мощность нагрузки в большей мере, чем активная, определятся потерями в сети. При недостатке реактивной мощности в сети приходиться использовать дополнительные источники, например, батареи статических конденсаторов или синхронные компенсаторы.

Уравнение баланса реактивной мощности в электрической сети имеет вид:

где

=- наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети (мощность генераторов);

- суммарная мощность компенсирующих устройств, необходимая по условию баланса;

- потери в сопротивлениях линии;

 - 0,98…1 – коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;

n – количество подстанций.

Для воздушных линий 100 кВ в первом приближении допускается считать равными потери и генерацию реактивной мощности в линиях. При выполнении расчетов в сети с номинальными напряжением 220 кВ необходим приближенный расчет потерь (=0,42 Ом/км) для генерации реактивной мощности воздушными линиями.

Оценить приближенно потери в трансформаторах подстанций позволяет следующее выражение:

где

- относительная величина потерь мощности при каждой трансформации напряжения;

 - число трансформаций по мощности для -групп из -подстанций;

- количество подстанций, имеющих одинаковое число трансформаций нагрузки;

- количество групп подстанций с разным числом трансформаций напряжения;

-номинальная мощность -й подстанции.

Уравнение баланса имеет вид:

1.4 Размещение компенсирующих устройств электрической сети

Конденсаторные батареи суммарной мощностью  должны быть распределены между подстанциями проектируемой сети таким, образом, чтобы потери активной мощности в сети были минимальными.

Размещение компенсирующих устройств (КУ) по подстанциям электрической сети влияют на экономичность сети, а также на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут даны следующие рекомендации по размещению КУ:

А)в электрических сетях и более номинальных напряжений (например,220/110/35; 220/110; 110/35 кВ) следует, в первую очередь, осуществлять компенсацию реактивной мощности в сети более низкого напряжения, например, 110 или 35 кВ;

Б) в сети одного номинального напряжения экономически целесообразна, в первую очередь, компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удаленных подстанций (по активному сопротивлению сети);

В) при незначительной разнице в электрической удаленности от источника питания в сети одного может производиться по условию одинаковости коэффициентов мощности нагрузок на шинах 10 кВ, удовлетворяющих требованию баланса реактивной мощности в проектируемой сети:

, где

- номера подстанций, на которых предусматривается установка КУ.

Тогда мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов определяется в соответствии с выражением:

Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, т.к. позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей на шинах 10 кВ подстанций должен быть доведен до значений . Исходя из этого, условия на каждой подстанции должны быть, установлены конденсаторные батареи мощностью:

На пятой подстанции вычисленном мощность КУ отрицательна и установка КУ в данном узле нецелесообразна. Исключаем этот узел из числа  и уровняем мощность КУ в узлах сети:

Рассчитываем мощность КУ и потребляемую реактивную мощности с учетом мощности установленных конденсаторных батарей.

Таблица 1.

2 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ, ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

2.1 Задачи и исходные положения проработки раздела

В этом разделе проекта выбираются номинальное напряжение электрических сетей, ее схема, образуемая линиями электропередачи, схемы электрических соединений понижающих подстанций, марки проводов воздушных линий и число мощностей трансформаторов подстанций.

Эти фундаментальные характеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатации электрических сетей, поэтому их комплекс должен отвечать требованиям экономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанные характеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи.

В общем виде требования к комплексу схем, номинальному напряжению и основным параметрам сети должны обеспечивать экономическую ее целесообразность (на основе принятых или нормирования технико-экономических критериев). При обеспечении обоснованной (или заданной) надежности электроснабжения потребителей электроэнергией и нормированного количества напряжения.

Общие принципы экономически-целесообразного формирования электрических сетей могут быть сформированы следующим образом:

А)схема сети должна быть простой, передача электроэнергии потребителям осуществляться по кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности и электроэнергии;

Б)схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть, простыми, что обеспечивает снижение стоимости их сооружения и эксплуатации, а также – повышение надежности их работ;

В)следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также – потери мощности и электроэнергии;

Г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по тока в различных режимах сети, по механической прочности и т.д.).

2.2 Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети

Формирование вариантов схем сетей:

А) радиально-магистрального типа, при котором линии двухцепные или одноцепные, не образуют замкнутых контуров;

Б) простейшего замкнутого кольцевого(петлевого) типа;

Магистрально0радиальные сети, как правило:

А) имеют наименьшую длину трасс линий;

Б) такие же величины потерь напряжения, мощности и энергии;

В) возможности применения простых схем на стороне высшего напряжения транзитных (проходных) подстанций;

Г) могут иметь высокую суммарную длину и стоимость линий, которые на большей части (или на всех участках) должны сооружаться двухцепными по условию надежного питания ответственных и крупных подстанций;

Д) обладают большими резервами пр пропускной способности линий при перспективной росте нагрузок в заданных пунктах.

Петлевые обычно:

А) обладают повышенной длиной трасс линий;

Б) имеют повышенные потери мощности и электроэнергии и большие потери напряжения в послеаварийных режимах (отключение участка «ЭС - подстанции 1» или «ЭС - подстанция 5»;

В) могут иметь весьма простые схемы транзитных подстанций;

Г)могут иметь пониженную суммарную стоимость линий - одноцепных на всех или большей части участков;

Д) обладают хорошими возможностями присоединения новых подстанций, расположенных на территории района.

Выбираем:

1)магистрально-радиальную двухцепную схему, т.к. в составе потребителей присутствует первая категория (рисунок 1);

2)петлевую одноцепную схему (рисунок 2).

Определяем номинальное напряжение сети по формуле Г.А.Илларионова:

Определяем номинальное напряжение в первой ветви:

Определяем номинальное напряжение во второй ветви

2.3 Выбор сечений. Проверка по нагреву и допустимой потери напряжения

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередача проводится по экономической плоскости тока .

Порядок расчета: определяем тока на участке сети:

где

- активная и реактивная мощности линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, квар;

n – количество цепей линии электропередачи;

Выбираем алюминиевый неизолированный провод. При .

Определяем экономическое сечение:

Определяем ближайшее стационарное сечение АС-50/26.

Данное сечение провода не укладывается в пределах для линий 110 кВ АС-70-АС-240, поэтому второй вариант конфигурации сети напряжения

Расчеты сечению линии электропередачи по варианту 1 сводим в таблицу 2.

Расчетная токовая нагрузка линии:

, где

- ток в -й линии;

-коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110…220 кВ принимается равным1,5,для линии 35 кВ;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Тнб.

Для линии 1

Страницы: 1, 2, 3