Вданном разделе анализируют достоинства и недостатки предложенных ранее 5-6 схем электрифицируемого района, чтобы выбрать три варианта для последующего технико-экономического сопоставления. При этом необходимо иметь в виду, что, если географическое положение объектов позволяет, то весь электрифицируемый район разбивают на отдельные части. Для каждой из них в отдельности находят оптимальный вариант сети, совокупность которых и даст оптимальную схему для всего района. Если такое деление района невозможно, то задача решается для всей сети в целом.
На первом этапе сравнение производят по упрощенным показателям. Анализируют длины трасс, цепей, суммарный момент активной мощности (таблица 5).
Таблица 5 – Упрощенные показатели рассматриваемых схем
| Вариант | Длина трассы, км | Длина цепей, км | Суммарный момент мощности (ΣPL), МВт·км | Примечание |
В примечании указать те варианты, которые имеют лучшие анализируемые показатели. Для кольцевых сетей параметр 
физического смысла не имеет.
Показатели таблицы 5 не определяют оптимальности варианта, а характеризуют его с той или иной стороны. Так, например, если потребители соединить с источником питания радиальными линиями, то будет значительно меньше, чем для магистральной схемы, однако оценка суммарной длины ЛЭП даст обратный результат.
Экономически целесообразно сравнивать между собой варианты, удовлетворяющие в равной степени требованиям надежности работы и высокого качества электроэнергии. Естественно, что менее надежный вариант, например одноцепная линия с одним трансформатором, дешевле, чем двухцепная с двумя трансформаторами.
По условиям надежности для подстанций 35-220 кВ допустимо иметь от 6 до 3 ответвлений от одной линии [15,18]. Меньшее число относится к высшему напряжению.
Выбор трех вариантов, рекомендуемых для дальнейшего технико-экономического сравнения, должен иметь достаточно полное обоснование. Каждый вариант необходимо проанализировать по таким показателям, как надежность, гибкость (возможность производства переключений без перерывов в электроснабжении), удобства перспективного развития и эксплуатации сети, качество электроэнергии (потери напряжения), показатели таблице 5 и др.
Целесообразно использовать более короткие связи между источником питания и потребителями, избегая обратных перетоков, увеличивающих потери мощности. При прочих равных условиях предпочтительнее вариант с более высоким номинальным напряжением линии, как более перспективный. В то же время недостатком является большое разнообразие напряжений ЛЭП в пределах электрической сети одного района. Помимо указанных выше аспектов при анализе вариантов сети необходимо выполнять следующее:
• установить распределение потоков мощности в элементах сети. Для замкнутой сети расчёт ведут по длинам линий, предполагая, что сеть однородная. Малозагруженные линии являются показателем того, что вариант нерационален;
• приближённо определить потери напряжения в сети.
Так как сечения проводов ещё не выбраны, эту операцию проделывают, базируясь на средних значениях погонных активных и реактивных сопротивлений ЛЭП:
• 35 кВ – 
= 0,40÷0,60 Ом/км, 
= 0,4 Ом/км;
• 110 кВ – = 0,15÷0,4 Ом/км, = 0,42 Ом/км;
• 220 кВ – = 0,10 Ом/км, = 0,43 Ом/км.
Для расщеплённых на две части проводов (ЛЭП-330) – = 0,31÷0,33 Ом/км.
В предварительных расчётах можно считать, что удовлетворительные уровни на понижающих подстанциях получателя, если при максимальной нагрузке в нормальных режимах сети одного напряжения потери не превысят 15%, а в аварийных - 20% номинального [7,9]. Большая величина потери напряжения является показателем экономической нецелесообразности намеченной схемы или выбранного номинального напряжения.
При выборе конфигурации оптимальной электрической сети учитывают не только стоимость линий, но и оборудования подстанций. В связи с этим одновременно с разработкой вариантов схем сети необходимо намечать и схемы соединений понизительных подстанций. Они должны предусматривать возможность расширения. Количество и вид коммутационных аппаратов выбирают, исходя из возможности обеспечения ремонта отдельных элементов без отключения соседних соединений. Следует стремиться к максимальному упрощению схем подстанций, отказываясь от применения большого числа выключателей на стороне высшего напряжения или вообще отказа от них (для тупиковых подстанций).
Помимо указанных выше требований, схемы подстанций должны обеспечивать надёжность транзита мощности и выбираться в зависимости от числа присоединений (линий и трансформаторов). Так, при кольцевой схеме сети (рис. 1,в) на каждую подстанцию подводится по две линии. Если на подстанции установлено два трансформатора, то число элементов равно четырём (две линии и два трансформатора). В этом случае может быть применена схема «мостика» (рис. 2), где Л1 и Л2 линии кольцевой сети. Если число элементов больше четырёх, как это бывает на узловых подстанциях, то целесообразно применять схему с двойной системой шин (рис. 3). Для «тупиковых» подстанций используют упрощённую схему с короткозамыкателями и отделителями без перемычки на стороне ВН (рис. 4). Аналогичное решение может быть принято и на «проходных» подстанциях.
Несмотря на то, что отключения трансформатора довольно редки, однако, с такой возможностью следует считаться и при наличии потребителей I и II категории устанавливают на ГПП два трансформатора. Проектировать подстанции с тремя трансформаторами не рекомендуется, так как такая схема неудобна в эксплуатации и вызывает большие трудности в устройстве АВР.
Естественно, что представленные выше схемы всего широкого их многообразия. Из-за ограниченности объёма данного пособия показаны лишь некоторые из них. Подробнее этот вопрос изучается в курсе «Электрическая часть станций и подстанций» и освещен в специальной литературе [4,6,11,17,18].
В каждом случае схема подстанции должна быть выбрана обосновано. При этом необходимо применять по возможности упрощённые схемы, не снижая их возможности.
Особое место при разработке данного раздела занимают консультации. Студент должен согласовать с руководителем три выбранные варианта сети и убедительно обосновать принятое им решение.
|
Рисунок 1 – Примеры конфигураций схем электрических сетей:
а и б – магистральные резервированные;
в – замкнутая; г – радиальная
|
Рисунок 2 – Конфигурация схемы с двумя трансформаторами
|
Рисунок 3 – Схема п/ст с двойной системой шин
|
Рисунок 4 – Упрощенная схема «тупиковой» п/ст
Технико-экономическое сравнение вариантов. Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети.
Данный раздел проекта является основным. Из отобранных по результатам предварительного анализа трёх вариантов необходимо выбрать наивыгоднейший. Условием оптимальности является
, (1)
где 
– приведённые затраты.
При сооружении всей сети в течение одного года и одинаковой степени надёжности приведённые затраты каждого варианта определяют как
, (2)
где 
– единовременные капиталовложения в данный вариант сети, тыс. руб.;
– ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб.;
– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (в настоящее время в энергетике = 0,15).
Сравнение рассматриваемых вариантов проводят в два этапа. На первом этапе для каждого варианта необходимо определять сечение проводов ЛЭП. Для электрических сетей и линий электропередач напряжением до 220 кВ включительно оно выбирается по экономической плотности тока (таблица 6) [7,9].
Таблица 6 – Экономическая плотность тока для алюминиевых неизолированных проводов
| Продолжительность использования максимума нагрузки, ч/год | ||
| 1000-3000 | 3001-5000 | 5001-8760 |
| 1,3 А/мм2 | 1,1 А/мм2 | 1,0 А/мм2 |
Сечение полученное в результате расчёта, округляют до ближайшего стандартного.
Для ЛЭП 330 кВ и выше сечение провода определяют по методу экономических интервалов [7,8,16]. Для линий различных напряжений и исполнения сетей монограммы экономических интервалов приведены в [16].
Выбранное по технико-экономическим показателям сечение провода проверяют по условиям нагрева в аварийных (последовательных) режимах работы сети при максимальной нагрузке. Для двухцепной линии этот случай соответствует отключению одной линии и протеканию удвоенного номинального тока по оставшейся в работе ЛЭП. В замкнутой сети необходимо рассмотреть поочерёдное отключение линий связанных с источником питания. Если выбранное сечение провода имеет допустимую длительную токовую нагрузку меньше, чем соответствующее значение при аварийном режиме, то переходят к следующему стандартному сечению.
Установленное по перечисленным выше условиям сечение провода должно быть не меньше значений, приведённых в табл. 7 (условия исключения образования короны) [2].
Таблица 7 – Марки проводов
| Напряжение ВЛ, кВ | Фаза с проводами | |
| одиночными | расщепленными | |
| АС-70 | — | |
| АС-240 | — | |
| АС-600 | 3×АС-150 | |
| 2×АС-240 |
На напряжение 330 кВ и выше целесообразно использовать расщеплённые провода.
Результаты проведенных расчётов записать в таблице 8.
Таблица 8 – Расчётные данные
| Вариант | Участок сети | Номинальное напряжение, кВ | Количество линий | Max рабочий ток на одну цепь, А | Экономическая плотность тока, А/мм2 | Расчетно-экономическое сечение, мм2 | Принятый стандартный провод | Аварийный ток, А | Допустимый ток нагрева, А | Примечание |
На втором этапе проводят сравнение вариантов по минимуму приведённых затрат. Капиталовложения () в выражении (2) включают в себя стоимость линий 
и понизительных подстанций 
. При этом можно использовать укрупнённые экономические показатели, определяемые из одного источника, например, [9] или [16]. Это объясняется несопоставимостью справочных данных, приводимых в литературе различного года издания.
В капитальные затраты () входят стоимость оборудования подстанции (стоимость ячеек выключателей на стороне высшего напряжения или другого коммуникационного оборудования и трансформаторов) и постоянная часть затрат.
Ежегодные эксплуатационные расходы () в выражении (2) имеют три составляющие: отчисления на амортизацию (
), ремонт и обслуживание (
), стоимость потерь электроэнергии (
). 
и находят по справочным данным, где приводятся нормы ежегодных отчислений в процентах от капитальных затрат на соответствующее оборудование. Стоимость потерь электроэнергии определяют как
,
где 
– потери электроэнергии в сети, кВт∙ч;
– стоимость 1 кВт∙ч потерянной электроэнергии, определяемая из рисунка 5.
Рисунок 5 – Зависимость удельной стоимости потерь энергии (1 кВт·ч) от времени наибольших потерь
1 - ЕЕЭС РСФСР;
2 - ОЭС восточных районов страны (кроме ОЭС Сибири);
3 - ОЭС Сибири;
– коэффициент, равный отношению потерь мощности в момент максимума нагрузки и максимальным потерям ( = 0,9÷1).
Потери электроэнергии в сети суммируются из потерь в линиях и трансформаторах. В линии энергия теряется на нагрев 
и на корону 
. Независимо от того, что сечение провода выбирают из условий невозникновения короны, учёт потерь необходим для ЛЭП 330 кВ и выше. Это объясняется существенным возрастанием данной составляющей при ненастной погоде.
Результаты расчёта для каждого варианта сводят в таблицы. В них выделяют все составляющие расходов по каждому элементу сети. Далее результаты сводят в итоговую таблицу 9.
Таблица 9 – Результирующая таблица ТЭП
| Вариант | Капитальные затраты, тыс. руб. | Эксплуатационные расходы, тыс. руб. | Приведенные затраты, тыс. руб. | Примечание | |||||
| КЛ | КП/СТ | К | И1 | И2 | И3 | И | |||
Как уже указывалось, оптимальным по экономическим показателям является вариант с минимальными приведёнными затратами [1]. Равно экономичными считают варианты, отличающиеся по приведённым затратам не более, чем на 5%. В этом случае выбирают тот, имеет более высокое номинальное напряжение и возможность дальнейшего развития сети при перспективном росте нагрузок.
1.6. Электрический расчёт основных режимов работы сети.
Цель данного раздела – оценка распределения активной и реактивной мощностей по линиям, определение потерь мощности сети, требуемой мощности источника питания, а также уровней напряжения на шинах подстанций. Расчёты ведутся в следующей последовательности: составляют схему замещения сети и определяют параметры её элементов; определяют расчётные нагрузки подстанций; производят расчёт потокораспределения мощностей в сети; определяют уровни напряжений на шинах подстанций. Всё это устанавливают для трёх режимов: нормального (нагрузки максимальные), аварийного (нагрузки максимальные) и нормального при минимальных нагрузках.
Схема замещения электрической сети составляется путём объединения схем замещения отдельных элементов в соответствии с последовательностью их соединения в рассчитываемой сети. Линии представляются в виде П-образных, а трансформаторы в виде Г-образных схем замещения. При этом необходимо, чтобы обозначения параметров на схеме и в формулах, применяемых для расчётов, совпадали. При наличии автотрансформаторов проектируемая сеть будет состоять из участков с различными уровнями напряжения. В этом случае сопротивления этих участков и подключённых к ним трансформаторов приводят к одному (базисному) напряжению.
Схемы замещения с числовыми выражениями параметров выполняют для каждого режима, указывая исходные нагрузки подстанций. Затем с учётом потерь в трансформаторах и заданной мощности линий, приложенной к точке подключения подстанции, их приводят в виде расчётных нагрузок на стороне ВН и рассчитывают потоки мощностей в сети с учётом потерь в линиях. Последнее определяют по номинальному напряжению в сети. Этот расчёт ведут в направлении от нагрузок к источнику питания.
Затем определяют потери напряжения на всех элементах сети, уровни на высокой и низкой сторонах трансформаторов. Расчёт ведётся от источника питания к понизительным подстанциям. Поперечная составляющая падения напряжения учитывается только для ЛЭП 330 кВ и выше. Исходными данными в таких расчётах являются напряжение на шинах источника питания и потоки мощностей на участках, определённые на предыдущем участке расчёта.
В электрических сетях в соответствии с ПУЭ [16] обеспечено встречное регулирование напряжения в пределах от 0 до +5% номинального напряжения в сети. В периоды наибольшей нагрузки напряжение на шинах должно превышать UH не менее, чем на 5%. Допускается повышение напряжения на шинах вторичного напряжения до 10% при условии, что отклонение напряжения ближайших потребителей не превысит наибольшей величины, допускаемой ПУЭ [16]. Между номинальными напряжениями трансформаторов электрических сетей и приёмников электроэнергии в настоящее время приняты определённые соотношения, обеспечивающие наиболее благоприятные условия для поддержания напряжения, близкого к номинальному (табл. 10).
В целях сокращения работы по выполнению однотипных расчётов режим наименьших нагрузок рассматривается упрощённо. С некоторой погрешностью считается, что потери напряжения в элементах сети уменьшаются пропорционально снижению нагрузок подстанций. Тогда потери напряжения в линиях получают умножением соответствующих значений, найденных для режима максимальных нагрузок, на отношение наименьшей нагрузки к наибольшей.
Таблица 10 – Оптимальные напряжения: приемник – потребитель
| Номинальное напряжение электрических сетей и приемников электрической энергии, кВ | Номинальное напряжение на зажимах трансформаторов, кВ | |
| Первичная обмотка | Вторичная обмотка | |
| 6 и 6,3 | 6,3 и 6,6 | |
| 10 и 10,5 | 10,5 и 11 | |
| 38,5 | ||
В качестве аварийного режима для радиальной сети принимают отключение на головном (наиболее нагруженном) участке одной из линий двухцепной ЛЭП, а для замкнутой сети – поочерёдное отключение линий, присоединённых к источнику питания.
Все численные значения параметров сети и расчётных режимов наносят на схему замещения сразу после их определения. Цифры для последующих расчётов берут непосредственно из схемы замещения. Только при неукоснительном выполнении этого требования схема замещения сыграет свою роль и оградит от ошибок, связанных с большим объёмом счётной работы. Рассчитанные для всех режимов значения напряжений для высокой стороны подстанции, а также на шинах низкого напряжения, приведённого к высокой стороне, сводят в отдельную таблицу. Напряжение на шинах низшего напряжения, подстанции, приведённое к высокой стороне, находят как разность напряжений на шинах ВН подстанции и падения напряжения в трансформаторе.
