2 Составление и выбор вариантов конфигурации сети

Географическое расположение источника и потребителей представлено на рисунке 1. Там же указаны расстояния между ПС (в километрах).

Рисунок 1 – Взаимное расположение потребителей и источников питания

Составление вариантов начнем с наиболее простых схем. Вариант 1 (рисунок 2) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам.

Определяем общую длину линий, и количество выключателей:

LΣ=30+100+84+22+16+20+26= 298 км;

LΣэкв=1,5·(15+50+42+8+10+13)+22 = 229км;

N=26 шт.

Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной.

Рисунок 2 – Радиально-магистральная сеть (вариант 1)

Теперь рассмотрим кольцевую сеть, вариант 2 (рисунок 3). Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна.

LΣ=15+55+30+13+10+8+22+26=179 км.

N=14 шт.

Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Рисунок 3 – Кольцевая сеть (вариант 2)

Далее рассмотрим комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть кольцевую. Вариант 3

(рисунок 4), в нем потребители РПП,1,6,4,5,ТЭЦ объединены в кольцевую сеть, что позволяет уменьшить суммарную длину линий.

Определяем общую длину линий и количество выключателей:

LΣэкв=1,5·15+(50+30+13+10+8+42+22)=197,5км;

N=18.

Рисунок 4 – Радиально-магистральная сеть (вариант 3)

Вариант 4 (рисунок 5), в нем потребители РПП,1,6,4,5,ТЭЦ объединены в кольцевую сеть.

Эквивалентная длина линии сотавит:

LΣэкв=42+45+13+10+8+22+1,5*(15+30)=207,5 км.

N=20.

Рисунок 5 – Комбинированная сеть (вариант 4) (участок

тэц-3двухцепная цепь, на рис. Не видно )

По эквивалентной длине линий и количеству выключателей выбираем наиболее дешёвые варианты, в нашем случае это: вариант 2 (кольцевая сеть) и варианты 3,4 (комбинированные сети).

3 Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов

Выбрали три варианта: 2,3 и 4.

2 – кольцевая сеть.

3,4 – комбинированные сети;

3.1 Кольцевая сеть

Расчетная схема варианта 2 представлена на рисунке 3. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рисунок 6 – Расчетная схема варианта 2

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка по формулам (принимаем сеть однородной):

, МВт, , Мвар,

где: Li-B – длинна участка, км;

LA-B – длина всей сети, км.

Определим потокораспределение на участке РПП – 4:

Поток мощности на участке 2 – 1 определяем по первому закону Кирхгофа:

МВ·А.

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 3, и наносим на расчетную схему (рисунок 6).

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке РПП – 2:

кВ;

Аналогично рассчитываем для остальных участков, результаты заносим в таблицу 3.

Таблица 3 – Расчёт потокораспределения и номинального напряжения.

Ветви	P, МВт	Q, Мвар	L, км	Uном, кВ	Uут, кВ
РПП-2	34,22	21,9	15	96,95	110,0
2-1	30,2	19,5	55	104,33	110,0
1-6	8,5	7,8	30	56,72	110,0
6-4	19	10	13	76,69	110,0
4-5	35,7	20,3	10	91,27	110,0
5-ТЭЦ	57,1	35,2	8	96,99	110,0
ТЭЦ-3	22,1	20,3	22	85,79	110,0
3-РПП	27,4	25,1	26	95,14	110,0

Принимаем номинальное напряжение 110кВ.

Теперь выбираем сечения проводов линий методом экономических интервалов.

Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:

, А;

Рассчитаем ток для участка РПП-2:

А;

Определяем расчетную токовую нагрузку линии:

, А,

где: - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220 кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Т_нб и ее попадание в максимум энергосистемы, для Тнб =6200 .

Для этого участка линии выбирается провод АС-150/24

Расчетная токовая нагрузка участка РПП – 2:

,А;

Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.

По справочным материалам в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, типа опор, количества цепей и района по гололеду определяем сечение провода воздушной линии.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться ВЛ на железобетонных опорах.

Выбранные по экономическим критериям сечения линии электропередачи проверяются по нагреву токами послеаварийных режимов работы сети. Для двух параллельно работающих линий электропередачи наиболее тяжелым будет отключение одной линии, для замкнутых схем - головных участков. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов Iпав сравнивают с допустимыми токами Iдоп для данного сечения. Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев, если выполняется условие:

Iпав ≤ kt · Iдоп.т,

где: Iдоп.т – табличное значение допустимого тока (табл. 4);

kt=1,0 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.

Послеаварийный ток определяем при обрыве наиболее нагруженного участка, в нашем случае обрыва линии РПП – 4 (Рисунок 7). При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчет послеаварийного режима ведём по закону Кирхгофа.

Рисунок 7 – потокораспределение послеаварийного режима.

;

Для остальных участков расчёт аналогичен. Результаты расчёта сводим в таблицу 4.

Таблица 4 – Расчет токов и выбор сечения проводов.

Участок	Imax, А	Ip, A	PПАР, МВт	QПАР,Мвар	Iпар ,A	F, мм2	Iдоп., A
РПП-2	179,61	188,59	-	-	-	150,0	450
2-1	158,51	166,43	4,2	2,4	22,04	185,0	510
1-6	44,61	46,84	25,9	14,1	135,94	120,0	380
6-4	99,72	104,71	53,4	31,9	280,28	240,0	605
4-5	187,38	196,75	70,1	42,2	367,93	240,0	605
5-ТЭЦ	299,70	314,68	91,5	57,1	480,25	240,0	605
ТЭЦ-3	115,99	121,79	56,5	42,2	296,55	240,0	605
3-РПП	143,81	151,00	61,8	47	324,37	240,0	605

Все провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.

Определяем активные и индуктивные сопротивления участков сети. Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 5.

,Ом, , Ом,

где: r0 – погонное активное сопротивление, Ом/км;

x0 – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка РПП – 2:

,Ом

Аналогично определяем параметры остальных линий, результаты заносим в таблицу 5.

Определяем потери напряжения на участках, по формуле:

Определим потерю напряжения на участке РПП – 2 в нормальном режиме:

, кВ;

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режима работы сети. Наиболее опасным послеаварийным режимом считается обрыв линии с наибольшей потерей напряжения в нашем случае это линия 2 – 1 (Рисунок 8).

Определим потерю напряжения на участке РПП – 4 в послеаварийном режиме:

, кВ

Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 6.

Рисунок 8 – Потокораспределение послеаварийного режима.

Таблица 5 – Параметры линий.

Участок	L, км	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом
РПП-2	15	0,21	3,15	0,42	6,3
2-1	55	0,21	9,35	0,42	22,715
1-6	30	0,46	6,3	0,444	12,6
6-4	13	0,27	1,573	0,427	5,265
4-5	10	0,17	1,21	0,413	4,05
5-ТЭЦ	8	0,121	0,968	0,405	3,24
ТЭЦ-3	22	0,27	2,662	0,427	8,91
3-РПП	26	0,21	3,146	0,42	10,53

Таблица 6 – Определение падений напряжения на участках.

Участок	R, Ом	X, Ом	P,МВт	Q, МВт	ΔU,кВ	Pпар, МВт	Qпар, МВт	ΔUпар, кВ
РПП-2	3,15	6,3	34,22	21,9	2,23	4,2	2,4	0,26
2-1	9,35	22,715	30,2	19,5	7,27	-	-	-
1-6	6,3	12,6	8,5	7,8	2,01	21,7	11,7	2,58
6-4	1,573	5,265	19	10	1,11	49,2	29,5	2,12
4-5	1,21	4,05	35,7	20,3	1,31	65,9	39,8	2,19
5-ТЭЦ	0,968	3,24	57,1	35,2	1,54	58	54,7	2,38
ТЭЦ-3	2,662	8,91	22,1	20,3	2,93	87,3	39,8	4,49
3-РПП	3,146	10,53	27,4	25,1	3,85	52,3	44,6	5,92

Суммированием по всем участкам, определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

;

кВ. или 11,63%

Полученные потери напряжения меньше допустимых в нормальном режиме (15%).

кВ или 19,86%

Потери напряжения в послеаварийном режиме меньше допустимых (20%).