5.1. Выбор вариантов схем соединений сети
Число возможных конфигураций сети растет чрезвычайно быстро с ростом числа нагрузок. Это обстоятельство требует применения специальных методов и наличия персональных компьютеров с соответствующим программным обеспечением.
В связи с ограниченным объемом времени в этом разделе рекомендуется дать упрощенное решение вопроса: на основании критерия минимума приведенных затрат (минимальной длины провода для рассматриваемых вариантов) предлагается рассмотреть несколько (4-5) вариантов разомкнутой и замкнутой сети, которые сравниваются по методике, приведенной в [3].
Номинальные напряжения сети выбираются в зависимости от передаваемой мощности и дальности передачи на основании имеющегося опыта проектирования [5].
Сечения проводов линий электропередач выбираются по экономической плотности тока в соответствии с ПУЭ раздел 1 [4], и проверяются по допустимому нагреву проводов, по предельным отклонениям напряжения у потребителей, по условиям коронирования [2, 5].
Для выбора сечений проводов в замкнутой сети токи на ее участках определяют приближенно, предполагая сеть однородной [2, 10].
Выбранные таким методом сечения проводов подлежат обязательной проверке по нагреву в послеаварийных режимах.
Схемы замещения линий электропередач составляются по обычным правилам [1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 11]. При этом активной проводимостью линий пренебрегают, а емкостную проводимость следует учитывать для ЛЭП напряжением 110 кВ и выше.
Рекомендуется произвести проверку вариантов сети по потерям напряжения с целью отобрать те из них, которые обеспечивают требуемый уровень отклонений напряжения у потребителей с учетом возможности регулирования напряжения под нагрузкой. Потеря напряжения в сети одного класса напряжения в нормальных режимах работы не должна превосходить 15 % от номинального напряжения, а в наиболее тяжелых послеаварийных режимах 25 %. Потеря напряжения более указанных величин или, наоборот, менее 5 % в нормальном режиме свидетельствует о неправильно выбранном номинальном напряжении сети или несоответствии между номинальным напряжением сети и ее схемой.
На подстанциях целесообразно установить два трансформатора, мощность которых выбирается так, чтобы при отключении одного из них второй мог бы обеспечить питание потребителей I и II категории с допустимой перегрузкой. Так как в данной курсовом работе не учитываются конкретные графики нагрузки, то выбор их номинальных мощностей производится приближенно в предположении, что коэффициент заполнения суточного графика меньше, чем 0,75. При этих условиях, согласно данным Московского трансформаторного завода [5], допускается в аварийных режимах перегрузка на 40 % на время максимумов нагрузки общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течение не более 5 суток. Следовательно, при наличии складского резерва трансформаторов, которые можно включить в работу за время не более 5 суток, мощность каждого трансформатора может быть меньше мощности нагрузки в 1,4 раза. Если при выборе номинальной мощности трансформатора предполагается отключение части потребителей III категории на время замены или ремонта трансформатора, то при сравнении вариантов должен быть учтен ущерб от недоотпуска электроэнергии. Номинальные мощности трансформаторов следует выбирать в соответствии с действующими стандартами и нормами [5, 10].
Схемы замещения трансформаторов составляются в соответствии с общепринятыми методами [1, 2, 6, 7, 8, 9, 11].
Для каждого из рассматриваемых вариантов при проведении их технико-экономического сопоставления необходимо определить потери активной мощности и энергии в элементах сети, а также потери реактивной мощности [2, 5]. Определение распределения потоков мощности для этой цели обычно производится при использовании ряда допущений, облегчающих расчет [2, 3]:
а) потоки мощности в сети определяются без учета потерь мощности;
б) расчеты ведутся по номинальному напряжению и т. д.
Баланс активной мощности подсчитывается для максимального режима с целью определения максимальной мощности, потребляемой сетью от шин источника питания, а также для получения некоторых обобщенных технических и экономических характеристик спроектированной сети [3, 5]. В курсовой работе предполагается, что установленная мощность источника питания достаточна для покрытия потребностей проектируемого района.
Баланс реактивной мощности составляется для выбора необходимой мощности компенсирующего устройства, при которой будет на шинах РЭС обеспечен коэффициент мощности не ниже заданного. Располагаемая реактивная мощность РЭС определяется по величине максимальной активной мощности, потребляемой от РЭС, и величине заданного коэффициента мощности.
Потребляемая сетью реактивная мощность складывается из потребления на шинах вторичного напряжения подстанций, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах за вычетом зарядной мощности линии. Разница между располагаемой реактивной мощностью и требуемой определяет необходимую величину мощности компенсирующего устройства.
Из-за ограниченности объема курсовой работы вопрос об оптимальном размещении компенсирующих устройств в сети рекомендуется не рассматривать. В этом случае компенсирующие устройства необходимо приблизить к наиболее мощной и, по возможности, наиболее удаленной подстанции. В последующих расчетах мощности компенсирующего устройства учитывать в составе результирующей нагрузки соответствующей подстанции. При этом в минимальном режиме компенсирующие устройства могут быть либо отключены, либо включены не на полную мощность, если это необходимо по условиям обеспечения требуемого уровня напряжения.
5.2. Технико-экономическое сравнение вариантов
Для проведения технико-экономического анализа сравниваемых вариантов электрической сети необходимо разработать схемы распределительных устройств высокого и низкого напряжений с такой степенью подробности, при которой можно дать оценку основным экономическим показателям [2, 5].
5.2.1. Выбор схем электрических соединений
Большой накопленный опыт проектирования электрических сетей позволяет рекомендовать ряд типовых схем распределительных устройств понизительных подстанций [2, 5, 10]. В проектной практике наибольшее распространение получили следующие схемы:
1. Блок линия-трансформатор с отделителем.
2. Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.
3. Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.
4. Четырехугольник.
5. Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин с отделителями в цепях трансформаторов, с совмещенным секционным и обходным выключателем.
Первые четыре схемы рекомендуются для выбора в первую очередь. Для узловых подстанций рекомендуется схема 5 при числе коммутируемых линий не более 4 и мощности трансформаторов до 63 МВА. При выборе для установки на подстанции трёхобмоточного трансформатора на стороне среднего напряжения рекомендуется одиночная, секционированная выключателем система шин при количестве отходящих линий не более 4-6. Выбор схемы подстанции на стороне низшего напряжения вданной работе не производится, однако необходимое секционирование здесь должно быть предусмотрено [2].
5.2.2. Определение экономических показателей и выбор
целесообразного варианта
При экономическом сравнении вариантов [2, 5] в курсовой работе рекомендуется внести следующие допущения:
– варианты принимаются равноценными по надежности, если при отключении одной цепи двухцепной ЛЭП или одной линии в замкнутой цепи питание потребителей сохраняется по другой цепи или другой линии;
– капиталовложения в сеть принимаются единовременными (срок строительства 1 год), а эксплуатационные расходы – постоянными во времени.
В этом случае критерием экономической целесообразности варианта является минимум приведенных затрат, определяемых по формуле:
З=Ен∙К+И
где Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений, для электроэнергетики Ен = 0,125; К – капиталовложения; И – ежегодные издержки эксплуатации.
Капиталовложения по каждому варианту электрической сети определяются по современным укрупненным показателям стоимости [12, 13, 14].
Капиталовложения складываются из стоимости ЛЭП, стоимости трансформаторов, стоимости распределительных устройств, постоянных затрат по подстанциям и капиталовложениям на электростанциях, необходимым для покрытия максимальных потерь активной мощности в сети.
Ежегодные издержки эксплуатации электрической сети состоят из расходов на амортизацию, обслуживание, текущий ремонт на оплату потерь электроэнергии (транспортного расхода электроэнергии). Издержки на оплату потерь электроэнергии определяются по методике, изложенной в [5]. Остальные издержки эксплуатации определяются в соответствии с действующими нормативами, как определенные проценты от капиталовложений.
При сравнении вариантов допускается не учитывать стоимость оборудования, одинаково принятую в сравниваемых вариантах. Однако в настоящей работе надлежит учитывать все затраты в сравниваемых вариантах, так как эти данные будут использованы при подсчете некоторых показателей. В результате сравнения вариантов должен быть выявлен наилучший, окончательно принимаемый для дальнейшей разработки. Рассматриваемые варианты, приведенные затраты которых различаются менее чем на 5 %,считать равноценными [5]. Пункт 2 данной курсовой работы считается по согласованию с руководителем курсовой работы.
5.3. Уточненный электрический расчет сети
Расчет режима сети необходим для проверки качества электроэнергии по отклонениям напряжения на шинах низшего напряжения распределительных подстанций и оценки допустимых значений отклонений в трех наиболее важных режимах: в режиме наибольших нагрузок, режиме наименьших нагрузок, режиме наиболее тяжелого послеаварийного состояния сети.
5.3.1. Расчет потокораспределения и напряжений в сети
В полной схеме замещения выбранного варианта сети линии представляются П-образными, а трансформаторы Г-образными схемами замещения [2, 11]. Проводимости элементов сети целесообразно учитывать в виде дополнительных нагрузок: для ЛЭП – величиной зарядной емкостной мощности; для трансформаторов – величиной потерь активной и реактивной мощности в стали.
В целях экономии времени в курсовой работе рекомендуется выполнить лишь первую итерацию точного расчета. Расчет ведется в два этапа. На первом этапе проводится расчет потокораспределения в максимальном режиме, начиная от нагрузки в направлении к источнику питания. На втором этапе по полученным величинам потоков мощности (с приближенным учетом потерь мощности) определяются падения напряжения на участках сети и напряжения в узлах. В минимальном режиме расчет выполняется аналогично, с той разницей, что здесь надо следить за тем, чтобы приток реактивной мощности не был направлен к источнику. При необходимости этого добиваются, изменяя режим работы компенсирующих устройств либо отключая их. Мощности нагрузок пересчитываются с учетом их величины в режиме минимальных нагрузок. В послеаварийном режиме рассматривается наиболее тяжелый режим – отключение одной цепи от источника питания при питании подстанций по двухцепной линии (для разомкнутой схемы), отключение одной наиболее загруженной линии от источника питания (для замкнутой схемы). Пункт 3.2 выполняется только для кольцевой сети.
5.4. Заключение
В заключении к работе автор указывает основные достоинства принятого варианта электроснабжения, его недостатки и особенности в решении некоторых конкретных задач.