Расчеты режимов электрических сетей

Назначением расчетов режимов электрических сетей являются:

выбор схемы и параметров сети, в т. ч. определение загрузки эле­ментов сети и соответствия их пропускной способности ожидаемым потокам мощности, а также выбор сечений проводов и мощностей трансформаторов;

выбор средств регулирования напряжения, компенсации реактив­ной мощности и оптимизации потокораспределения;

выявление тенденций изменения потерь мощности и электроэнер­гии в электрических сетях и разработка мероприятий по их ограниче­нию;

разработка мероприятий по обеспечению устойчивости электро­энергетической системы (ОЭС).

Для указанных целей в схемах развития энергосистем и электри­ческих сетей выполняются расчеты:

установившихся режимов работы;

статической устойчивости (для системообразующей сети ОЭС);

динамической устойчивости (в схемах выдачи мощности электро­станций);

токов КЗ.

Расчеты выполняются с использованием вычислительной техники и соответствующих программ для ЭВМ.

Расчеты установившихся режимов и статической устойчивости вы­полняются на основной расчетный срок (5–10 лет), а при необходимости, для решения отдельных вопросов развития сети, также на проме­жуточные и перспективные этапы.

Расчеты токов КЗ выполняются на перспективу 10 лет, а при необ­ходимости – на промежуточный период. В схемах развития ОЭС для узловых пунктов системообразующей сети дается также оценка токов КЗ на перспективу 15 лет.

Выбор схемы и параметров основных электрических сетей энергосис­тем производится:

по планируемым потокам мощности, которые характеризуются средними условиями нахождения основного оборудования электростан­ций в плановом и аварийном ремонтах;

но расчетным максимальным потокам мощности, которые харак­теризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения в плановом и послеаварийном ремонтах основного оборудования электростанций.

Планируемые потоки мощности между ОЭС обусловлены:

совмещением максимумов нагрузок рассматриваемых частей энер­госистем;

экономической эффективностью передачи электроэнергии взамен транспорта топлива из одной части энергосистемы в другую или целе­сообразностью использования энергии и мощности крупных ГЭС, рас­положенных в одной ОЭС, в переменной части графика нагрузки дру­гой ОЭС;

несоответствием ввода мощности крупных энергоблоков на элект­ростанциях росту максимума нагрузки ОЭС.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России с электропередачами большой пропускной способности на дальние рас­стояния и предотвращения возможного развития аварий при их отклю­чении приняты максимально допустимые значения относительных де­фицитов мощности при нормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят от мощности нагрузки в приемных частях Еди­ной энергосистемы.

В соответствии с требованиями по предотвращению каскадного развития аварий принято, что относительный дефицит мощности в приемных ОЭС не должен превышать 5–10 % от их максимальной на­грузки.

Для каждого предлагаемого к сооружению электросетевого объекта выполняется обоснование технико-экономической эффективности. Процесс технико-экономического обоснования электросетевых объек­тов характеризуется следующими основными этапами:

определение технической необходимости сооружения;

выбор технических решений;

оценка экономической эффективности отобранных решений.

Пропускная способность системообразующих связей ЕЭС России в сечениях между ОЭС определяется по расчетным максимальным перетоками мощности, которые обусловлены планируемыми перетоками мощности между ОЭС и перетоками взаиморезервирования.

Перетоки взаиморезервирования обусловлены сокращением расчет­ного оперативного резерва энергосистем (ОЭС) при их совместной ра­боте в ЕЭС России.

Пропускная способность межсистемных связей ЕЭС в сечениях между ОЭС не должна быть меньше величины, принимаемой процен­том от максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС России согласно табл. 4.12.

Таблица 4.12

Пропускная способность межсистемных связей ЕЭС

В сечениях между ОЭС

Максимум нагрузки меньшей го частей ЕЭС, ГВт	10 и меже
Пропускная способность, %	18,0	13,5	11,0	9,5	8,3	7,5	6,8	6,3	5,8	5,1	4,6	4,2	3,9	3,7

Необходимая пропускная способность в сечениях основной элект­рической сети ОЭС определяется таким образом, чтобы обеспечивать:

покрытие максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС при нор­мальной схеме сети в утяжеленном режиме (после аварийного отклю­чения наиболее крупного генерирующего блока в рассматриваемой ча­сти ОЭС при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах) при использо­вании имеющегося в рассматриваемой части ОЭС собственного резер­ва мощности;

покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения лю­бого ее элемента: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформа­тора и т. д. в нормальной схеме сети (критерий N-1),

Необходимые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия применения ПА для обеспечения успешности переходных процессов должны соответствовать требова­ниям по устойчивости энергосистем.

В нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА при возму­щениях группы I. К этой группе относится отключение сетевого эле­мента основными защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110-220 кВ - ТАПВ), а также с неуспеш­ным АПВ.

При отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в ре­зультате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, устойчивость мо­жет обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме автоматически отключаемой нагрузки не более 30 % от передаваемой по сечению мощности и не более 5–7 % от нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее – к энергообъединению).

Для пусковых схем объектов допускается применение ПА для пре­дотвращения нарушения устойчивости при возмущениях группы I, a также при отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в ре­зультате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, но без воздействия на разгрузку АЭС.

Планируемый переток мощности в час максимума нагрузки харак­теризуется оптимальной загрузкой электростанций при средних усло­виях нахождения их основного оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах.

По планируемым перетокам мощности определяются сечения про­водов линий электропередачи, рациональные способы резервирования элементов сети и годовые потери мощности и электроэнергии в основ­ных сетях.

Для избыточной части ОЭС максимальный избыток мощности на­ходится как выдача всей мощности узла за вычетом части мощности, соответствующей среднему значению аварийного ремонта.

Для узлов, включающих одну электростанцию, максимальный де­фицит мощности определяется исходя из нахождения в ремонте (пла­новом или послеаварийном) двух энергоблоков в период максимума нагрузки, а максимальная выдача - из условия работы электростанции с полной мощностью.

При выборе схемы и параметров основных сетей рекомендуется учи­тывать условия питания отдельных узлов при совпадении аварийного отключения одного из элементов сети с плановым ремонтом другого (для периода проведения планового ремонта).

Выбор схемы распределительной сети и ее параметров выполняется по нагрузкам годового максимума энергосистемы.

Для отдельных участков распределительной сети, наибольшая на­грузка которых не совпадает во времени с расчетным максимумом энергосистемы (например, сети электроснабжения сезонных потре­бителей) , дополнительно рассматриваются соответствующие характер­ные режимы.

Расчеты установившихся режимов рекомендуемой схемы сети (оп­ределение потокораспределения, потерь мощности и уровней напря­жения) выполняются для условий годового максимума электрических нагрузок (зимний максимум для ОЭС и большинства региональных энергосистем и летний минимум – для отдельных энергосистем и энер­горайонов с крупными сезонными потребителями).

Для решения отдельных вопросов при необходимости выполняют­ся расчеты других характерных режимов:

зимнего дневного максимума нагрузки – для проверки работоспо­собности сети, к которой присоединены ГЭС;

зимнего максимума нагрузки – для проверки работоспособности сети в часы заряда ГАЭС;

летнего минимума нагрузки – при выборе схемы выдачи мощности АЭС и т. п.

Для проверки соответствия схемы требованиям надежности элект­роснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов при от­ключении наиболее загруженных линий и трансформаторов. Для ПС 330(220) кВ рассматриваются также совпадения ремонта одной питаю­щей ВЛ с аварийным отключением другой.

При обосновании строительства новых элементов сети выполня­ются расчеты соответствующих режимов работы сети без этих элемен­тов.

При выполнении расчетов установившихся режимов работы сети рекомендуется руководствоваться следующими исходными условиями.

Расчеты режимов сетей НО кВ и выше выполняются для полной схемы сети – при всех включенных линиях и трансформаторах. Целе­сообразность и точки размыкания сетей ПО–330 кВ должны быть обо­снованы. При выполнении расчетов режимов сетей 35 кВ и выше сети 35 кВ принимаются разомкнутыми.

Мощность электростанций принимается в расчетах в соответствии с нормальными длительными режимами их работы; кроме того, прове­ряются также расчетные максимальные режимы работы системообра­зующей сети при наиболее неблагоприятном сочетании отключения агрегатов электростанций.

Расчетные напряжения на шинах электростанций принимаются выше номинальных в сети;

750 кВ	-на 2,5%;
500-330 кВ	- на 5 %;
220-35 кВ	-на 10%.

Для регулирования напряжения на всех ПС 35–750 кВ следует пре­дусматривать трансформаторы (автотрансформаторы) с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

На шинах первичного напряжения ПС в режиме максимальной на­грузки уровни напряжения должны обеспечивать получение на вторич­ной стороне трансформаторов (с учетом использования РПН) напря­жения не ниже 1,05 номинальною в нормальных и не ниже номиналь­ного – в послеаварийных режимах. В режиме минимальной нагрузки напряжение на первичной стороне подстанций 35–330 кВ, как прави­ло, не должно быть выше 1,05 номинального напряжения сети; более высокое напряжение допускается при условии, что на шинах НН не будет превышено номинальное напряжение.

Наибольшие расчетные напряжения должны быть ниже максималь­ных рабочих по стандарту на 1 % для сетей 500-750 кВ и на 2,5 % для сетей 330 кВ и ниже.

При обосновании необходимости присоединения потребителей на напряжениях 10–35 кВ к ПС с автотрансформаторами рассматривает­ся целесообразность установки линейных регулировочных трансфор­маторов либо трансформаторов 110/35/10(35/10) кВ.

Мощность и размещение КУ выбираются исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и зал асов устойчивости. Реактивные составляющие максималь­ных нагрузок в расчетах принимаются на основе анализа отчетных и про­ектных данных; в случае их отсутствия допускается принимать коэффи­циенты реактивной мощности (tg φ) не выше следующих значений:

Напряжение шин ПС, кВ	tgφ
6-10	0,4
	0,49
	0,54
220-330	0,59

Установка дополнительных КУ с целью снижения потерь электро­энергии в сетях требует технико-экономического обоснования. При этом должна учитываться целесообразность размещения КУ, главным образом, непосредственно у потребителей.

В качестве КУ используются шунтовые конденсаторные батареи. При необходимости быстрого непрерывного регулирования реактив­ной нагрузки могут применяться статические тиристорные компенса­торы (как правило, в системообразующих сетях).

При повышении напряжения в сети 330-500-750 кВ выше допус­тимого уровня (в режиме минимальных нагрузок) для компенсации избытков реактивной мощности и ограничения внутренних перенап­ряжений предусматривается установка ШР.

ШР подключаются, как правило, к линиям 750 кВ через включатели-отключатели, а к линиям 330-500 кВ - через выключатели. Коли­чество ШР с присоединением без выключателя требует обоснования расчетами соответствующих режимов. Способ подключения ШР уточ­няется при проектировании соответствующих электропередач.

Раздел 5

ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ

ОБОРУДОВАНИЕ

При разработке схемы развития энергосистемы, выборе парамет­ров и конфигурации электрической сети, выполнении проектов элект­ростанций и ПС проводятся необходимые расчеты с целью проверки работоспособности электрической сети в нормальных и послеаварий-ных режимах. Расчеты базируются на параметрах оборудования элект­ростанций (генераторы) и основного электротехнического оборудова­ния ПС (трансформаторы, выключатели и др.), показатели которых рассматриваются ниже.

ГЕНЕРАТОРЫ

Турбо- и гидрогенераторы

В зависимости от рода первичного двигателя синхронные генера­торы делятся на турбогенераторы (с приводом от паровых или газовых турбин) и гидрогенераторы (с приводом от водяных турбин). Обозна­чения типов синхронных генераторов приведены ниже.

Турбогенераторы	Т Г В В Ф
Турбогенератор........................................................................
	газовое ....................
Охлаждение	водородное ............. водяное..................... форсированное........
Мощность, МВт Количество полюсов
Гидрогенераторы
Синхронный генератор............................................................	С
Исполнение   Капсулышй...........................................	горизонтальный..... вертикальный......... ..................................	Г В К О В Ф
Обратимый................ ........................... Охлаждение	.................................. водяное..................... форсированное........
Наружный диаметр, длина активной стали, см Количество полюсов

Турбогенераторы выполняются с горизонтальной осью вращения. Диаметр ротора турбогенератора значительно меньше, чем его актив­ная длина, ротор обычно имеет неявнополюсное исполнение. Предель­ный диаметр ротора при частоте вращения 3000 об/мин по условиям механической прочности составляет 1,2–1,25 м. Активная длина рото­ра по условиям механической жесткости не превышает 6,5 м.

Стремление к увеличению единичной мощности турбогенераторов реализуется за счет внедрения более интенсивных способов охлажде­ния без заметного увеличения габаритных размеров. Турбогенераторы мощностью более 50 МВт изготавливаются с водородным или жидко­стным охлаждением обмоток. Основные технические данные турбоге­нераторов мощностью 60 МВт и более приведены в табл. 5.1.

Асинхронизированные турбогенераторы обладают возможностью обеспечивать устойчивую работу с глубоким потреблением и большим диапазоном регулирования реактивной мощности. Применение асин-хронизированных турбогенераторов основывается на тех же принци­пах, что и при выборе средств компенсации реактивной мощности дру­гих видов. Основные технические данные выпускаемых и разрабатыва­емых асинхронизированных турбогенераторов приведены в табл. 5.2.

Гидрогенераторы выполняются преимущественно с вертикальной осью вращения. Турбина располагается под гидрогенератором, и ее вал, несущий рабочее колесо, сопрягается с валом генератора с помощью фланцевого соединения. Так как частота вращения мала, а число полю­сов велико, ротор генератора выполняется с большим диаметром и срав­нительно малой активной длиной. Относительно небольшая частота вращения (60–600 об/мин в зависимости от напора воды) определяет большие размеры (до 20 м в диаметре) и массы (до 1500 т) активных и конструктивных частей гидрогенераторов. Как правило, гидрогенера­торы выполняются с вертикальным расположением вала. Исключение составляют гидрогенераторы с большой частотой вращения и капсуль-ные гидрогенераторы, которые выполняются горизонтальными. Основ­ные технические данные гидрогенераторов мощностью 52,4 МВт и бо­лее приведены в табл. 5.3.

Данные о мощности генераторов соответствуют их номинальному режиму работы. В часы максимума реактивной нагрузки иногда требует­ся работа генератора с пониженным cos (p. Длительная работа турбогене­ратора в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением допус­кается только при токе возбуждения не выше номинального. У генерато­ров с непосредственным охлаждением, как правило, cos φ ≤ 0,95–0,96. При повышении cos φ до 1,0 длительно могут работать только генерато­ры с косвенным охлаждением. Максимальная реактивная нагрузка гене­ратора при работе в режиме синхронного генератора с недовозбуждением определяется на основании тепловых испытаний и может быть оце­нена (для агрегатов 200 и 300 МВт) по рис. 5.1.

Полная мощность гидрогенератора, как правило, не зависит от cos φ и равна номинальной, если гидрогенератор приспособлен для работы в режиме синхронного компенсатора (режим работы определяется при выполнении проекта ГЭС).

В аварийных режимах допускается перегрузка генератора по токам статора и ротора согласно техническим условиям. Если в технических условиях соответствующие указания отсутствуют, кратковременные перегрузки по току статора принимаются по табл. 5.4. Данные по допу­стимой перегрузке по току ротора генераторов с непосредственным ох­лаждением приведены в табл. 5.5. Допустимая перегрузка генераторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегруз­кой статора.

Моменты инерции некоторых паровых турбин имеют следующие значения:

Тип турбины	К-100-90	К-150-130	К-200-130
Момент инерции, т∙м2	18,7	28,5
Тип турбины	К-300-240	К-500-240	К-800-240
Момент инерции т∙м2

Моменты инерции гидротурбин составляют примерно 10 % момента инерции присоединенных к ним гидрогенераторов.

Таблица 5.1