Принципы проектирования электроэнергетической системы и сети

, (3)

где роб, рем - отчисления на ремонт и обслуживание линии электропередачи.

По формуле (3) строятся серии пересекающихся кривых для стандартных сечений, Точки пересечения этих кривых определяют граничные значения тока, при которых целесообразен переход от одного сечения к другому, рис.10.2. Так как величина и положение оптимальных токовых интервалов зависят от , то для выбора сечений проводов предлагается для всех пар двух смежных стандартных сечений проводов построить кривые IЭК=f(), каждая из которых представляет собой границу, разделяющую области ЗД, руб.

Рис.10.2. Токовые интервалы для оптимальных сечений ВЛ-110 кВ.

Применение проводов этих смежных сечений. Таким образом, для любого выделяются т.н. обобщённые оптимальные токовые интервалы, расположенные между соответствующими кривыми, рис 10.3.

Рис.10.3. Диаграмма для выбора оптимальных сечений проводов ВЛ-110 кВ.

Анализ полученных результатов показывает экономическую целесообразность применения для ВЛ-110 кВ ограниченной номенклатуры сечений проводов: стандартов АС-120, АС-150 и АС-240.

Одним из основных критериев эффективности инвестиций в сооружение ВЛ служит условие превышения внутренней нормы доходности ЕВН (ВНД) над средней величиной норматива дисконтирования ЕВН>ЕСР. В случае если вложения производятся с целью экономии текущих затрат, то минимальное значение ВНД должно превышать ЕСР и составлять не менее 0,15. как показывают расчёты, для линий 110-220 кВ традиционного исполнения значения ВНД находятся в пределах от 0,457 до 0,92, то есть требования критерия по ЕВН. выполняются.

Конструкция и сечение фазы воздушной линии электропередачи должна удовлетворять трём основным требованиям:

- ограничение радиопомех и потерь на корону по величине напряженности электрического поля на поверхности проводов - ;

- передача энергии при оптимальной плотности тока JОПТ, обеспечивающей минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию линии.

- обеспечение максимальной степени использования поверхности проводов по величине коэффициента использования - kИСП kИСП МАКС.

Согласно исследованиям, проведенным в НИИПТ, ЕДОП = 0,8ЕН, где ЕН - начальная напряжённость коронного разряда на проводе. Действующее значение ЕН определяется формулой:

, (4)

здесь - относительная плотность воздуха, - радиус провода.

Значения допустимой напряжённости поля по условию радиопомех вычисляется по формуле:

EДОП= 100 [32,2 - 17,4lg(R0)], (5)

В качестве допустимой принимается наименьшая величина, определенная из формул (4) и (5).

Коэффициент использования поверхности kИСП проводов для ВЛ 220 кВ, обеспечивается на уровне 0,83-0,99 путём оптимизации конструкции фаз и сечения проводов. На линиях с номинальным напряжением 110 кВ kИСП значительно ниже и составляет 0,51 - 0,69, так как невозможно получить максимальную напряжённость на поверхности проводов близкую к EДОП.

Уточнённые границы экономических интервалов и реальные значения плотности тока в проводах ВЛ 220 кВ, полученные с учётом потерь на корону, находятся в пределах от 0,6250,825 А/мм2 (для провода АС-400) и до 1,2532 А/мм2 (для провода АС-300) Варьирование Е в пределах от 0,1 до 0,7 не оказывает существенного влияния на изменение величины приведенных затрат, что позволяет нам условно принять в качестве Е какую-либо усреднённую величину.

На основе трех перечисленных требований Г.Н. Александров получил формулу связи оптимального сечения провода с конструктивными и режимными параметрами электропередачи:

, (6)

где PН- натуральная мощность линии, З - коэффициент заполнения провода.

На основе использования формул (4 - 6) рассчитана оптимизированная шкала стандартных сечений проводов ВЛ 110-220 кВ, приведенная в таблице 10.1.

Таблица 10.1. Стандартные и оптимизированные сечения проводов

Как следует из таблицы, существующие стандартные сечения проводов ВЛ 110 - 220 кВ отличаются от полученных оптимизированных сечений не более, чем на 8%. Токовые нагрузки, при которых экономически целесообразно применение оптимизированных сечений, отличаются от оптимальных токовых нагрузок реально существующих сечений в этих же пределах. Таким образом, полученные результаты не подтверждают предложение ряда специалистов по пересмотру стандартной шкалы сечений проводов при существующей тарифной политике.

При уменьшении отношения P/PН уменьшается потребляемая линией реактивная мощность:

,

где - волновая длина линии.

Потребляемая линией реактивная мощность должна быть возмещена энергосистемой. В связи с этим необходимо решить, что выгоднее - передавать по линии мощность превышающую натуральную, и компенсировать потребляемую линией реактивную мощность соответствующими источниками реактивной мощности (ИРМ), либо, путем расщепления фаз и сокращения междуфазного расстояния, увеличить натуральную мощность линии до уровня передаваемой и отказаться от ИРМ. Для этого вычисляется отношение приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию ИРМ ЗИРМ к приращению затрат на увеличение натуральной мощности линии ЗВЛ:

=,

где роб, рвл - отчисления на обслуживание соответственно ИРМ и ВЛ.

Как следует из проведенных расчётов =, рис 4, для ВЛ-220 кВ уже при P/Pн >0,6 отношение . Таким образом, подтверждается справедливость предположения Г.Н. Александрова для ВЛ-220кВ об экономической целесообразности передачи энергии в натуральном (либо донатуральном) режиме по сравнению с созданием в энергосистеме дополнительных источники реактивной мощности для компенсации её потребления линия

Себестоимость транспорта электроэнергии SТР по ВЛ традиционного исполнения с учетом устанавливаемых на подстанциях ИРМ определяется отношением издержек И к количеству переданной электроэнергии Э

. (7)

Минимуму себестоимости отвечает токовая нагрузка

,

откуда следует, что мероприятиями, воздействующими на величину I, могут быть: применение дифференцированных тарифов, перераспределение электрических нагрузок.

Рис.10.4. Относительная эффективность электропередач.

Применение ИРМ. Использование ВЛ повышенной натуральной мощности может привести к отказу от ИРМ. Тогда определение себестоимости передачи электроэнергии по линии повышенной натуральной мощности SПНМ может производиться по формуле (7) с учетом только первых двух слагаемых в правой ее части. Расчеты зависимостей SТР/SПНМ= f(I) показывают, что, несмотря на некоторое увеличение (до 7,5%) удельных капиталовложений в линию при передаче по линии мощности P>PН, себестоимость передачи электроэнергии по традиционным ВЛ-220 кВ, сооружаемых с учётом компенсирующих устройств, значительно выше себестоимости передачи электроэнергии в сравнении с ВЛ-220 кВ повышенной натуральной мощности.

При уменьшении отношения среднего расстояния между проводами к эквивалентному радиусу провода увеличивается ёмкостная проводимость ВЛ b0, растут натуральная мощность линии и её КПД, так как снижаются потери мощности в линии в соответствии с формулой:

,

где P2, Q2, U2, - параметры режима конца электропередачи.

Таким образом, подтверждается целесообразность перехода к линиям повышенной натуральной мощности PН при передаче по ВЛ-220 кВ нагрузки больше натуральной в условиях современной экономики.

схемы электрической сети и ру

Рассмотрим, какие схемы распределительных устройств используются для подключения подстанций к электрической сети. Эти схемы должны выбираться в привязке к схеме электрической сети.

При радиальных и магистральных схемах электроснабжения, рис.11.1, применяются блочные схемы подключения подстанций КТП1 и КТП2.

а б

Рис.11.1. Схема магистральной электропередачи.

а - расположение подстанций на местности;

б - принципиальная схема.

Также, если на рис.11.1а считать, что вместо КТП2 подключена системная подстанция и двухцепная линия служит для передачи мощности транзита, то КТП1 может подключиться на отпайках к магистрали по блочной схеме, рис.11.2. В настоящее время схемы на отделителях и короткозамыкателях на применяются в новом строительстве, а на подобных подстанциях, находящихся в эксплуатации, идет замена отделителей и короткозамыкателей на выключатели.

Пунктиром показано подключение трансформаторов напряжения: на 35 кВ устанавливаются однофазные ТН; на 110 и 220 кВ - трехфазные ТН.

В местах, помеченных знаком *, устанавливаются разъединители, если возможна подача напряжения на сторону ВН со стороны СН (что возможно при установке автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов).

Ремонтные перемычки, рис.11.2, могут не устанавливаться по желанию заказчика. Они целесообразны при сезонных отключениях одного из трансформаторов. Тогда параллельная работа линий обеспечивает снижение потерь электроэнергии.

Рис.11.2. Блочные схемы подстанций 35 - 220 кВ.

а - блок (линия-трансформатор) с выключателем;

б - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На 35 кВ в мостиковых схемах ремонтные перемычки (на разъединителях), как правило, не устанавливаются. На 110 и 220 кВ они также могут исключаться из схем при соответствующем обосновании. В этом случае РУ выполняется согласно рис.11.3, но трансформаторы напряжения устанавливаются трехфазные, а трансформаторы тока устанавливаются во всех трех фазах. Данные схемы, рис.11.4. и рис.11.5, применяются при подключении трансформаторов мощностью до 63 МВА включительно.

Для повышения бесперебойности электроснабжении и снижения потерь мощности в трансформаторах и линиях в аварийных режимах (при отключении трансформатора или линии) мостиковые схемы могут применяться и для тупиковых подстанций или же подстанций, подключаемых на отпайках к магистрали, рис.11.6.

На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При отключении одной из линий автоматически отключается соответствующий линейный выключатель и включается выключатель в перемычке. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.

Рис.11.3. Схема кольцевой электрической сети.

а - расположение подстанций на местности;

б - принципиальная схема.

На проходных подстанциях перемычка с выключателем нормально замкнута, через нее осуществляется транзит мощности.

Особенность схемы рис.11.3б в том, что при аварии в линии автоматически отключаются поврежденная линия и трансформатор. При аварии в трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две линии и два источника питания. Учитывая, что отключения трансформаторов в сравнении с отключениями линий происходят реже не менее чем на порядок, более предпочтительной является схема рис.11.3а.

Схема четырехугольника, Рис.6.2, применяется в РУ 110 - 750 кВ при четырех присоединениях (две линии и два трансформатора) и необходимости секционирования транзитной линии при мощности трансформаторов от 125 МВА и более при напряжениях 110 - 220 кВ и при любой мощности трансформаторов при напряжениях 330 кВ и выше. Очевидно, что данная схема более надежна в сравнении с мостиковыми схемами, так как авария в линии и трансформаторе приводит к отключению только поврежденного элемента.

Рис.11.4. Мостиковые схемы РУ-35 кВ

а - мостик с выключателями в цепях линий; б - мостик с выключателями в цепях трансформаторов.

Рис.11.5. Мостиковые схемы РУ - 110 - 220 кВ

а - мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий;

б - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

лекции 18-23