Выбор номинального напряжения сети

В общем случае выбор номинального напряжения производится на основе технико-экономических расчетов. Величиной определяются параметры линий электропередачи и электрооборудования подстанций, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

В электрических сетях большинства энергосистем России принята шкала напряжений 110–220–500 кВ. В ОЭС «Северо-Запада» и частично в ОЭС «Центра» используется шкала 150–330–750 кВ. Сети напряжением 150 и 330 кВ рекомендуется применять, как правило, в пределах районов их существующего использования. Напряжение 35 кВ используется в распределительных сетях, однако современная тенденция перспективного развития сетей ориентируется на исключение напряжения 35 кВ, рекомендуя его лишь для электроснабжения мелких (с нагрузкой 5-10 МВт) промышленных предприятий и сельскохозяйственных потребителей.

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи. Поэтому для заданной конфигурации необходимо определить распределение активных мощностей в схеме. Для замкнутых фрагментов схем сети предполагается, что все ее участки выполнены проводами одного сечения, поэтому потокораспределение находится по длинам линий.

Для предварительной оценки номинального напряжения можно воспользоваться данными табл. 2.1 или провести расчет по эмпирическим формулам. Так, при длинах линий от 50 до 250 километров и передаваемой мощности от 5 до 60 МВт на одну цепь используют формулу, кВ:

, (2.1)

где – протяженность воздушной линии электропередачи, км;

Р – передаваемая мощность, МВт.

Для двухцепных линий при значениях произведения передаваемой мощности на длину от 5 до 50000 МВт·км возможно использование формулы, кВ:

. (2.2)

При расчете по табл. 2.1 следует иметь ввиду, что меньшие мощности можно передать на большее расстояние и наоборот.

При определении длины линий надо учитывать, что протяженность трассы из-за ее непрямолинейности и неровностей рельефа местности на % больше расстояний по прямой между рассматриваемыми пунктами.

Таблица 2.1

Область характерного применения различных значений

номинального напряжения

Номинальное напряжение, , кВ	Протяженность линии , км	Передаваемая мощность , МВт
	5 ¸ 20	5 ¸ 20
	50 ¸ 100	15 ¸ 60
	150 ¸ 300	150 ¸ 300

Для всех участков замкнутой части схемы рекомендуется выбирать одинаковые значения номинального напряжения .

Пример 1.

Электроснабжение пунктов 1 ¸ 5 предполагается осуществлять от системной подстанции "А", которая имеет распределительные устройства с номинальными напряжениями 35 кВ, 110 кВ и 220 кВ. Взаимное географическое расположение пунктов потребления электроэнергии и узловой подстанции "А" с указанием масштаба, а также конфигурация сети приведены на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Конфигурация сети

В табл. 2.2 даны мощности потребителей, соответствующие режиму наибольших нагрузок, а также коэффициент мощности и количество силовых трансформаторов на подстанции. Требуется произвести выбор номинального напряжения для каждого участка сети.

Таблица 2.2

Параметры нагрузок подстанций

Для выбора номинального напряжения участков сети необходимо определить их протяженности с учетом непрямолинейности трасс линий и провести предварительные расчеты перетоков активной мощности по ним.

Длины линий, определенные с учетом масштаба и рекомендаций по их увеличению, составляют величины, указанные на рис. 2.2.

Рис. 2.2. Географическое расположение подстанций

Распределение активных мощностей на магистрально-радиальных участках сети определяется по первому закону Кирхгофа. Расчеты начинают с наиболее удаленных точек сети, последовательно приближаясь к точке питания (подстанция «А»). Мощность в линии «3-5» в соответствии с первым законом Кирхгофа для узла 5 будет равна, МВт:

;

.

Перетоки активной мощности в замкнутой части сети определяются из условия, что все участки, входящие в замкнутый контур, выполнены проводами одного сечения, поэтому мощности на головных участках можно определить по длинам линий [3].

При расчете потокораспределения на первом этапе проектирования электрической сети не учитываются потери мощности, потери напряжения и зарядные мощности линий электропередачи. Поэтому мощность в начале линии «3-5» равна мощности в конце этой линии и равна мощности, потребляемой нагрузкой узла 5. Следовательно, при расчете потокораспределения в замкнутой части схемы нагрузка узла 3 принимается равной сумме мощностей Р₃ и Р₅.

Центром питания для замкнутой части является узел 1. Рассматриваемую кольцевую часть сети можно представить в виде линии с двухсторонним питанием, мысленно разрезав ее по узлу 1 (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Преобразование замкнутой части сети

в линию с двухсторонним питанием

Тогда значения P₁₃ и P₁₄:

(2.3)

В качестве проверки правильности вычислений можно использовать уравнение баланса мощностей, то есть мощность, поступающая в замкнутую часть сети (сумма мощностей головных участков) должна быть равна сумме мощностей нагрузок, получающих питание в этой части сети:

Направлениями потоков мощности на участках «3-2» и «4-2» задаются произвольно, после чего мощности, передаваемые по этим и другим линиям сети, определяются по первому закону Кирхгофа.

По линии «А-1» от источника питания «А» передается мощность ко всем приемникам электрической энергии, то есть

;

.

Перетоки активной мощности по участкам сети, определенные по описанному выше алгоритму, приведены на рис. 2.4.

Рис. 2.4. Потокораспределение в электрической сети

Участок сети «А-1» выполнен двумя одноцепными линиями, поэтому, используя формулу (2.1), определяем линии «А-1»:

кВ.

Для линии «А-1» может оказаться целесообразным напряжение как 220 кВ, так и 110 кВ. Первый вариант будет характеризоваться большими капитальными вложениями на сооружение линии и подстанции 1, но меньшими потерями мощности. Второй будет иметь меньшие капитальные затраты на сооружение сети, но при этом потери мощности и электроэнергии возрастут. А так как по рассматриваемому участку передается энергия для всех потребителей сети, то перспектива развития всего сетевого района будет определяться пропускной способностью линии «А-1». При выполнении этой линии на напряжение 110 кВ она будет работать практически на пределе своих возможностей. Важным обстоятельством является и тот факт, что в этом случае при отключении одной из параллельных линий «А-1» в результате аварийной ситуации уровни напряжения на всех подстанциях района существенно снизятся, что может привести к ухудшению качества отдаваемой потребителю электроэнергии. Это может вызвать необходимость установки дополнительных средств регулирования напряжения на подстанциях либо применения проводов с сечениями, значительно превышающими экономически целесообразные, что негативно скажется на величине капитальных вложений.

Выбор напряжения для остальных участков производится аналогично по формулам (2.1) и (2.2).

Для кольцевой части сети номинальные напряжения составят, кВ:

;

;

;

.

Так как в кольце рекомендуется для всех участков принимать одинаковое номинальное напряжение, то следует выбрать номинальное напряжение 110 кВ.

Для электроснабжения потребителей подстанции 5 предполагается строительство одноцепной линии «3-5» протяженностью 21 километр, по которой передается мощность 8 МВт. Согласно формуле (2.1) ее номинальное напряжение составит, кВ:

.

Для этой линии возможны два варианта: = 110 кВ и = 35 кВ. Для первого варианта будут больше капитальные вложения на сооружение линии и подстанции 5, но меньше потери мощности и капитальные затраты на сооружение подстанции 3, на которой следует установить в этом случае двухобмоточные трансформаторы. Для второго варианта увеличатся потери мощности в сети, но уменьшатся капитальные затраты на линию и подстанцию 5. На подстанции 3 потребуется установка трехобмоточных трансформаторов, что увеличит ее стоимость. Окончательный выбор номинального напряжения линий «А-1» и «3-5» можно сделать на основании технико-экономических расчетов. В рамках рассматриваемого проекта такие расчеты не предусматриваются.