Районная электрическая сеть электроэнергетической системы

1. 3.2. Формирование вариантов схемы и выбор номинального напряжения сети

3.2. Формирование вариантов схемы и выбор

номинального напряжения сети

Выше было сказано о том, что выбор рациональной схемы сети производится на основе технико-экономического сопоставления ряда ее вариантов, которые составляются проектировщиком (студентом). Сопоставляемые варианты обязательно должны отвечать условиям технической осуществимости каждого из них по параметрам основного электрооборудования (провода, трансформаторы и т.п.), а также быть равноценными по надежности электроснабжения потребителей, относящихся к I категории по [3, 4, 6, 9, 13].

Число цепей на любом участке проектируемой сети определяется, прежде всего, условиями обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей.

Согласно [13], при наличии потребителей I и II категорий на ПС электроснабжение от сетей энергосистемы должно выполняться не менее чем по двум линиям, подключенным к независимым источникам питания. При выходе из строя одной из питающих линий оставшиеся в работе линии должны обеспечить всю нагрузку. При выходе из строя одного независимого источника питания оставшиеся в работе источники питания должны обеспечить питание всех электроприемников I и II категорий.

Необходимость составления вариантов схемы сети обуславливается тем, что различные типы схем обладают различными и часто конкурирующими техническими и технико-экономическими показателями (при сооружении, эксплуатации и т.п.).

Разработку вариантов необходимо начинать не по пути «возможных сочетаний» линий, подстанций и номинальных напряжений, а на основе принципов, приведенных в предыдущем параграфе, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей. На такой основе можно рекомендовать формирование в первую очередь вариантов схем сетей:.

а) радиального и радиально-магистрального типа, при котором линии (двухцепные и одноцепные) не образуют замкнутых контуров;

б) простейшего замкнутого кольцевого (петлевого) типа.

Радиальные и радиально-магистральные сети, как правило:

– имеют наименьшую длину трасс линий;

– возможности применения простых схем на стороне высшего напряжения концевых и ответвительных (отпаечных) подстанций;

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

– обладают большими резервами по пропускной способности линий при перспективном росте нагрузок в заданных пунктах.

Кольцевые (петлевые) схемы обычно:

– обладают повышенной длиной трасс линий;

– имеют повышенные потери мощности и электроэнергии и большие потери напряжения в послеаварийных режимах (отключение участка «ЭС – п/ст 1» или «ЭС – п/ст 3», «ЭС – п/ст 4» или «ЭС – п/ст 5» – на рис. 3.2);

– могут иметь весьма простые схемы транзитных (мостиковых) подстанций;

– могут иметь пониженную суммарную длину линий (длину проводов), а значит и стоимость одноцепных линий;

– обладают хорошими возможностями присоединения новых подстанций, располагающихся на территории данного района.

Промежуточными («компромиссными») техническими и технико-экономическими характеристиками могут обладать сложно-замкнутые сети, образуемые сооружением диагональных линий в составе кольцевых сетей. В некоторых случаях такое выполнение схемы сети может оказаться рациональным. 

Питание мелких подстанций, в составе потребителей которых отсутствует I категория (по требованиям надежности электроснабжения), в некоторых случаях может осуществляться по одноцепным воздушным линиям. При этом надо иметь в виду, что по [3] любая группа потребителей электроэнергии с суммарной максимальной нагрузкой 10 МВт и более относится к I категории. Технико-экономическая обоснованность питания по одноцепной воздушной линии подстанции без потребителей I  категории может быть установлена специальным анализом, о котором говорится ниже.

Применение в обсуждаемых примерах вариантов с одноцепными нерезервированными линиями в большинстве случаев не означает осуществление однотрансформаторных подстанций. Это связано с тем, что:

а) все плановые ремонты воздушных линий могут быть выполнены без их отключения, а аварийные ремонты производятся за относительно короткое время (одноцепных линий – за 8–10 часов, двухцепных линий – за 20–30 часов);

б) все плановые ремонты трансформаторов требуют их отключения на длительный срок (600–700 часов) и в некоторых случаях этот ремонт должен выполняться с доставкой трансформатора в специальные мастерские.

Таким образом, осуществление однотрансформаторных понижающих подстанций возможно лишь при наличии передвижного трансформаторного резерва в рассматриваемой сети. Такое выполнение подстанций осуществимо при наличии развитой сети хороших шоссейных дорог, применяется при трансформаторах напряжением 110 кВ и мощностью до 6,3 МВА и экономически оправдывается при обслуживании передвижным резервом не менее двух-трех подстанций, расположенных в общем районе.

Намечая схемы, которые в дальнейшем будут сопоставляться по технико-экономическим показателям с целью выбора оптимальной, следует иметь в виду, что структура связей потребления с источником питания, т.е. конфигурация сети, находится в тесной взаимосвязи с величиной номинального напряжения отдельных ее участков. Поэтому, разрабатывая схемы, следует одновременно выполнить оценку номинального напряжения звеньев (участков) сети.

Указанное выше напряжение должно определяться для всех участков (звеньев) схемы сети. В тех случаях, когда полученное значение напряжения попадает в зону вблизи границы областей двух смежных (по шкале номинальных напряжений), следует рассматривать варианты использования как одного, так и другого номинального напряжения.

В наиболее приближенной форме допустимо сформулировать целесообразность передачи мощности по одной цепи линии при напряжении:

а) 35 кВ – до 10–15 МВт на расстояния до 10–15 км;

б) 110 кВ – десятков МВт на десятки км;

в) 220 кВ – 100–250 МВт на 150–250 км.

Введение промежуточных трансформаций в настоящем курсовом проекте (220/110 кВ, 110/35 кВ) может предварительно намечаться, но целесообразность реализации таких вариантов следует подвергнуть тщательному технико-экономическому анализу. Варианты применения двух номинальных напряжений в пределах проектируемой сети могут быть полезны в случаях явного подразделения компактных групп потребителей электроэнергии по величинам нагрузок подстанций и расстояниям передачи электроэнергии. Нецелесообразно введение «второго» номинального напряжения для питания одной или двух подстанций.

Как отмечалось ранее, не рекомендуется без серьезных обоснований применение напряжения 35 кВ. Экономически не оправдано применение близких по техническим и технико-экономическим показателям номинальных напряжений в пределах одной и той же сети (например, 110 и 150 кВ или 220 и 330 кВ).

Приемлемость по техническим показателям намеченных вариантов комплексов схем и номинальных напряжений сети в первом приближении может проверяться по требующимся сечениям токоведущей части проводов (как правило, сталеалюминиевых), а также по наибольшим потерям напряжения в нормальных и послеаварийных режимах сети (см. ниже). Указанные сечения проводов в общем случае должны находиться в пределах: при напряжении 35 кВ – 50–150 мм2; при 110 кВ – 120–240 мм2; 220 кВ – 240–400 мм2.

Поскольку в современных электрических сетях 110 (35) –220 кВ практически на всех вновь сооружаемых подстанциях устанавливаются трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой, то для этих сетей отсутствует нормирование потерь напряжения. Вместе с тем для предварительной технической оценки вариантов схем и номинальных напряжений сети можно рекомендовать в качестве допустимых суммарные потери напряжения в сети до 10–12 % в нормальных и до 15–17 % в послеаварийных режимах работы.

Например, если при расчете напряжений в сети 110 кВ в послеаварийном режиме при отключении одной цепи двухцепной линии при радиально-магистральных схемах или при отключении одной из цепей ближайшей к источнику питания для кольцевых схем на стороне высшего напряжения (ВН) самой удаленной ПС (с наибольшей нагрузкой) напряжение получилось в диапазоне 96–97 кВ или ниже, то это говорит о том, что схему сети следует переделать (построить по другому), так как в этом случае напряжение у потребителя получится недопустимо низким. Объяснить это можно следующим образом: регулятор РПН установлен на стороне ВН трансформаторов, он осуществляет регулирование напряжения под нагрузкой и имеет ± 9 ступеней регулирования (115 кВ ± 9×1,78 %, т.е. ± 16 %). Крайнему «-9» положению регулятора РПН соответствует напряжение 96,6 кВ, поэтому регулятор РПН не сможет поднять напряжение до необходимого уровня. Согласно ПУЭ [3], устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок.

 На основе изложенных выше принципов и рекомендаций формируется некоторое количество дополняющих друг друга и конкурирующих между собой вариантов (по комплексу схем и номинальных напряжений) электрической сети заданного района. При охарактеризованных в разделе 1 условиях выполнения данного курсового проекта количество обоснованных вариантов находится в пределах 4–6 и более. Из их числа далее должен быть выбран наиболее рациональный по комплексу показателей и характеристик вариант.