Выбор номинального напряжения сети, числа цепей линий и ориентировочной мощности КУ

Введение

 

Задачей проектирования электрической сети является разработка варианта схемы электрической сети, который должен соответствовать требованиям, предъявляемым потребителями электрической энергии. Например, обеспечение поддержания заданного уровня напряжения, надежность электроснабжения потребителя.

При реальном проектировании не всегда возможно достигнуть идеального варианта, который полностью удовлетворял бы всем требованиям. Этого можно достигнуть, если применять системный подход, то есть рассматривать электрическую сеть как некоторую функцию, зависящую от множества факторов. Этими факторами могут являться параметры электрической энергии в сети, воздействие на окружающую среду при строительстве линий и подстанций, возможности дальнейшего развития энергосистемы, возможность использования различных источников энергии и проблемы, связанные с их использованием, затраты на различные варианты строительства.

В данном курсовом проекте круг рассматриваемых критериев существенно уже. Решение о выборе конечного варианта будет основываться на том, чтобы приведенные затраты были минимальны, хотя на самом деле это не значит, что итоговая схема сети со всеми ее параметрами будет оптимальной

Широкое распространение получило применение ЭВМ для расчета характерных режимов электрической сети. Для расчетов в данном проекте будет использоваться программа «RastrWin».

 

1 Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

На первом этапе проектирования создается конфигурационная модель электрической сети. Принятая принципиальная схема сети закладывает основу для последующих инженерных решений и определяет, в конечном итоге, ее технические и экономические показатели. Поэтому правильному решению данной задачи и должно придаваться первостепенное значение.

В принятом масштабе на топологическую схему наносятся расстояния между узлами проектируемой сети, которые увеличиваются на 10-15% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии. После этого приступают к разработке вариантов схемы сети.

Рекомендуется применять многоконтурные схемы с тремя и более питающими линиями. Потребители I и II категорий должны получать электроэнергию от двух независимых источников питания для обеспечения требуемой надежности их электроснабжения.

Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации, же­лательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме ска­зывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.

 

 

3 7 3 7

4 6

4 6

 

 

2 1 2 1

 

5 8 5 8

Схема 1 Схема 3

3 7

4 6 4 6

 

 

2 1

2 1

5 8

Схема 2 5 8

Схема 4

 

 

Рисунок 1.1 - Варианты конфигурации сети.

Таблица 1.1 – Суммарная длина для различных вариантов схемы.

Номер схемы
Длина, км	223,08	240,24	246,84	248,16

В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе про­ектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Этот кри­терий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причем использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.п. [1]. По этому критерию выбираем схемы № 1 и №2 для дальнейшего рассмотрения, как имеющие наименьшую суммарную длину линий.

 

2 Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном максимальном и послеаварийном режимах для двух вариантов сети.

 

При определении номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. Эту, задачу на первом этапе проектирования приходится решать приближенно.

- потери мощности в трансформаторах не учитываются; следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в связи линий, и трансформаторы в расчетах не учитывать;

- активное удельное сопротивление линии принимаем r₀=0.2 Ом/км, реактивное x₀=0.4 Ом/км.

Z = (R₀ + jX₀)L, (2.1)

-напряжение сети принимаем намеренно завышенным - 750кВ, чтобы уменьшить влияние потерь на точность расчета.

По формуле 2.1 найдем сопротивления линий для расчета приблеженного потокораспределения:

Для первого варианта схемы:

№ ветви	Номер узла начала	Номер узла конца	Длина линии, км	R, Ом	X, Ом	r0, Ом/км	x0, Ом/км
3-7			25,08	5,02	10,03	0,2	0,4
7-4			10,56	2,11	4,22	0,2	0,4
4-6			31,68	6,34	12,67	0,2	0,4
6-1			11,88	2,38	4,75	0,2	0,4
1-8			26,4	5,28	10,56	0,2	0,4
8-4			38,28	7,66	15,31	0,2	0,4
8-5			31,68	6,34	12,67	0,2	0,4
5-2			26,4	5,28	10,56	0,2	0,4
2-3			21,12	4,22	8,45	0,2	0,4

Для второго варианта схемы:

№ ветви	Номер узла начала	Номер узла конца	Длина линии, км	R, Ом	X, Ом	r0, Ом/км	x0, Ом/км
3-7			25,08	5,02	10,03	0,2	0,4
7-4			10,56	2,11	4,22	0,2	0,4
4-6			31,68	6,34	12,67	0,2	0,4
6-8			36,96	7,39	14,78	0,2	0,4
8-1			26,4	5,28	10,56	0,2	0,4
8-5			31,68	6,34	12,67	0,2	0,4
5-2			26,4	5,28	10,56	0,2	0,4
2-4			30,36	6,07	12,14	0,2	0,4
2-3			21,12	4,22	8,45	0,2	0,4

Мощности нагрузок в узлах принимаем с учетом коэффициента нагрузки указанного в задании.

Таблица 2.1 – Исходные данные по узлам нагрузки.

 

Код узла	Pмах, МВт	Тмаx,ч	cosφ	Pmin*	Категория потребителей
	балансирующий
			0,81	0,45	II
			0,81	0,45	II
			0,83	0,85	I
			0,83	0,85	I
			0,83	0,85	I
			0,83	0,85	I
	108,8

 

Реактивную мощность нагрузки можно найти по формуле:

Q = P· tgφ, (2.2)

Мощность генерации узла станции 8 определяем по формуле

P = S · cosφ, (2.3)

P=128·0,85=108,8 МВт

Q = 108,8·0,62= 67,5 Мвар

Полученные данные используем для расчета по программе «RastrWin». Результаты приближенного расчета потокораспределения представлены на рис. 2.1 - 2.2.

 

 

Рисунок 2.1 - Предварительный расчет потокораспределения для варианта №1.

Рисунок 2.2 - Предварительный расчет потокораспределения для варианта №2.

 

Результаты предварительных расчетов потокораспределения используем затем для определения номинального напряжения и числа цепей линий.

Выбор номинального напряжения сети, числа цепей линий и ориентировочной мощности КУ

 

Номинальное напряжение – это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линии, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость. Напряжение сети зависит от мощности нагрузок и их удалённости от источника питания. Выбор напряжения сети определяется главным образом экономическими факторами. Задавшись значениями передаваемой активной мощности по ветвям сети, найденными в результате приближенных расчетов потокораспределения выбираем номинальное напряжение сети.

Предварительный выбор номинального напряжения проведем по экономическим зонам [1] и эмпирическим формулам [3].

Формула Стилла:

 

. (3.1)

 

Формула Залесского А.М.:

 

. (3.2)

 

Формула Илларионова Г.А.:

 

. (3.3)

В качестве примера приведем расчет участка линии 3-7 в схеме №1. По экономическим зонам .

 

53,7 кВ,

,

.

Результаты выбора напряжений для каждой из схем представим в таблицах 3.1 (схема №1) и 3.2 (схема №2)

 

Таблица 3.1 –Результаты выбора напряжений для схемы №1

Номер линии по схеме	Длина линии, км	Перед. активная мощность, МВА	Расчетное номинальное напряжение, кВ	Принятое номин. напряжение, кВ
По экон. зонам	По ф-ле Стилла	По ф-ле Залесского	По ф-ле Илларионова
3-7	25,08	7,6		53,7	37,43	54,85
7-4	10,56	82,6		148,78	111,11	113,64
Продолжение таблицы 3.1
4-6	31,68	51,4		126,36	96,98	124,22
6-1	11,88	92,4		147,18	118,14	120,19
1-8	26,4	20,1		80,77	59,51	83,33
8-4	38,28	57,3		133,79	104,83	132,45
8-5	31,68	71,5		149,32	115,23	140,65
5-2	26,4	32,4		100,7	75,27	101,52
2-3	21,12	6,4		46,97	31,84	47,66

 

Таблица 3.2 – Результаты выбора напряжений для схемы №2

Номер линии по схеме	Длина линии, км	Перед. активная мощность, МВА	Расчетное номинальное напряжение, кВ	Принятое номин. напряжение, кВ
По экон. зонам	По ф-ле Стилла	По ф-ле Залесского	По ф-ле Илларионова
3-7	25,08	17,7		76,79	56,14	79,37
7-4	10,56	57,3		131,82	92,08	104,71
4-6	31,68	66,5		143,14	11,33	136,43
6-8	36,68	107,7		182,33	143,7	165,02
8-1	26,4			185,88	141,45	156,01
8-5	31,68	113,9		186,96		162,87
5-2	26,4	74,6		151,99	115,24	138,31
2-4	30,36	16,8		75,47	55,73	78,19
2-3	21,12	31,7		100,21	73,53	99,11

 

Принимаем номинальное напряжение всех линий для двух вариантов сети - 220 кВ.

Далее при выбранном номинальном напряжении необходимо произвести приблизительный расчет потокораспределения для обоих вариантов в режиме наибольших нагрузок. Для повышения уровня напряжения у ответственных потребителей добьемся повышения напряжения в генерирующем узле 8 до 231 кВ в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов схемы. Для регулирования напряжения в этом узле задаемся пределами изменения реактивной мощности генерации (Q_min=0, Q_max=220 Мвар). Результаты расчетов потокораспределения в режиме наибольших нагрузок отобразим на рисунках 3.3 (схема №2) и 3.4 (схема №4). Результаты расчетов потокораспределения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме отобразим на рисунках 3.5 (схема №2) и 3.6 (схема №4).нагрузок.

Результаты расчетов представлены на рисунках 3.1 – 3.2

 

Рисунок 3.1 - Предварительный расчет потокораспределения для варианта №1.

 

Рисунок 3.2 - Предварительный расчет потокораспределения для варианта №2.

 

Как видно из результатов расчета потокораспределения потери напряжения в нормальном режиме и в наиболее тяжелом послеаварийном режиме ни в одном из узлов обоих схем не превышают допустимых, поэтому дальнейшие расчеты будем проводить для схем данной конфигурации при номинальном напряжении 220 кВ

При работе в нормальном режиме напряжеия в допустимых пределах.

Рисунок 3.3. Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок для схемы №2(при 231 кВ в узле 8)

При работе в нормальном режиме напряжеия в допустимых пределах.

Рисунок 3.4. Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок для схемы №2 (при 231 кВ в узле 8)

 

 

Отключение линии 3-7

Напряжения в допустимых пределах.

 

 

Отключение линии 7-4

Напряжения в допустимых пределах.

 

 

Отключение линии 4-6

Напряжения в допустимых пределах.

Отключение линии 6-1

Напряжения в допустимых пределах.

Отключение линии 1-8

Напряжения в допустимых пределах.

Отключение линии 8-4

Напряжения в допустимых пределах.

 

 

Отключение линии 8-5

Напряжения в допустимых пределах.

Отключение линии 5-2

Напряжения в допустимых пределах.

 

 

Отключение линии 2-3

Напряжения в допустимых пределах.

 

Расчеты показали, что даже в самых тяжелых послеаварийных режимах схема №1 работает нормально, напряжение не выходит из допустимых пределов.

Рисунок 3.5. Результаты расчета потокораспределения в послеаварийном режиме для схемы №1

Отключение линии 3-7

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

 

 

Отключение линии 7-4

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

 

Отключение линии 4-6

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

 

 

Отключение линии 6-8

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

 

Отключение линии 8-1

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

Отключение линии 8-5

 

 

При отключении линии 6-8 режим не сбалансирован, поэтому необходимо сделать эту линию двухцепной. Пересчитаем режим.

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

 

 

Отключение линии 5-2

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

 

Отключение линии 2-4

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

 

Отключение линии 2-3

 

 

Напряжения в допустимых пределах.

Расчеты показали, что даже в самых тяжелых послеаварийных режимах схема №2 работает нормально, напряжение не выходит из допустимых пределов.

 

Рисунок 3.6. Результаты расчета потокораспределения в послеаварийном режиме для схемы №2

Выбор сечений проводов

 

Сечения проводов воздушных линий должны выбираться, прежде всего, по экономическим соображениям. Экономичным решением считается то, которое соответствуем минимуму приведенных затрат. Сечения проводов электрической сети должны выбираться таким образом, чтобы они соответствовали оптимальному соот­ношению между капитальными затратами на сооружение линий сети и расходами, связанными с потерями энергии, уменьшаю­щимися при увеличении сечения проводов.

Для электрических сетей и линий электропередачи напряжением 220 кВ наиболее целесообразны сталеалюминевые провода марки АС (учитывается электропроводность провода, стоимость, способность противостоять различным условиям). Выбор сечения проводов проектируемой сети производим с учетом:

a) технико-экономических показателей;

б) пропускной способности провода по нагреву в послеаварийных условиях;

в) условий коронирования (отсутствие заметных потерь мощности на корону при хорошей погоде и относительно небольшие годовые потери энергии).

По рекомендации [2, с. 94-97] для электрических сетей и ЛЭП напряжением 110 и 220 кВ сечения проводов выбираем по экономической плотности тока:

, (4.1)

где j_э - экономическая плотность тока, определяемая по [1, табл. 5.1] в зависимости от времени использования наибольшей нагрузки в сети;
I_нб - расчетный ток в линии в режиме наибольших нагрузок, А

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.

Расчетный ток в линии найдем по формуле:

, (4.2)

где P_нб, Q_нб – поток мощности в линии в режиме наибольших нагрузок

Средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки определяется по формуле (4.3)

(4.3)

Согласно задания для узлов 4,5,6,7 нагрузки Т_нб=5149 ч, для узлов 2,3 нагрузки Т_нб=3813 ч, следовательно принимаем

Т_нб.ср= ч

Получили Тср = 4907,2 ч. Плотность тока, которая соответствует минимуму приведённых затрат в электропередачах, находится по таблице [3, с. 118, табл. 4.1]. Соответственно jэ = 1.0 А/мм .

Подберем сечение провода для одной цепи линии 3-7 Схемы № 1.

мм².

Принимаем стандартное сечение F=35 мм².Аналогичным образом выбираются сечения проводов для обеих схем. Полученные результаты сведем в таблицы 4.3 и 4.4.

Для проверки пропускной способности провода по нагреву в послеаварийных режимах используем данные из таблиц 4.1 и 4.2

При напряжении 35 кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны с учетом среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте расположения данной электроустановки над уровнем моря, приведенного радиуса проводника, а также коэффициента негладкости проводников [5]

Uкр > Uном,

(4.4)

где U_кр – критическое напряжение короны кВ, находящееся по формуле:

Uкр = 84,6×m0×mn×d×R×lg(D/R),

(4.5)

d = 1 – коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха;

m₀ = 0,85 – коэффициент гладкости провода;

m_n = 1 – коэффициент погоды;

D = 8000мм – среднегеометрическое расстояние между фазами;

R – радиус провода, см;

Для провода марки АС 240 радиус провода 1,08 см [1,табл. 1.3.]

,

222,8 >220 следовательно условие 4.4 выполняется. Расчет для проводов большего сечения не выполняем, т.к. они заведомо удовлетворяют условиям коронирования.

Максимальный ток в послеаварийном режиме – 263 А.

По справочным данным выбираем допустимый провод по условиям нагрева - AC 70/11 (265А)

Минимально допустимый провод по условию коронирования – AC 240/32

По трем критериям выбираем провод наибольшего сечения - AC 240/32

Аналогичные расчеты произведем для всех линий обоих вариантов развития сети. Результаты расчетов занесем в табл. 4.3 – 4.4

Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, а также по условию короны. Эти критерии независимы друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них.

По программе Rastr при отключении каждой из линий смотрим токи, протекающие в ветвях в послеаварийных режимах. По данным наиболее тяжелого для данной линии послеаварийного режима подбираем провода по допустимому току (таблицы 4.1, 4.2).

 

Таблица 4.1 – Результаты расчетов послеаварийных режимов варианта№1

№ откл. Ветви	Токи в ветвях
3-7	7-4	4-6	6-1	1-8	8-4	8-5	5-2	2-3
3-7	-
7-4		-
4-6			-
6-1				-
1-8					-
8-4						-
8-5							-
5-2								-
2-3									-
Норм. режим
Imax,A

 

Таблица 4.2 – Результаты расчетов послеаварийных режимов варианта№2

№ откл. Ветви	Токи в ветвях
3-7	7-4	4-6	6-8	8-1	8-5(1)	5-2	2-4	2-3
3-7	-
7-4		-
4-6			-
6-8				-
8-1					-
8-5
5-2							-
2-4								-
2-3									-
Норм. режим
Imax,A

 

По рассчитанным экономическим сечениям выбираем ближайшее стандартное сечение провода.

 

 

Таблица 4.3 – Расчётные значения для выбора сечений проводов для схемы №2

Номер линии	Расчётный ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	Принятые сечение и марка провода
По экономическим условиям	по условиям короны	по допустимой мощности нагрева
3-7		АС 35/6,2	АС 240/32	АС 10/1,8	АС 240/32
7-4		АС 300/66	АС 240/32	АС 70/11	АС 300/66
4-6		АС 185/24	АС 240/32	АС 35/6,2	АС 240/32
6-1		АС 300/66	АС 240/32	АС 95/16	АС300/66
1-8		АС 95/16	АС 240/32	АС 10/1,8	АС 240/32
8-4		АС 185/24	АС 240/32	АС 35/6,2	АС 240/32
8-5		АС 240/32	АС 240/32	АС 70/11	АС 240/32
5-2		АС 120/19	АС 240/32	АС 16/2,7	АС 240/32
2-3		АС 25/4,2	АС 240/32	АС 10/1,8	АС 240/32

Таблица 4.4 – Расчётные значения для выбора сечений проводов для схемы №4

Номер линии	Расчётнаый ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	принятое сечение и марка провода
По экономическим условиям	по условиям короны	по допустимой мощности нагрева
3-7		АС 70/11	АС 240/32	АС 10/1,8	АС 240/32
7-4		АС 240/32	АС 240/32	АС 50/8	АС 240/32
4-6		АС 240/32	АС 240/32	АС 70/11	АС 240/32
6-8		АС 400/51	АС 240/32	АС 120/27	АС 400/51
8-1		АС 500/64	АС 240/32	АС 150/19	АС 500/64
8-5		2*АС 400/51	2*АС 240/32	2*АС 120/27	2*АС 400/51
5-2		АС 300/66	АС 240/32	АС 70/11	АС 300/66
2-4		АС 70/11	АС 240/32	АС 10/1,8	АС 240/32
2-3		АС 120/19	АС 240/32	АС 16/2,7	АС 240/32

 

После выбора сечений проводников линий произведем электрический расчет режима наибольших нагрузок для обоих вариантов сети, для определения нагрузочных потерь мощности в линиях электропередачи. Эти данные необходимы для проведения дальнейшего технико-экономического сравнения вариантов.

Расчетные параметры линий электропередачи определим используя каталожные данные для выбранных проводников по формулам

,	(4.1)
,	(4.2)
,	(4.3)

Результаты расчетов сведем в таблицы 4.5-4.

 

Таблица 4.5 – Параметры линий схемы №1

 

№ ветви	Номер начала	Номер конца	Длина линии, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	Nп	Марка провода
3-7			25,08	0,118	0,435	2,6	2,96	10,9	-65,21		АС 240/32
7-4			10,56	0,034	0,429	2,64	0,36	4,53	-27,88		АС 300/66
4-6			31,68	0,118	0,435	2,6	3,74	13,78	-82,37		АС 240/32
6-1			11,88	0,034	0,429	2,64	0,4	5,1	-31,36		АС 300/66
1-8			26,4	0,118	0,435	2,6	3,12	11,48	-68,64		АС 240/32
8-4			38,28	0,118	0,435	2,6	4,52	16,65	-99,53		АС 240/32
8-5			31,68	0,118	0,435	2,6	3,74	13,78	-82,37		АС 240/32
5-2			26,4	0,118	0,435	2,6	3,12	11,48	-68,64		АС 240/32
2-3			21,12	0,118	0,435	2,6	2,5	9,2	-54,91		АС 240/32

 

Таблица 4.6 – Параметры линий схемы №2

№ ветви	Номер начала	Номер конца	Длина линии, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	Nп	Марка провода
3-7			25,08	0,118	0,435	2,6	2,96	10,9	-65,21		АС 240/32
7-4			10,56	0,118	0,435	2,6	1,25	4,6	-27,46		АС 240/32
4-6			31,68	0,118	0,435	2,6	3,74	13,78	-82,37		АС 240/32
6-8			36,96	0,073	0,42	2,7	2,7	15,52	-99,79		АС 400/51
8-1			26,4	0,059	0,413	2,74	1,56	10,9	-72,34		АС 500/64
8-5			31,68	0,073	0,42	2,7	2,31	13,3	-85,54		АС 400/51
5-2			26,4	0,034	0,429	2,64	0,9	11,33	-69,7		АС 300/66
2-4			30,36	0,118	0,435	2,6	3,58	13,21	-78,94		АС 240/32
2-3			21,12	0,118	0,435	2,6	2,5	9,2	-54,91		АС 240/32

 

Результаты расчетов потокораспределения представим графически на рисунках 4.1 – 4.2.

Рисунок 4.1 – Результаты расчета потокораспределения для схемы №1.

 

Рисунок 4.2 – Результаты расчета потокораспределения для схемы №2.