3. Предварительный расчет трех отобранных вариантов

Целью расчета является получение необходимых данных для технико-экономического сравнения отобранных вариантов сети и выбора из них лучшего.

В расчете делается приближенный (без учета потерь мощности) расчет потокораспределения, выбираются номинальное напряжение и сечения проводов линий; выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются также общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираются схемы открытых распределительных устройств (ОРУ) на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют разные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.

.1 Вариант радиально-магистральной сети

Расчетная схема сети составлена с использованием рисунков 2.2, 2.1 и табл.1 и приведена на рис. 3.1. на ней указаны нагрузки потребителей и длины участков.

Рис. 3.1- Расчетная схема варианта 1

Расчет потокораспределения

Расчет токораспределения радиально-магистральной линии делаем по первому закону Кирхгофа, двигаясь по схеме от наиболее удаленных потребителей к источнику питания.

Поток мощности на участке 4-2 равен мощности потребителя 2:

_4-2 = ₂ = 24,5 + j 9,91 МВ·А.

Полная мощность участка 4-2

_4-2 = = 26,43 МВ ·А.

Поток мощности на участке 3-4 находим суммированием двух потоков, вытекающих из узла 4:

_3-4 = _4-2 + ₄ = (24,5+j 9,91) +(10,8+j 4,43) = 35,3 + j 14,34 МВ·А.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчетов помещаем в табл. 3.1, а также наносим на расчетную схему.

Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения и выбор напряжения для варианта 1

Участок	L, км	Ρ, МВт	Q, Мвар	S, МВ·А	U',кВ	Uном, кВ
РПП-1	26	22,2	9,46	24,13	63,96	110
РПП-3	31	76,8	31,50	83,01	110,95	110
3-4	46	35,3	14,34	38,10	80,97	110
4-2	20	24,5	9,91	26,43	66,07	110
3-6	14	18,4	7,53	19,88	57,03	110
РПП-5	20	14,8	5,96	15,95	52,50	110

Выбор номинальных напряжений линий

Технически приемлемое напряжение U' на участке РПП-1 определяем по формуле Илларионова [1]

' = 1000/ , кВ, (3.1)

где L - длина линии, км; Рц - активная мощность, приходящаяся на одну цепь, МВт:

U' = 1000/ = 63,96 кВ.

Принимаем ближайшее стандартное значение U_ном = 110 кВ.

По формуле (3.1) выполняем расчеты для остальных участков и их результаты помещаем в табл. 3.1.

Выбор сечения проводов линий

Сечения проводов линий будем выбирать по методу экономических интервалов [2]. Согласно этому методу построим номограммы границ экономических интервалов, считая, что район сооружения сети относится к III району по гололеду и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линий и активные погонные сопротивления для различных сечений приведены в табл. 3.2. Они взяты из [2, табл. 6.99] с учетом коэффициента удорожания k_уд = 45 и из [6, табл. I.1].

Таблица 3.2 - Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии Uном = 110 кВ	Стоимость сооружения Κoi, тыс. руб./км, с проводами
	АС70/11	АС95/16	АС120/19	АС150/24	АС185/29	АС240/32
Одноцепная	657,0	643,5	589,5	594,0	621,0	679,5
Двухцепная	963,0	945,0	918,0	999,0	1062,0	1125,0
Погонное сопротивление roi, Ом/км	0,429	0,306	0,249	0,198	0,162	0,121

Согласно табл. 3.2 стоимость сооружения линий с проводами АС70/11 и АС95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Следовательно, при указанных ценах сечения 70 мм² и 95 мм² экономически невыгодны. Поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

Найдем наибольшее значение параметра

= , (кВт/руб.)^1/2, (3.2)

где Е - коэффициент эффективности капитальных вложений, о.е.; - норма отчислений на амортизацию и обслуживание, о.е.; с_э - стоимость потерь электроэнергии, руб./(кВт·ч); - время максимальных потерь, ч.

Примем наибольшие значения величин, стоящих в числителе выражения (3.2), и наименьшие значения величин, стоящих в знаменателе: Е_нб = 0,5; = 0,028 [2, табл. 6.32]; с_э = 1,2 руб./(кВт·ч); = 1000 ч. При этом по выражению (3.2) находим:

= = 12·10^-3 (кВт/руб.)^1/2.

Находим граничный ток для первой пары рассматриваемых сечений F_i = 120 мм² и F_i+1 = 150 мм² на одноцепной линии 110 кВ по формуле (4.7) [1]

I_{гр i/i+1} = : (3.3)

I_{гр 120/150} = = ·12·10^-3 = 112,7 А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений находим аналогично и заносим их значения в табл. 3.3.

Таблица 3.3 - Граничные токи между сечениями

Пары сечений	120/150	150/185	185/240	150/240	120/240
Одноцепная 110 кВ	112,7	328,6	453,3
Двухцепная 110 кВ	478,2	502,0	470,4	485,4	482,6

Согласно табл. 3.3 для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185/240 мм² получился меньше, чем для пары сечений 150/185 мм². Это означает, что сечение 185 мм² экономического интервала не имеет. Поэтому находим граничный ток для пары 150/240 мм². Он отличается от тока для пары сечений 120/150 мм² всего лишь на 485,4 - 478,2 = 7,2 А. Следовательно, сектор между соответствующими граничными прямыми очень мал, т.е. можно считать, что экономический интервал для сечения 150 мм² практически отсутствует. Поэтому находим граничный ток для пары сечений 120/240 мм².

Итак, при данной стоимости сооружения линий для одноцепных линий 110 кВ экономически выгодными могут быть сечения 120, 150, 185 и 240 мм², а для двухцепных линий 110 кВ - сечения 120 и 240 мм². На рис. 3.2 приведены номограммы экономических интервалов, построенные по граничным точкам (в плоскости с осями координат и I_{гр i/i +1}) согласно табл. 3.3.

Для выбора сечений проводов по номограммам нужно определить значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

По назначению числа часов использования максимума Т_и.м = 6300 ч находим по [2, рис. 6.1] время максимальных потерь Приемлемый срок окупаемости примем равным Т_ок = 3 года, тогда Е = 1/Т_ок = 1/3 = 0,33. Примем, как и ранее, с_э = 1,7 руб./(кВт·ч).

Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ

Рис. 3.2 - Номограммы экономических интервалов

По формуле (3.2) определяем

= = 4,0· 10^-3 (кВт / руб.)^1/2.

Определяем наибольший ток в одной цепи линии РПП-1:

I_НБ = S_РПП-1/ U_ном n_ц) = 24,13·10^-3/( ·110·2) = 63,4 А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ (рис. 3.2) находим что при = 4,0·10^-3 ток 63,4 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм². Поэтому выбираем провод марки АС120/19.

Аналогично выбираем сечения проводов для других линий и их участков. Результаты выбора заносим в табл. 3.4.

Таблица 3.4 - Выбранные сечения проводов и некоторые параметры линий

Участок	S, МВ·А	I, А	F, мм2	rо, Ом/км	R, Ом	хо, Ом/км	X, Ом	ΔP,МВт	ΔU, кВ
РПП-1	24,13	63,4	120	0,249	3,24	0,427	5,55	0,16	1,13
РПП-3	83,01	218,1	240	0,121	1,88	0,405	6,28	1,07	3,11
3-4	38,10	100,1	120	0,249	5,73	0,427	9,82	0,69	3,12
4-2	26,43	69,4	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,14	0,94
3-6	19,88	52,2	120	0,249	1,74	0,427	2,99	0,06	0,50
РПП-5	15,95	41,9	120	0,249	2,49	0,427	4,27	0,05	0,57

Проверка выбранного сечения по техническим ограничениям

В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится. При этом наибольшие токи I_п/ав будут составлять: для провода АС120/19 - на участке 3-4 I_п/ав = 100,1·2 = 200,2 А; для провода АС240/32 - I_п/ав = 218,1·2 = 436,2 А. Эти токи меньше длительно допустимых токов - соответственно равных 390 А и 605 А [2, табл. 6.54.А]. Следовательно, ограничение по допустимому нагреву проводов выполняется.

Минимальное сечение провода, допустимое по условию потерь энергии на коронный разряд, для напряжения 110 кВ равно 70 мм². Выбранные провода удовлетворяют этому условию.

Определение некоторых параметров проектируемой сети

Активные R и реактивные X сопротивления линий определяются по формулам [1]:

R = r_oL / n_ц, Ом; X = x_oL/ n_ц , Ом, (3.4)

где r_o и x_o - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; L и n_ц - длина участка, км, и количество цепей.

Для участка РПП-1 с проводом АС120/19 длиной L = 26 км:

r_o = 0,249 Ом/км берем из табл. 3.2, а x_o = 0,427 Ом/км - из [6, табл.I.1].

Вычисляем по (3.4):

R_РПП-1 = 0,249·26/2 = 3,24 Ом; X_РПП-1 = 0,427·26/2 = 5,55 Ом.

Для остальных участков результаты вычислений заносим в табл. 3.4.

Приближенный расчет некоторых параметров режима

Потери активной мощности определяются сначала по участкам по формуле [1]

ΔΡ = (S²/U²_ном)R, МВт: (3.5)

для участка РПП-1 вычисляем по формуле (3.5)

ΔΡ_РПП-1= (24,13² /110²) 3,24 = 0,16 МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме определяем также сначала по участкам по формуле [1]

ΔU = (ΡR +QX)/U_ном, кВ: (3.6)

Для участка РПП-1 по формуле (3.6) находим, используя табл. 3.1,

ΔU_РПП-1 = (22,2·3,24 + 9,46·5,55)/110 = 1,13 кВ.

Результаты аналогичных расчетов для остальных участков занесены в табл. 3.4.

Суммированием по всем участкам находим общие потери мощности

ΔΡ_Σ = 0,16 + 1,07 + 0,69 + 0,14 +0,06 + 0,05 = 2,17 МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных подстанций:

ΔU_РПП-6 = ΔU_РПП-3 + ΔU_3-6 = 3,11 + 0,50 = 3,61 кВ;

ΔU_РПП-2 = 3,11 + 3,12 + 0,94 = 7,17 кВ.

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 2 раза, поэтому также в 2 раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Тогда общая потеря напряжения в послеаварийном режиме будет равна:

в магистрали РПП-6:

ΔU'_РПП-6 = 2·ΔU_РПП-3+ ΔU_3-6 = 2·3,11+0,50 = 6,72 кВ;

в магистрали РПП-2:

ΔU'_РПП-2 = ΔU_РПП-3 + 2·ΔU_3-4 + ΔU_4-2 = 3,11 + 2·3,12 + 0,94 = 10,29 кВ.

Согласно [2, табл. 6.47] пределы регулирования напряжения трансформаторов 110 кВ с устройствами РПН мощностью 6,3 МВ·А и более составляют ± 9·1,78 = ± 16,02%.

Наибольшие потери напряжения до наиболее удаленных подстанций, выраженные в % от U_ном = 110 кВ, равна:

в нормальном режиме: ΔU_норм = 7,17·100/110 = 6,52 %;

в послеаварийном режиме ΔU_п/ав = 10,29· 100/110 = 9,35 %.

Получили, что положительный регулировочный диапазон превышает наибольшие потери напряжения как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Следовательно, регулировочный диапазон трансформаторов 110 кВ с РПН достаточен для компенсации потерь напряжения в линиях 110 кВ.