1.3 Расчет потокораспределения

Расчетная схема комбинированной сети представлена на рисунке 1.8.

Рис. 1.8: Расчетная схема сети

Приведем поток мощности на участках 1-4 и 4-2 к мощности подстанции 1, получив приведенную мощность подстанции 1`:

После приведения преобразуем схему (рис.1.9):

Рис. 1.9

Найдем поток мощности на одном из головных участков:

1.4 Выбор номинального напряжения на участке цепи

Определяем напряжение по формуле Илларионова:

Полученные данные сводим в таблицу 4.

Таблица 4:

Участок сети	L,км	P, МВт	Q, МВар	S, МВА	Расчетное Uном,кВ	Стандартное Uном,кВ
РПП-1	12,5	27,16	7,379	28,14454	87,023	110
1-3	20	2,24	0,637	2,328813	29,604	35
РПП-3	22,5	12,54	3,534	13,02846	67,179	110
1-4	5	7,4	2,056	7,680308	47,791	110
4-2	6	3,6	1,01	3,738997	35,857	110

1.5 Выбор сечения проводников

Выберем сечения проводов линий, используя метод экономических интервалов. Будем считать, что район сооружения сети соответствует III району по гололеду и будут использоваться одноцепные воздушные линии на железобетонных опорах.

Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений указаны в таблице 5 (k_уд=18):

Таблица 5: Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии	Стоимость сооружения К0. тыс.руб/км
	АС-70/11	АС-95/16	АС-120/19	АС-150/24	АС-185/29	АС-240/32
Одноцепная 35кВ	-	220	221	222	-	-
Одноцепная 110 кВ	263	257	236	238	248	272
Погонное сопротивление	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 означает, что при данных ценах сечения 70 мм² и 95 мм² экономически не выгодны. Поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

Определим экономический коэффициент :

где Е=0,5 – эффективность капиталовложений,

,

– коэффициент амортизации,

.

Определим граничные токи для всех пар сечений:

1) 120 мм² и 150 мм²:

для одноцепной ВЛ 35кВ:

для одноцепной ВЛ 110кВ:

2) 150 мм² и 185 мм²:

для одноцепной ВЛ 110кВ:

3) 185 мм² и 240 мм²:

для одноцепной ВЛ 110кВ:

Результаты сводим в таблицу 6.

Таблица 6: Граничные токи между сечениями

Пара сечений	120/150	150/185	185/240
Одноцепная 35кВ	84	-	-
Одноцепная 110 кВ	119	317	460

Построим номограммы экономических интервалов по данным таблицы 6:

Рис. 1.11: Одноцепная ВЛ 35кВ Одноцепная ВЛ 110кВ

По построенным номограммам выберем сечения:

Определим наибольший ток в линии РПП-1:

По номограмме для одноцепной линии 110 кВ определяем, что при ток 147,721 А попадает в экономический интервал сечения 240 мм². Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-240/32.

Проверим выбранный провод по техническим ограничениям. Определим некоторые параметры линии и ее режима:

– погонное активное сопротивление

– погонное реактивное сопротивление

Активное сопротивление линии:

Реактивное сопротивление линии:

Потери мощности:

Потери напряжения:

Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 7:

Таблица 7: Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий

Участок	n ц	L ,км	S, МВА	Iрасч, А	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	ΔP, МВт	ΔU, кВ
РПП-1	1	12,5	28,14454	147,721	240/32	0,121	1,5125	0,405	5,063	0,099	0,713
1-3	1	20	2,328813	38,415	150/24	0,198	3,96	0,420	8,4	0,0018	0,129
РПП-3	1	22,5	13,02846	68,382	150/24	0,198	4,455	0,420	9,45	0,062	0,811
1-4	1	5	7,680308	40,311	150/24	0,198	0,99	0,420	2,1	0,0048	0,106
4-2	2	6	3,738997	19,625	120/19	0,249	1,494	0,427	2,562	0,0017	0.0702

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в сети возникает после отказа головного участка РПП-1. Кольцевая линия в послеаварийном режиме превращается в магистральную линию. Ее расчетная схема приведена на рис. 1.12. Потокораспределение посчитано по первому закону Кирхгофа аналогично п.1.3.

Рис. 1.12: Расчетная схема комбинированной сети. Послеаварийный режим.

Потери напряжения в послеаварийном режиме:

Таблица 8: Потери напряжения в послеаварийном режиме

		4,239

Как в нормальном, так и в послеаварийном режиме общая потеря напряжения значительно ниже, чем возможности устройств РПН трансформаторов (16,02%).