Буре И.Г., Гамазин С.И., Рагуткина Н.В., Цырук С.А. Учебное пособие: Электрооборудование питающих сетей промышленного района - файл n4.doc

приобрести
Буре И.Г., Гамазин С.И., Рагуткина Н.В., Цырук С.А. Учебное пособие: Электрооборудование питающих сетей промышленного района
скачать (753.5 kb.)
Доступные файлы (7):
n1.db
n2.dwg
n3.doc582kb.31.01.2005 21:00скачать
n4.doc712kb.06.02.2006 17:41скачать
n5.dwg
n6.dwg
n7.dwg

n4.doc

  1   2   3   4
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

________

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
И.Г.БУРЕ, С.И.ГАМАЗИН, Н.В.РАГУТКИНА, С.А.ЦЫРУК

ЭЛЕКТООБОРУДОВАНИЕ ПИТАЮЩИХ СЕТЕЙ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА


Учебное пособие

по курсу

«Электрооборудование промышленности»

для студентов, обучающихся по направлению

«Электротехника, электромеханика и электротехнологии»
Москва Издательство МЭИ 2006

УДК



Утверждено учебным управлением МЭИ в качестве ученого пособия для студентов

Подготовлено на кафедре электроснабжения промышленных предприятий


Рецензенты:
Д АНЧАРОВА Т.В.

Электрооборудование питающих сетей промышленного района: учебное пособие / И.Г.Буре, С.И.Гамазин, Н.В.Рагуткина, С.А.Цырук; под ред.

М.: Издательство МЭИ, 2006. - с.

ISBN

Изложены основные положения проектирования электрооборудования питающих сетей промышленного района. Приведены примеры схем электрических соединений подстанций. Отражены особенности рационального построения конфигурации сети.

Предназначено для студентов, обучающихся по направлению «Электротехника, электромеханика и электротехнологии» и «Электро-энергетика».

Предисловие



Теоретические вопросы проектирования, расчетов и анализа режимов электрических сетей закрепляются, углубля­ются и обобщаются при комплексном решении вопросов в процессе работы студентов над курсовым проектом «Электрооборудование питающих сетей промышленного района». При выполнении курсового проекта студент приобретает практические навыки самостоятельного решения инженерных задач, развивает твор­ческие способности к исследованию технических задач в области специальности, обучается пользованию технической, справочной литературой и другими справочно-информационными материалами проектирования.

В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть 35—110 кВ, предназначенная для электроснабжения крупного промышленного района, содержащего 5-6 предприятий с общей мощностью 80-100 MBА. Самостоятельная и творческая работа студентов по проектированию указанной район­ной сети является важным этапом в подготовке инженеров, специализирующихся в области промышленной электроэнер­гетики.

Настоящее учебное пособие позволяет активизировать са­мостоятельную работу над проектом и организовать ее без излишних потерь времени. Большая часть методических указаний к выполнению проекта посвящена выбору экономически целесообразной схемы районной сети, наиболее сложному для студентов вопросу, требующему определенных инженерных навыков. В методических указаниях даны некоторые рекомендации, обусловленные учебным проектированием, которые мо­гут быть полезны преподавателям-консультантам проекта. Вопросы расчета режимов сети изложены более кратко, так как по расчету режимов сети студенты выполняют работу на практических занятиях.
1.СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

1.1. Исходные данные для проектирования районной сети

В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть промышленного района с номинальным напряжением 35-110 кВ. Исходные данные на проектирование районной сети содержат необходимые сведения о потребителях и источни­ках электроэнергии, о местности и плане размещения и соору­жения воздушных линий и подстанций. Район проектируемой сети располагает источниками питания в виде районной элек­трической станции (ГРЭС) или крупной подстанции энерго­системы напряжением 110-500 кВ, которые способны обес­печить электроэнергией потребителей района с учетом перс­пективного роста их нагрузок. Потре­бителями электроэнергии района являются в основном сред­ние по мощности промышленные предприятия (от 10 до 60 МВт). Коммунально-бытовые городские и сельскохозяй­ственные потребители близлежащих районов являются, как правило, субабонентами (сторонними потребителями электроэнергии) промыш­ленных предприятий.

Взаимное расположение источников питания и пунктов потребления электроэнергии определяется планом района, масштаб которого указывает преподаватель при выдаче за­дания на проект. Местоположение пункта потребления энер­гии в плане района соответствует условному центру электри­ческих нагрузок данного промышленного предприятия, сле­довательно, можно полагать, и местоположению понижающей подстанции предприятия (ПГВ, ГПП и т. п.), получающей питание от районной сети 35-110 кВ и распределяющей энер­гию по территории промышленного объекта на напряжении 6-10 кВ. Проектируемая сеть предназначается для осуществления электроснабжения пяти-шести промышленных пред­приятий.

Для выбора конструктивного выполнения воздушных ли­ний, оценки условий прохождения трассы, удельных показа­телей стоимости сооружения воздушных линий, правильного выбора типов коммутационных аппаратов на понижающих подстанциях и решения ряда других вопросов в исходных данных задания приведены краткие сведения, характеризую­щие местность сооружения районной сети: район по клима­тическим признакам (I, II и III) и ее графическое расположе­ние (Европейская часть России, Западная Сибирь, Восточная Сибирь). При необходимости использования справочных данных, характерных для конкретных энергосис­тем, дополнительные сведения о местоположении проекти­руемой сети выдаются преподавателем или принимаются авто­ром проекта самостоятельно с учетом задания.

Для оценки баланса реактивной мощности в проектируемой сети и выбора мощности компенсирующих устройств на пер­вых этапах проектирования сети в исходных данных указана реактивная мощность, которой располагает энергосистема. Для расчета параметров основных нормальных и наиболее тяжелого послеаварийного режимов проектируемой сети в задании определены уровни напряжения на шинах источника питания, изменяющиеся от 1,05 Uном до 1,15 Uном в зависимости от режима.

В состав исходных данных на проектирование сети для каждого пункта потребления включены: наибольшая зимняя нагрузка Р, МВт; коэффициент мощности нагрузки cos, о. е.; номинальное напряжение распределительной сети 6 или 10 кВ; категорийность нагрузки по степени надежности электроснабжения – 1, 2, 3. Все эти сведения в зада­нии приведены в форме таблицы.

В целях уменьшения объема вычислительной работы для учебного проектирования районной сети некоторые исходные показатели, характеризующие график нагрузки и требования к надежности каждого из потребителей, условно приняты одинаковыми, а именно: продолжительность использования наибольшей нагрузки Тmax , ч/год, отношение наименьшей лет­ней активной нагрузки к наибольшей зимней Рminmаx , %, удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии при аварии уo, руб./( кВт∙ч). Указанные исходные данные, а также стои­мость 1 кВт∙ч электроэнергии, руб./(кВт∙ч), в условиях курсового проектирования можно рассматривать как средние показатели в целом по району, используемые для выполнения технико-экономических расчетов по выбору рациональной схемы сети и определения параметров режима наименьшей нагрузки.
1.2. Содержание расчетно-пояснительной записки и графической части проекта

Основным содержанием курсового проекта «Электрооборудование питающих сетей промышленного района» является проектирование ра­циональной схемы сети, определение параметров наиболее характерных режимов ее работы и выбор средств регулиро­вания напряжения.

Для расчетно-пояснительной записки рекомендуется сле­дующая структура по содержанию (объему, %) основного материала проекта: потребление активной мощности, баланс реактивной мощности и выбор мощности компенсирующих устройств (10%), выбор схемы районной сети на основе тех­нико-экономических расчетов (40%), определение парамет­ров основных нормальных и послеаварийных режимов сети (25%), выбор средств регулирования напряжения в сети (10%), краткая характеристика и основные технико-эконо­мические показатели районной сети (5%), тема углубленной проработки вопроса по индивидуальному заданию (10%). Ориентировочная оценка объема, %, разделов проекта вклю­чает оформление расчетно-пояснительной записки и графи­ческих материалов.

Графическая часть курсового проекта должна содержать следующие материалы: варианты схемы районной сети и их технико-экономические показатели, предлагаемая схема элек­трической сети и ее схема замещения (лист 1), потокораспределение в основных нормальных и послеаварийных режимах сети, диаграмма напряжений в сети и выбор средств регу­лирования напряжения (лист 2).

Индивидуальную тему углубленной проработки выдает преподаватель в процессе работы студента над проектом. Индивидуальная тема по возможности должна быть связана с конкретным проектированием и расчетами режимов сети.

Для углубленной проработки отдельных вопросов элек­трических сетей 35-110 кВ в курсовых проектах рекомен­дуются следующие темы: современные методы расчета ре­жимов электрических сетей с использованием ПК, задачи оптимизации режимов сети с использованием ПК, способы и средства ре­гулирования напряжения в сетях, методы расчета и сниже­ния потерь электроэнергии в элементах сети, сравнительная характеристика схем электрических соединений подстанций в сетях 35—110 кВ, выбор экономически целесообразных ре­жимов работы трансформаторов, выбор компенсирующих устройств и регулирование их мощности с учетом режимов сети, конструктивное исполнение элементов ЛЭП и подстан­ций и др. Тема углубленной проработки проекта может быть развита до учебно-исследовательской работы.

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 35-110 кВ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

2.1. Потребление активной мощности, баланс реактивной мощности, выбор компенсирующих устройств в проектируемой сети

При проектировании электрической сети 35—110 кВ про­мышленного района, являющейся элементом электроэнерге­тической сети, предполагается, что установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия потребностей в активной мощности района, т. е. баланс активной мощности в системе обеспечен. Потребление активной мощности опре­деляется нагрузками заданных пунктов и потерями активной мощности во всех элементах (линиях и трансформаторах) проектируемой сети для периода наибольших нагрузок. Выдаваемая в сеть активная мощность генераторов энергосистемы приближенно определяется выра­жением:

, (2.1)

где РГ - суммарная активная мощность генераторов электростанций системы, отдаваемая в проектируемую сеть; Рп i - наибольшая активная мощность i-го пункта потребле­ния электроэнергии; i=1,2, ...; п, где п — число пунктов в сети.

В правой части выражения (2.1) первое слагаемое пред­ставляет собой сумму заданных наибольших нагрузок пунктов потребления сети с учетом возможности несовпадения по вре­мени суток наибольших нагрузок отдельных пунктов (Крм=0,95), второе слагаемое - суммарные потери активной мощности в элементах сети, которые приближенно состав­ляют 6% от суммы заданных наибольших нагрузок пунк­тов потребления.

Баланс реактивной мощности или необходимость в до­полнительных источниках для его обеспечения устанавливается при учебном проектировании приближенно до выбора схемы районной сети по результатам технико-экономического расчета на основе приближенной оценки возможных составляющих баланса реактивной мощности. Это объясняется тем, что компенсация части реактивной мощности в пунктах ее потребления может существенно влиять на параметры эле­ментов проектируемой сети и ее технико-экономические по­казатели, а, следовательно, и на правильность решения по выбору схемы районной сети.

Необходимая реактивная мощность проектируемой сети определяется реактивными нагрузками заданных пунктов по­требления электроэнергии и потерями мощности в элементах сети для периода наибольших нагрузок, который в общем случае не совпадает с периодом наибольших активных нагрузок. При курсовом проектировании сети условно принимается совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок в заданных пунктах сети. Это допущение отражено в составе исходных данных на проектирование: наибольшая реактивная нагрузка пункта потребления определяется по наибольшей активной нагрузке и заданному значению коэффициента мощности.

Баланс реактивной мощности в проектируемой сети уста­навливается уравнением, характерным практически для всех систем:

, (2.2)

где Qи - располагаемая реактивная мощность источников системы; Qл j - реактивная мощность, генерируемая j-м участ­ком сети, j =1, 2, ...; m, где m — число участков в проекти­руемой сети; Qkуi - мощность компенсирующих устройств, необходимых к установке в i-м пункте потребления сети, i = l, 2, ...; п, где п — число пунктов сети; Qпi - наибольшая реактивная мощность i-го пункта потребления электроэнергии сети, i=1, 2, ..., п; Qл j - потери реактивной мощности в j-м участке сети, j=1, 2, ..., т; Qтк - потери реактивной мощности в трансформаторах k-й подстанции сети, k=1, 2, ...; l, где l – число подстанций в проектируемой сети (в общем случае число подстанций может отличаться от числа пунктов потребления электроэнергии).

Располагаемая реактивная мощность источников системы определяется заданием.

Реактивная мощность, генерируемая линиями электричес­кой сети, может быть оценена приближенно по следующим удельным показателям одноцепных линий в зависимости от напряжения: 35 кВ — 3 квар/км, 110 кВ — 30 квар/км, 220 кВ — 130 квар/км. Суммарная наибольшая реактивная нагрузка сетевого рай­она определяется с учетом возможности несовпадения по времени суток реактивных нагрузок отдельных пунктов потреб­ления электроэнергии (крм=0,95).

Потери реактивной мощности в индуктивных сопротивле­ниях воздушных линий (ВЛ) оцениваются приближенно по величине модуля полной передаваемой по линии мощности Sл и составляют в зависимости от напряжения: при 35 кВ (0,01—0,02) SЛ; 110кВ (0,04—0,06) Sл; 220 кВ (0,15—0,2) Sл. Как показали исследования для энерго­систем, не имеющих линий 330 кВ и выше, при ориентировоч­ных расчетах допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются. Таким образом, при со­ставлении приближенного баланса реактивной мощности в проектируемой сети составляющими уравнения (2.2) и можно пренебречь, так как они взаимно компенсируются.

Потери реактивной мощности в трансформаторах и авто­трансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. Учитывая, что при пере­даче от районных электростанций (ГРЭС) или подстанций энергосистемы до шин 6—10 кВ потребителей электроэнергия может претер­певать одну-две ступени трансформации, следует полагать, что потери реактивной мощности в трансформаторах могут достигать больших величин.

Для двухобмоточных трансформаторов при характерных значениях Uк, %, и Iх, %, потери реактивной мощности со­ставляют

 Qт=(0,11-0,12)n∙Sном,

а с учетом того, что в нормальном режиме нагрузка транс­форматора не достигает номинальной мощности, потери реак­тивной мощности оказываются меньшими и приближенно составляют

 Qт 0,07n Sном ,

где п — число трансформаторов на подстанции с номиналь­ной мощностью Sном каждый.

При составлении приближенного баланса реактивной мощ­ности до выбора типа и мощности трансформаторов понижаю­щих подстанций проектируемой сети суммарные потери реак­тивной мощности в трансформаторах можно определить по выражению

. (2.3)

Мощность компенсирующих устройств, необходимых к установке в сети для обеспечения баланса реактивной мощ­ности, определяется на основании уравнения (2.2) по найден­ным приближенно составляющим баланса

. (2.4)
В качестве дополнительных источников реактивной мощности могут быть ис­пользованы компенсирующие устройства: синхронные компен­саторы и батареи конденсаторов.

Основным типом компенсирующих устройств (КУ) на под­станциях 35-110 кВ районных электрических сетей являются батареи статических конденсаторов (БК), устанавливаемые, как правило, на шинах 6-10 кВ подстанций районной сети или на более низких ступенях систем электроснабжения по­требителей.

При распределении мощности компенсирующих устройств, найденной согласно выражению (2.4), по заданным пунктам потребления электроэнергии предпочтение следует отдать более уда­ленным от источника питания пунктам и пунктам сети, имею­щим большую потребляемую активную мощность при отно­сительно высоком значении коэффициента мощности нагруз­ки. Если электрическая удаленность пунктов потребления от источника питания в сетевом районе примерно одинакова, то допускается производить расстановку компенсирующих уст­ройств по условию равенства средних значений коэффициен­тов мощности в узлах сети.

При проектировании заданную нагрузку пункта потребле­ния энергии (Sп.i=Pп.i+jQп.i) допускается считать распреде­ленной поровну между секциями шин 6-10 кВ понижающей подстанции, питающей данную нагрузку. Тогда необходимую мощность КУ следует также распределить поровну между секциями шин 6 - 10 кВ и, если выполняется условие:



то экономически целесообразным следует считать установку батарей конденсаторов (в противном случае устанавливаем синхронные компенсаторы).

На основании необходимой мощности компенсирующих уст­ройств в каждом пункте сети производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок или синхронных компенсато­ров 1- 4]. При ориентировочной оценке баланса реактивной мощности на первых этапах проектирования суммарная но­минальная мощность компенсирующих устройств Qном.ку, при­нятых к установке в районной сети, должна удовлетворять условию:

.

В результате выбора мощности, типа и места расположе­ния компенсирующих устройств определяются расчетные на­грузки в пунктах потребления, которые используются для всех последующих расчетов при проектировании сети:

. (2.5)

Проверка правильности выбора и размещения компенси­рующих устройств и их корректировка производятся на за­вершающих этапах проектирования сети по результатам рас­чета нормального режима наибольших нагрузок сети.

2.2. Выбор схемы электрической сети промышленного района

на основе технико-экономических расчетов

Выбор схемы электрической сети представляет собой слож­ную технико-экономическую задачу, которая предполагает комплексное решение следующих основных вопросов проек­тирования [1—3]:

а) выбор схемы построения сети с учетом требования на­дежности электроснабжения потребителей электроэнергией;

б) выбор конфигурации сети;

в) определение расчетных нагрузок и выбор номинально­го напряжения отдельных участков сети, оценка числа сту­пеней трансформации;

г) выбор трансформаторов и схем электрических соеди­нений понижающих подстанций сети;

д) выбор конструктивного исполнения, числа цепей и се­чений воздушных линий электрической сети;

е) выбор рациональной схемы электрической сети на осно­вании технико-экономического сравнения конкурентоспособ­ных вариантов сети.

При проектировании электрической сети в качестве исход­ных данных технического задания, как правило, известны величины электрических нагрузок потребителей, размещение потребителей электроэнергии и источни­ков мощности в плане района проектируемой сети, напряже­ние распределительной сети в пунктах потребления электро­энергии (6—10 кВ) и другие сведения о потребителях и ис­точниках энергии.

Очевидно, что при наличии указанных данных на проекти­рование с технической стороны задача обеспечения потреби­телей электроэнергией имеет многовариантное решение. При проектировании электроэнергетических объектов используется метод вариантного сопоставления возможных к исполнению конкурентоспособных технических решений задачи. Для ко­личественной оценки экономичности варианта технического решения проектируемой сети используют приведенные затраты, т. е. стоимостный критерий.

Возможные к исполнению 6 вариантов сети со­ставляются на основании анализа исходных данных. Каждый из этих трех-четырех конкурентоспособных вариантов исполнения сети технически разрабатывается полностью до определения технико-экономических показателей, по которым и произво­дится сравнение вариантов. Наиболее выгодным вариантом ре­шения задачи является вариант, обеспечивающий наимень­шие приведенные затраты, т. е. наибольший экономический эффект. В тех случаях, когда сравниваемые вариан­ты экономически равноценны или близки по результатам тех­нико-экономического расчета (ТЭР), к исполнению следует принять вариант сети, обеспечивающий лучшие качественные и перспективные показатели [1—3].

а) Выбор схемы построения сети с учетом требований надежности электроснабжения

В районных электрических сетях применяют различные по построению схемы:

— разомкнутые нерезервированные радиальные и магист­ральные;

— разомкнутые резервированные радиальные и магист­ральные;

— замкнутые резервированные схемы (кольцевые, петле­вые, с двусторонним питанием, сложнозамкнутые).

Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании сети определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и вза­имным расположением источников питания и пунктов потреб­ления энергии.

Для питания потребителей 1-й категории применяют раз­личные резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 3-й категории можно осуществлять по одноцепным нерезер­вированным линиям, при условии, что перерыв электроснабжения, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента СЭС не превысит 1 сутки 5.

Потребители 1-й и 2-й категорий согласно ПУЭ должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух неза­висимых источников питания (ИП). При питании потреби­телей района от шин распределительных устройств (РУ) электростанции или крупной подстанции энергосистемы неза­висимыми источниками питания можно считать сборные ши­ны РУ, если выполняются следующие условия:

При решении вопросов резервирования питания потреби­телей разных категорий, территориально объединенных в од­ном пункте сети, возникает сложность в осуществлении раз­дельного питания этих потребителей. Поэтому при выборе схемы построения сети, питающей потребителей одного или нескольких пунктов района, следует исходить из наивысшей категории потребителей по требуемой степени надежности электроснабжения.

В районных сетях на подстанциях с высшим напряжением (ВН) 35 кВ и выше, как правило, устанавливаются два транс­форматора (автотрансформатора), что соответствует требо­ваниям к надежности электроснабжения узлов нагрузки, име­ющих потребителей 1-й, 2-й и 3-й категорий (наиболее общий случай). Область применения однотрансформаторных под­станций для питания потребителей 3-й категории регла­ментирована ПУЭ. При сравнении вариантов сооруже­ния одно- или двухтрансформаторной подстанции для пита­ния потребителей 3-й категории следует учитывать на­личие в энергосистеме передвижного трансформаторного ре­зерва, который должен прибыть для замены поврежденного трансформатора за время не более одних суток по ПУЭ.

Для резервирования и исключения из сети поврежденных элементов в послеаварийных режимах, а также для осущест­вления ремонта оборудования без прекращения электроснаб­жения потребителей при выборе схемы построения сети, отве­чающей требованиям надежности, необходимо предусматри­вать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных отключений и переключений (автоматичес­ки или дежурным персоналом).

Таким образом, требуемая надежность работы схемы элек­трической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий сети и установкой определенного числа трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстан­циях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности, как в отдельных пунктах сети, так и района в целом.

Принятые в процессе проектирования наиболее рациональ­ные варианты схем построения сети учитываются при выборе возможных вариантов конфигурации сети.

б) Выбор конфигурации электрической сети

Конфигурация районной сети представляет собой опреде­ленную схему соединений линий сети, зависящую от взаим­ного расположения источников и потребителей мощности в плане района, а также от соотношения нагрузок пунктов по­требления района. Число возможных вариантов сети по кон­фигурации в значительной степени определяется числом ис­точников питания и количеством пунктов потребления энер­гии района. При составлении и анализе вариантов конфигу­рации сети необходимо исходить из основных положений рационального построения схем соединений линий сети. Для рассмотрения этих положений используем некоторые понятия и определения, приведенные ниже.

Питание от электростанции или подстанции энергосистемы к потребителям электроэнергии может быть подведено:

- к одному общему для всего района приемному пункту (УРП);

- к двум или более приемным пунктам района (УРП-1, УРП-2, ...);

- по схеме глубокого ввода на территорию района сквоз­ной магистрали (одной или более) без сооружения промежу­точных сетей узлов для непосредственного присоединения к ней понижающих подстанций пунктов потребления района (ПГВ или ГПП).

Узловой распределительной подстанцией (УРП) напряже­нием 110 кВ и выше называется подстанция района, по­лучающая электроэнергию от ИП и распределяющая ее без трансформации, с частичной или полной трансформацией по понижающим подстанциям пунктов потребления района (ГПП или ПГВ).

Главной понизительной подстанцией (ГПП) напряжением 35-110 кВ называется подстанция пункта (пунктов) потреб­ления района, получающая питание от ИП или УРП и рас­пределяющая электроэнергию на более низком напряжении (6—10 кВ) на территории пункта.

Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется подстанция напряжением 35— 110 кВ пункта потребления района, выполненная по упро­щенным схемам коммутации на первичном напряжении, по­лучающая питание от ИП или УРП и предназначенная для питания потребителей данного пункта на более низком на­пряжении (6—10 кВ).

Питающей линией (ПЛ) будем называть линию электро­передачи ИП—УРП и ИП—ГПП (ПГВ) без распределения электроэнергии по ее длине. Совокупность питающих линий образует питающую сеть (ПС), распределительной линией (РЛ) считается линия, питающая ряд подстанций пунктов района (УРП-ГПП1-ГПП-2..., УРП-ПГВ-1 ПГВ-2... или ГПП-1-ГПП-2..., ПГВ-1-ПГВ-2). Распределительные ли­нии образуют распределительную сеть (PC).

При выборе конфигурации сети можно считать, что задан­ное расположение пунктов потребления мощности в плане района соответствует условным центрам электрических на­грузок (потребителей, т. е. расположение понижающих под­станций, распределяющих энергию на напряжении 6-10 кВ по территории пунктов (ГПП, ПГВ) предопределено.
Основные положения рационального построения конфигурации сети заключаются в следующем:

  1. Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием по возмож­ности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенным в одном направлении по отношению к ИП, что обеспечивает снижение капиталовложений на 1 км линии Ко, в целом на питающую и распределительную сеть Кп.с и Кр.с, а также улучшает натуральные показатели сети G (расход цветного металла), Р (потери мощности) и W(потери электроэнергии).

  2. Передача электроэнергии потребителям должна осу­ществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района; следует избегать обратных потоков мощности даже на отдельных участках PC, так как это приводит к повышенным капиталовложениям Кр.с и увеличению таких показателей, как G, Р и W при замкнутых и разом­кнутых схемах сети.

  3. Во избежание необоснованного завышения капиталовло­жений не рекомендуется использовать в качестве промежу­точного сетевого звена резервированной схемы питания по­требителей 1-й-3-й категорий участок сети, питающей по­требителей 3-й категорий, для которых по данным ТЭР допустимо применение нерезервированной схемы. Это поло­жение в равной степени относится к замкнутым и разомкну­тым схемам.

  4. Применение замкнутых и сложнозамкнутых схем для питания нескольких пунктов потребления района экономичес­ки целесообразно, если:

а) суммарная длина линий замкнутой схемы l3 значи­тельно меньше суммарной длины линий разомкнутой резерви­рованной схемы lр в одноцепном исчислении, что обеспечи­вает меньшие капиталовложения и расход цветного металла;

б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунк­тов потребления не образуется протяженных мало загружен­ных участков сети, которые используются практически в послеаварийных режимах, что значительно ухудшает техни­ко-экономические показатели районной сети.

При составлении вариантов конфигурации районной сети необходимую исход­ную информацию о нагрузках, уровни компенсации реактивной мощности, взаимном расположении пунктов сети и ИП, и т.д. рекомендуется представлять в форме таблиц 1, 2 удобной для анализа показателей вариантов схем и после­дующих расчетов.

В табл. 1 приводятся данные:

- об исходных расчетных нагрузках от­дельных пунктов потребления с выделением расчетных активных, реактивных и полных нагрузок;

- о месте установки и величине номинальной мощности КУ;

- о полной расчетной нагрузке пунктов потребления после компенсации реактивной мощности.

  1   2   3   4


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации