Выбор конфигурации и номинального напряжения электрической сети

Общепринятая классификация электрических сетей по их конфигурации отсутствует[7]. Однако несмотря на многообразие применяемых конфигураций и схем, любую сеть можно расчленить на отдельные участки, опирающиеся на центры питания (ЦП), и отнести к одному из рассмотренных ниже типов (рис. 2.1).

Одинарная радиальная сеть (далее, для сокращения, тип Р1, рис. 2.1, а) является наиболее дешёвой, однако обеспечивает наименьшую надёжность; получила широкое распространение как первый этап развития сети — при небольших нагрузках присоединенных подстанций и возможности их резервирования по сети СН или НН.

Двойная радиальная сеть (тип Р2, рис. 2.1, б) за счёт дублирования линии (на одних или разных опорах) обеспечивает резервирование питания потребителей. Эта схема характеризуется равномерной загрузкой обеих ВЛ, что соответствует минимуму потерь, не вызывает увеличения токов КЗ в смежных участках сети, позволяет осуществлять чёткое ведение режимов сети, обеспечивает возможность присоединения подстанций по простейшим схемам.

 

Рис. 2.1 - Основные типы конфигурации сети:

а, б — радиальные с одной (Р1) и двумя (Р2) ВЛ;. в, г — замкнутые от одного ЦП с одной (31) и двумя (32) ВЛ; д, е — с двусторонним (от двух ЦП) питанием по одной (Д1) и двум (Д2) ВЛ; ж — узловая с тремя ЦП (У); з — многоконтурная (М)

 

При электроснабжении района от одного ЦП находят также применение замкнутые сети кольцевой конфигурации одинарные (тип 31, рис. 2.1, в) и двойные (тип 32, рис. 2.1, г). Достоинствами этих схем являются независимость потокораспределения от потоков в сети ВН, отсутствие влияния на уровень токов КЗ в прилегающих сетях, возможность применения простых схем присоединения подстанций.

Широкое применение находит замкнутая одинарная сеть, опирающаяся на два ЦП (тип Д1, рис. 2.1, д). Эта конфигурация образуется в результате поэтапного развития сети между двумя ЦП. Преимуществами такой конфигурации являются возможность охвата территории сетями, создание «шин» между двумя ЦП для присоединения по мере необходимости новых подстанций, уменьшение суммарной длины ВЛ но сравнению с присоединением каждой подстанции «по кратчайшему пути», что приводит к созданию сложнозамкнутой сети, возможность присоединения подстанций по упрощённым схемам. Недостатками конфигурации Д1 являются большая вероятность неэкономичного потокораспределения при параллельной работе сетей разных напряжений и повышение уровней токов КЗ, вызывающее необходимость секционирования сети в нормальных режимах.

Модификацией конфигурации Д1 является замкнутая двойная сеть, опирающаяся на два ЦП (тип Д2, рис. 2.1, е). Применяется при более высоких плотностях нагрузок, обладает практически теми же преимуществами и недостатками, что и конфигурация Д1.

Узловая сеть (тип У, рис. 2.1, ж) имеет более высокую надёжность, чем Д1 и Д2, за счёт присоединения к трём ЦП, однако плохо управляема в режимном отношении и требует сооружения сложной узловой подстанции. Создание такой сети, как правило, бывает вынужденным при возникновении технических ограничений для дальнейшего использования конфигурации Д1.

Многоконтурная сеть (тип М, рис. 2.1, з) является, как правило, результатом неуправляемого развития сети в условиях ограниченного количества и неравномерного размещения ЦП. Характеризуется сложными схемами подключения подстанций, трудностями обеспечения оптимального режима, повышенными уровнями токов КЗ.

Основой рационального построения сети является применение простых типов конфигураций и использование в качестве коммутационных пунктов главным образом подстанций более высокой ступени напряжения, являющихся центрами питания для проектируемой сети.

Для распределительной сети такими конфигурациями являются в первую очередь двойная радиальная сеть Р2 и одинарная замкнутая, опирающаяся на два. ЦП, Д1. Соответственно этот тип сети находит применение для электроснабжения промпредприятий (рис. 2.2, 2.3) и отдельных районов городов (рис.2.4) на напряжении 110 кВ.

Рис.2.2. Схема внешнего электроснабжения химкомбината с нагрузкой 300 МВт:

а – схема сети; б – схемы подстанций

 

Конфигурация Д1 (см. рис.2.1, д) находит широкое применение в сетях 110 кВ для электрификации сельской местности, а также в распределительных сетях 220 кВ, обеспечивая с наименьшими затратами максимальный охват территории.

Техническими ограничениями для конфигурации Д1 (см. рис.2.1, д) являются пропускная способность головных участков, которая должна обеспечивать электроснабжение всех присоединённых подстанций в послеаварийном режиме выхода одного из них, а также предельное количество присоединённых подстанций.

 

Рис.2.3. Схема внешнего электроснабжения завода минеральных удобрений

с нагрузкой 150 МВт:

а – схема сети; б – схемы подстанций

 

При возникновении технических ограничений для дальнейшего использования сети типа Д1 она может быть преобразована одним из способов, указанных на рис. 2.5. Схема на рис. 2.5, а является предпочтительной, так как не усложняет конфигурацию сети, однако возможность ее применения обусловлена благоприятным размещением нового ЦП относительно рассматриваемой сети; схемы на рис. 2.5, б – г приводят к созданию узловых (У) и многоконтурных (М) конфигураций и усложнению схем отдельных подстанций; схемы на рис. 2.5, ви2.5, г применяются в тех случаях, когда сооружение нового ЦП оказывается нецелесообразным.

 

Рис.2.4. Этапы развития электроснабжающей сети крупного города

 

Конфигурация типа Д2 обладает большой пропускной способностью и может использоваться длительное время без преобразования в другие типы, применяется в сетях 110 кВ систем электроснабжения городов (см. рис. 2.4), а также в сетях 110…220 кВ для электроснабжения протяженных потребителей – электрифицируемых железных дорог и трубопроводов.

 

Рис.2.5. Варианты развития сети типа Д1:

а – заход на новый ЦП; б- сооружение ВЛ от нового ЦП; в – сооружение связи между двумя участками сети вида Д1; г – рассечка одной схемы сети вида Д1 и заход её на подстанцию другого участка сети

 

Замкнутые конфигурации, опирающиеся на один ЦП (31 и 32, рис.2.1)), используются, как правило, на первом этапе развития сети: первые – в сельской местности с последующим преобразованием в два участка типа Д1, вторые – в городах с последующим преобразованием в два участка типа Д2.

Применение сложнозамкнутых конфигураций распределительной сети (типов У, М) из-за присущих им недостатков (см. выше) нежелательно, однако в условиях развивающейся сети избежать их не удаётся. По мере появления новых ЦП следует стремиться к упрощению многоконтурной сети, при этом новые ЦП целесообразно размещать в её узловых точках.

Системообразующие сети характеризуются меньшим многообразием типов конфигурации. Здесь, как правило, применяются конфигурации Д1 и У, при этом в качестве узловых точек используются распредустройства электростанций и части подстанций сети. Конфигурация системообразующей сети усложняется тем больше, чем длительнее она развивается в качестве сети высшего класса напряжения; после «наложения» сети следующего класса напряжения начинается процесс упрощения конфигурации сети низшего напряжения.

Определение номинального напряжения электропередачи представляет собой сложную технико-экономическую задачу, на решение которой влияют различные факторы. В практике проектирования используется метод сопоставительного проектирования ряда вариантов с различными напряжениями.

Задача выбора напряжения электропередачи связана также с выбором сечения проводов, числа параллельных проводов в фазе, числа цепей и решается комплексно. При выборе напряжения электропередачи необходимо считаться с действующим стандартом напряжений, который устанавливает следующие номинальные напряжения: 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.

Выбор системы оптимальных номинальных напряжений в ОЭС и ЕЭС представляет собой комплексную задачу, требующую учета многих факторов [12]. Задача эта является наиболее сложной в энергетике вследствие того, что функции линий электропередачи могут резко изменяться во времени в зависимости от роста нагрузок, ввода и размещения новых генерирующих мощностей.

Напряжения электрических сетей переменного тока выбираются в соответствии со шкалой номинальных напряжений, принятых в большинстве региональных энергосистем России: 35–110–220–500–1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра и Юга используется шкала 35–110–330–750 кВ [7]. В ОЭС Юга высшим напряжением является напряжение 500 кВ. В ОЭС Центра сети 330 и 750 кВ, а в ОЭС Юга сети 330 кВ развиваются, как правило, в пределах районов их существующего распространения.

На современном этапе развития ЕЭС России системообразующие функции выполняют сети 500 кВ и выше, а в ряде энергосистем – 330 и 220 кВ.

Сочетания напряжений, входящих в разные шкалы, например 220–330 кВ, 330–500 кВ, 500–750 кВ, как правило, не должны применяться, кроме районов стыкования сетей, использующих разные шкалы номинальных напряжений. Количество подстанций, на которых намечено осуществить связь сетей с разными шкалами напряжений, должно быть минимальным. Применение напряжения 150 кВ ограничивается в пределах Кольской энергосистемы.

Выбор напряжения передач постоянного тока выполняется при их проектировании.

Оптимальное напряжение отдельной линии не может быть обосновано без учёта имеющихся или возникающих в будущем электрических связей с объединённой или региональной энергосистемой. Выбор напряжений отдельных линий без учета условия развития энергосистемы в целом и возникновения межсистемных связей приводит к нерациональным решениям – существованию, например, 53 номинальных напряжений в диапазоне 22…345 кВ в США; аналогичное положение имеет место в Японии, Австралии и некоторых других странах [12].

Основными факторами, определяющими выбор оптимального значения номинального напряжения отдельных линий электропередачи, являются, как известно, длина линии, её пропускная способность, режим передачи мощности и энергии в течение определенного расчётного периода, технические и экономические характеристики имеющегося оборудования и стоимость потерь энергии и мощности.

На рис. 2.6 приведены области экономического применения различных номинальных напряжений в координатах длины и мощности электропередачи, разработанные в институте Энергосетьпроект.

Кривые на рис. 2.6 являются лишь иллюстрацией технико-экономических соотношений, поэтому при проектировании для окончательного выбора напряжения передачи необходимо проводить расчёты конкурирующих вариантов.

 
Рис.2.6. Области экономического применения различных номинальных напряжений

Выбор напряжения может быть произведён по данным, полученным на основе опыта проектирования электрических сетей (табл. 2.1) и по эмпирическим формулам, например, по формуле Г.А. Илларионова [7]

,

где P – нагрузка на одну цепь, МВт;

l – длина цепи ЛЭП, км.

 

Таблица 2.1. – Пропускная способность и дальность передачи линий

Напряжение линии, кВ Сечение провода, мм2 Передаваемая мощность, МВт Длина линии электропередачи, км
натуральная при плотности тока 1,1 А/мм2 предельная при КПД 0,9 средняя между соседними ПС
70…240 13…45
240…400 90…150
2×240…2×400 270…450
3×300…3×500 770…1300
5×300…5×400 1500…2000
8×300…8×500 4000…6000 -

 

В случае, когда передаваемая мощность существенно превышает натуральную мощность линии или когда мощность приёмной системы того же порядка, что и мощность передачи, нельзя сооружать передачу одноцепной и необходимо определить оптимальное число параллельных цепей электропередачи высокого напряжения.

При сооружении дальней электропередачи значительно повышается доля затрат на сооружение линии. Капитальные затраты на подстанции при увеличении числа цепей изменяются мало. Приближённо можно принять, что они не зависят от числа цепей, поскольку с увеличением числа цепей уменьшаются расходы на подстанциях, связанные с обеспечением пропускной способности (установки продольной компенсации, статические компенсаторы и пр.).

Одновременно увеличиваются затраты на шунтирующие реакторы и ячейки выключателей. На рис. 2.7 приведены относительные величины капитальных вложений в сооружение передачи при различном числе цепей и неизменном числе приёмных подстанций.

 
Рис. 2.7. Относительные значения капитальных вложений в сооружение электропередачи 1000 МВт на расстояние 1000 км: 1 – суммарные капитальные вложения; 2 – линии; 3 - подстанции

При напряжении 110 кВ и выше необходимо также учитывать потери электроэнергии, вызываемые коронированием проводов (рис. 2.8) и ёмкостными токами (табл. 2.2).

Для длинной линии электропередачи, несмотря на наличие шунтирующих реакторов, большие ёмкостные токи определяют значительную роль активных потерь в режиме холостого хода и малых нагрузок.

Увеличение числа параллельных цепей линии вызывает пропорциональное увеличение потерь холостого хода и потерь, вызываемых короной.

 

Таблица 2.2. – Токи и мощности холостого хода ЛЭП

Напряжение, кВ Зарядный ток, А/км Зарядная мощность, квар/км Напряжение, кВ Зарядный ток, А/км Зарядная мощность, квар/км
0,06 3,6 0,72 500,0
0,20 38,4 1,77 2300,0
0,34 128,5   5859,0
0,52 270,2      

При одной и той же передаваемой мощности увеличение числа параллельных цепей вызывает ухудшение экономических показателей передачи и может быть оправдано лишь требованиями надёжности и устойчивости.

Рис. 2.8. Среднегодовые потери мощности на корону Рср и напряжённость поля

На рис. 2.8 сплошными линиями показано изменение потерь мощности на корону, а пунктирными линиями – напряжённость электрического поля на поверхности провода. Из приведённого рисунку видно, что с увеличением числа проводов в каждой фазе от 1 до 4 ЛЭП 500 кВ потери мощности на корону снижаются. Например, при суммарном сечении фазы в 1200 мм2 потери мощности для четырёх проводов в фазе в6 раз меньше потерь при одном проводе в фазе.

 

 



Дата добавления: 2017-10-04; просмотров: 3720; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2022 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.047 сек.