Радиально-магистральная сеть

Расчетная схема этого варианта сети представлена на рис.4.4. потоки мощности на участках сети определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 5-6 равен мощности потребителя 6, то есть:

МВА.

Поток мощности на участке 4-5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 5:

МВА.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в табл.2, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке А-1:

кВ.

Принимаем ближайшее стандартное значение 35 кВ.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в табл.2.

Так как нагрузка в пункте 3 очень мала, то линию А-2-3 предпо­лагается соорудить с двумя номи­нальными напряжениями – 110 кВ на участке А-2 и 35 кВ на участке 2-3. При этом на подстанции потребителя 2 преду­сматривается установка трех­обмо­точных трансформаторов.

На всех участках линии А-4-5-6 предусматривается одно номиналь­ное напряжение 110 кВ. Это объяс­няется тем, что мощность, передаваемая по участку 5-6, близка к предельной для линий 35 кВ. Поэтому по сравнению с напряжением 110 кВ напряжение 35 кВ большой выгоды не даст, и сооружение в пункте 5 еще одной подстанции с трех­обмоточными трансформаторами экономически не оправдано.

Таблица 4.1-Выбор напряжений для варианта 3

Участок	L, км	P, МВт	Q, Мвар	S, МВА	U', кВ	Uном, кВ
А-1		9,36	3,08	9,85	42,79
А-2		16,85	5,4	17,69	57,27
2-3		5,6	1,75	5,87	33,18
А-4		37,09	12,29	39,07	83,46
4-5		21,51	7,03	22,63	62,60
5-6		8,25	2,66	8,67	40,03

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов.

Сначала построим номограммы границ экономических интервалов. Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл.3. Они взяты из [3, табл. 6.99 и 6.100], с учетом коэффициента удорожания (здесь принято k_уд = 18), и из [5, табл.П.1].

Таблица 4.2-Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии	Стоимость сооружения К0i , тыс.руб/км для провода марки:
АС-70/11	АС-95/16	АС-120/19	АС-150/24	АС-185/29	АС-240/32
Двухцепная 35 кВ	-				-	-
Одноцепная 110 кВ
Двухцепная 110 кВ
Погонное сопротивление, R0i , Ом/км	0,429	0,306	0,249	0,198	0,162	0,121

Как следует из таблицы, стоимость сооружения линий с проводами марок АС-70/11 и АС-95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70мм² и 95мм² экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

. Определяем наибольшее значение параметра , приняв ; руб/кВт∙ч; и час:

(кВт/руб.)^1/2.

Определяем граничный ток для одной из пар сечений, скажем, для мм² и мм² для двухцепной линии 110 кВ:

А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично. Результаты заносим в табл.4.3.

Таблица 4.3 -Граничные токи между сечениями

Пары сечений	120/150	150/185	185/240	150/240	120/240
Двухцепная 35 кВ	252,4
Одноцепная 110 кВ	119,0	316,7	459,7
Двухцепная 110 кВ	483,3	500,7	469,2	484,2	483,8

Для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240 мм² получился меньше, чем для пары сечений 150 и 185 мм². Это озна­чает, что сечение 185 мм² экономического интервала не имеет. Поэтому оп­ределяем граничный ток для пары сечений 150 и 240 мм². Он оказался прак­тически равным граничному току для пары сечений 120 и 150 мм². Следова­тельно, экономический интервал сечения 150 мм² также практически отсут­ствует. Поэтому определяем граничный ток для пары сечений 120 и 240 мм².

Итак, при данной стоимости сооружения линий для двухцепных линий 35 кВ экономически выгодными могут быть только два сечения: 120 мм² и 150 мм². Для одноцепных линий 110 кВ могут быть выгодными сечения 120 мм², 150 мм², 185 мм² и 240 мм². Для двухцепных линий 110 кВ – 120 мм² и 240 мм². На рисунке 4.5 представлены номограммы экономических интервалов, построенные по данным табл.4.3.

Теперь по построенным номограммам выберем сечения. Для этого нужно найти значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

По [3, рис.6.1] для заданного значения числа часов использования максимума определяем . В качестве приемлемого срока окупаемости примем года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит . Стоимость потерь электроэнергии принимаем 0,6 руб./кВт∙ч. Норму отчислений на амортизацию и обслуживание на основании [3, табл.6.32] примем .

Тогда (кВт/руб.)^1/2.

Определяем наибольший ток в одной цепи линии А-1:

А.

По номограмме для двухцепной линии 35 кВ на рис. 4.5 определяем, что при ток 81,2 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм². Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-120/19.

Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 162,4 А. Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 390 А [3, табл.6.54А], то есть значительно выше. По коронному разряду проверку не делаем, так как напряжение 35 кВ.

Определяем некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление Ом/км берем из табл.3, реактивное погонное сопротивление Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:

Ом; Ом.

Потери мощности в линии: МВт.

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме: кВ или ;

кВ или .

Отметим, что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмерима с пределами регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35 кВ [3.табл.6.48], составляющими ±8 ×1,5 = ±12%. Поэтому, если при уточненном расчете окажется, что на шинах потребителя 1 в послеаварийном режиме не удается обеспечить требуемый уровень напряжения, то придется перейти на номинальное напряжение 110 кВ.

Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в табл.4.4.

Таблица 4.4- Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий

Участок	S, МВА	I, А	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP, МВт	DU, %
А-1	9,85	81,24		0,249	5,23	0,414	8,69	0,41	6,17
А-2	17,69	46,42		0,249	7,60	0,427	13,02	0,20	1,64
2-3	5,87	48,41		0,249	3,98	0,414	6,62	0,11	2,77
А-4	39,07	102,53		0,249	7,10	0,427	12,17	0,90	3,41
4-5	22,63	59,39		0,249	2,74	0,427	4,70	0,12	0,76
5-6	8,67	22,75		0,249	3,49	0,427	5,98	0,02	0,37

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности: МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

%;

%.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:

в магистрали А-3 - %;

в магистрали А-6 - %.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже, чем возможности устройств РПН.

Теперь для сопоставления повторим выбор сечений проводов методом экономической плотности тока. Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов и числа часов использования максимума в соответствии с [9, табл.1.3.36] составляет 1,0 А/мм². Экономические сечения определяем по формуле . Затем выбираем ближайшее стандартное сечение. Расчет произведен в табл.4.5.

Таблица 4.5-Стандартные сечения, выбранные по экономической плотности тока

Участок	А-1	А-2	2-3	А-4	4-5	5-6
Iнб, А	81,24	46,42	48,41	102,53	59,39	22,75
Fэк, мм2
Fст

Как следует из таблицы, сечения получились совершенно другие, чем при использовании метода экономических интервалов.

Теперь выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.

Среди потребителей ПС1 согласно заданию имеются потребители I и II категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям: (4-14) и (4-15). То есть:

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН [6.табл.6.134].

Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для ПС4 и ПС6:

Для обеих ПС выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Мощности трансформаторов для ПС4 - 10 МВА и для ПС 6 - 6,3 МВА.

На ПС2 предусматриваем установку трехобмоточных трансформаторов, поэтому при определении их номинальной мощности учитываем и нагрузку ПС3:

Выбираем КТПБ 110/35/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА.

Определяем номинальную мощность трансформаторов на ПС3:

Выбираем КТПБ 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 4 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.

Потребители ПС5 только третьей категории. Поэтому предусматриваем установку одного трансформатора с номинальной мощностью, удовлетворяющей условию (4-13):

Выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 16 МВА.

Кольцевая сеть

Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

МВт;

Мвар.

Поток на участке 1-3 определяем по первому закону Кирхгофа: МВА.

Потоки на остальных участках определяются аналогично. Результаты расчета приведены в табл.4.6.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку Б-4:

кВ.

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.

Выбор сечений проводов произведен методом экономических интервалов аналогично п.4.6.1. Результаты расчетов представлены в табл.4.6. Там же приведены результаты расчета параметров сети и параметров нормального режима.

Таблица 4.6-Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Участок	S, МВА	I, А	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP, МВт	DU,%
А-1	30,38	159,44		0,121	5,08	0,405	17,01	0,39	2,54
1-3	20,52	107,72		0,162	6,64	0,413	16,93	0,23	1,96
3-2	14,66	76,93		0,198	6,34	0,42	13,44	0,11	1,24
2-6	2,83	14,86		0,249	6,97	0,427	11,96	0,00	0,25
6-5	5,84	30,65		0,249	6,97	0,427	11,96	0,02	0,49
5-4	19,80	103,92		0,198	4,36	0,42	9,24	0,14	1,14
4-Б	36,24	190,23		0,121	6,90	0,405	23,09	0,75	4,13

Общие потери мощности составляют МВт; общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рис.4.7. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения проведен в табл.4.7.

Таблица 4.7-Потеря напряжения в послеаварийном режиме

DUА-1, %	DU1-3, %	DU3-2, %	DU2-6, %	DU6-5, %	DU5-4, %	DU ,%
6,14	5,98	4,73	3,69	2,74	1,06	24,47

Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме оказалась значительно выше, чем пределы регулирования устройств РПН [3, табл.6.47]. Поэтому переходим к варианту 10 (сложно-замкнутая сеть).

Сложно-замкнутая сеть

Перед расчетом потокораспределения преобразуем ее в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разнесем нагрузку 1 между точкой А и точкой 3 (рис.4.8, а)). При этом в точку 3 перемещается мощность:

МВА.

Это увеличивает нагрузку в точке 3 до величины:

МВА.

Теперь эту новую нагрузку точки 3 разносим между точками А и 2 (рис.4.8, б)):

МВА.

При этом в точке 2 нагрузка увеличивается до величины:

МВА.

Теперь две параллельные линии А-1-3-2' и А-2 заменяем одной эквивалентной (рис. 4.8, в)) и определяем ее длину:

км.

Получившуюся в результате преобразования кольцевую линию “разрезаем” по источнику и представляем, как линию с двухсторонним питанием. Далее, так же как в п.4.6.2, производим расчет потокораспределения. Результаты расчета представлены на расчетной схеме (рис.4.9).

Теперь преобразуем сеть в обратном порядке и находим потоки мощности на других участках.

Потоки мощности на участках А-2 и А-1-3-2:

МВА.

МВА.

Нагрузку возвращаем в точку 3, а нагрузку - в точку 1:

МВА;

МВА;

МВА.

Расчетная схема сложно-замкнутой сети до преобразования (точнее, после обратного преобразования) представлена на рисунке 4.10.

По полученным данным выбираем сечения линий, определяем их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчетов представлены в табл.4.8.

Таблица 4.8-Сечения провода и некоторые параметры сложно-замкнутой сети

Участок	I, А	F, мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP,МВт	DU, %
А-1	99,72		0,198	8,32	0,420	17,64	0,25	2,31
1-3	48,00		0,198	8,12	0,420	17,22	0,06	1,08
3-2	17,21		0,249	7,97	0,427	13,66	0,01	0,36
А-2	110,26		0,162	9,88	0,413	25,19	0,36	3,29
2-6	65,54		0,198	5,54	0,420	11,76	0,07	1,02
А-4	139,04		0,162	9,23	0,413	23,54	0,54	3,90
4-5	53,23		0,198	4,36	0,420	9,24	0,04	0,64
5-6	20,05		0,249	6,97	0,427	11,96	0,01	0,37

Общие потери мощности составляют МВт; потеря напряжения до точки потокораздела %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в простую кольцевую сеть. Расчетная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.11.

Расчет потокораспределения по этой схеме произведен аналогично п.4.6.2. Особенностью расчета является только то, что нагрузка в точке 2 кольца представляет собой сумму нагрузок собственно потребителя 2 и магистрали 2-6-5-4.

Далее проведена проверка соответствия нагрузок линий в послеаварийном режиме длительно допустимым нагрузкам для выбранных сечений и проведен расчет потерь напряжения на каждом участке. Результаты расчета сведены в табл.4.9.

Таблица 4.9-Потери напряжения в послеаварийном режиме сложно-замкнутой сети

DUА-1, %	DU1-3, %	DU3-2, %	DUВ-2, %	DU2-6, %	DU6-5, %	DU5-4, %	DU ,%
3,13	1,99	1,23	5,47	2,89	2,61	0,96	12,81