1.1. Исходные данные

Исходными данными для проектирования являются (табл. 1):

• взаимное расположение узлов нагрузки (УН) и источника питания (ИП);

• максимальные активные Р_М нагрузки узлов;

• расстояния между узлами, масштаб;

• район по гололеду.

1.2. Разработка вариантов системы электроснабжения

Схемы районной электрической сети должны удовлетворять минимальным требованиям надежности и вместе с тем быть достаточно дешевыми и простыми. В этом смысле наиболее распространены радиальные, магистральные или простейшие замкнутые. Затем делаются выкопировки из рис. 1. и намечаются все возможные разумные варианты. На этом рисунке над каждой линией показывается длина участка в километрах, для этого расстояние от ИП до УП, замеренное в см, необходимо умножить на масштаб т и коэффициент неравномерности трассы k_н.т, принимаемый в расчетах от 1,05 до 1,3:

(1)

Каждой предложенной схеме дается характеристика, учитывающая капиталоемкость (протяженность сети), надежность, удобство эксплуатации.

а)	б)
в)	г)

Рисунок 2. Возможные варианты сети

Из предложенных вариантов выбираются 4 варианта сети (например, рис. 2) с различным числом линий. Для каждого из 4-х вариантов определяется:

А) расчетный максимум нагрузки (результаты расчета потоков мощности на участках во всех схемах наносятся на соответствующие рисунки).

Определение расчетных максимумов нагрузки.

- для варианта а)

каждая ЛЭП отходящая от источника питания должна пропустить всю мощность требуемую потребителям, а межузловая наибольшую из этих узлов МВт МВт МВт.

- для варианта б)

Расчетные максимумы нагрузок определяются из условия распределения мощности обратно пропорционально длине МВт МВт Т.к. 3-2 более мощная линия отходящая от источника питания 3, поэтому при выводе её в ремонт линия 4-1 должна её компенсировать. Следовательно МВт. МВт.

- для варианта в)

При выводе в ремонт линии 4-2 линия 3-2 должна обеспечить пропускную способность равную нагрузке в узле 2 (т.е. 135 МВт). И наоборот при выводе в ремонт линии 3-2 линия 4-2 должна обеспечить пропускную способность равную нагрузке в узле 2. Аналогично для линий 3-1 и 4-1. МВт; МВт.

- для варианта г)

Для определения расчетных максимумов нагрузки необходимо рассмотреть 4 условия вывода в ремонт линий: - условие 1. Если линия 3-2 выводится в ремонт то линии 3-1, 4-1 и 4-2 в сумме должны обеспечить пропускную способность равную 293 МВт. Для этого необходимо найти величину обратную суммарной проводимости трех линий (3-1, 4-1 и 4-2) равна: км.

Тогда расчетный максимум нагрузки 3-1 составит величину

МВт

аналогично

МВт

и

МВт.

Расчетный максимум нагрузки линии 1-2 определяется по первому закону Кирхгофа.

- условие 2. Если линия 3-1 выводится в ремонт то линии 4-1, 4-2 и 3-2 в сумме должны обеспечить пропускную способность равную 293 МВт.

- условие 3. Если линия 4-1 выводится в ремонт то линии 4-2, 3-2 и 3-1в сумме должны обеспечить пропускную способность равную 293 МВт.

- условие 4. Если линия 4-2 выводится в ремонт то линии 3-2, 3-1 и 4-1 в сумме должны обеспечить пропускную способность равную 293 МВт.

Б) напряжение отдельных линий и принимается напряжение всей сети;

Определение напряжения электрической сети.

При определении напряжения электрической сети следует сначала оценить напряжения отдельных линий, а затем принять напряжение всей сети.

Номинальное напряжение сети существенно влияет на ее технико-экономические показатели и технические характеристики. Ориентировочно его можно определить по эмпирическим формулам, устанавливающим зависимость номинального напряжения от передаваемой мощности Р (МВт) на одну цепь и расстояния L (км), на которую она передается. С этой целью используются либо формула Стилла

(2)

которая справедлива при L  250 км и Р  60 МВт, либо более универсальная формула Илларионова 2, дающая удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ,

(3)

Обратите внимание, что расстояние L в этих формулах измеряется в километрах.

По расчетному значению выбирается ближайшее номинальное напряжение. Результаты заносятся в табл.9. Принятое значение сверяется с рекомендациями табл.10 из 7.

Таблица 9 – Выбор номинального напряжения

Вариант	Наименование участка	Pуч МВт	L км	U кВ	Uном кВ
а	1-2
	2-3
	3-4

Таблица 10. Пропускная способность и дальность передачи линий 110–1150 кВ

Напряжение линии, кВ	Сечение провода, мм2	Передаваемая мощность, МВт		Длина линии электропередачи, км
		натуральная	При плотносmи тока 1,1 А/ мм2*	предельная при КПД=0,9	средняя (между двумя Соседними ПС)
110 150	70–240 150-300	30 60	13–45 38–77	80 250	25 20
220 330 400 500	240–400 2х240–2х400 3х300–3х400 3х300–3х500	135 360 500 900	90–150 270–450 620–820 770–1300	400 700 1000 1200	100 130 180 280

В) Выбираем сечение провода. Сечение является важнейшим параметром линий электропередачи. Методики определения сечений проводов и кабелей основаны на поиске экономического сечения, соответствующего минимальным затратам.

Выбираем сечение провода по методу экономической плотности тока

Порядок выбора по этому методу следующий:

1. Находится максимальный рабочий ток линии I_max – ток в линии в режиме наибольших нагрузок.

2. Значение экономической плотности тока задано - .

3. Находится экономическое сечение по формуле

4. Зная экономическое сечение , выбирается ближайшее к нему стандартное сечение.

5. Выполняются проверки выбранного стандартного сечения:

• по нагреву длительным током в нормальном и послеаварийном режимах

- берется для выбранного сечения из табл. 7

• по условиям короны табл.8;

В таблице 8 приведен минимальный диаметр проводов ВЛ который рекомендуется применять по условиям короны [ПУЭ].

Проверять по допустимым потерям и отклонениям напряжения сечения воздушных линий 35 кВ и выше не надо, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий экономически нецелесообразно.

В настоящее время по экономической плотности тока выбирают сечения кабельных и воздушных линий U_ном= 35-110 кВ, для сетей более высоких номинальных напряжений этот метод служит для выбора исходного сечения метода экономических интервалов.

После того как выбраны сечения проводов для каждого варианта, рассчитываем полные капитальные вложения:

где:

• К_п – повышающий коэффициент (принимается 1€ = 46,6 руб);

• l_л – длина линии, км;

• - кол-во цепей

Результаты расчетов заносим в таблицу (например табл.9)

Таблица 9. Характеристики вариантов сети
Вари- ант	Линия	lл, км	Рmax, МВ∙А	Iр, А	Fэк	Fст	Марка провода	Капиталовложения
								kуд, тыс.руб/км	К, тыс.руб
а	4-1	30	135	393,7	358	400	АСО-400	3052	91560
	1-2	20	75	218,7	199	240	АС-240	2646	52920
	2-3	30	135	393,7	358	400	АСО-400	3052	91560
	Итого по варианту а								236040

Отсутствие возможностей создания запасов электроэнергии, высокая зависимость предприятий от своевременной подачи электроэнергии могут привести к значительному экономическому ущербу при нарушении надежности электроснабжения.

Для обеспечения надежности электроснабжения используются такие методы как:

- повышение надежности элементов системы;

- недогрузка работающего оборудования;

- резервирование систем.

Каждое из этих мероприятий требует дополнительных затрат в систему электроснабжения, но позволяет снизить ущерб от перерывов в электроснабжении. Соизмерение затрат и результатов дает ответ о целесообразных методах и уровне обеспечиваемой надежности. Экономически целесообразная степень надежности при сравнении вариантов (при прочих равных условиях) будет соответствовать минимуму затрат (или приведенных затрат) с учетом ущерба.

Для того чтобы сделать экономическую оценку вариантов, необходимо для каждого варианта схемы рассмотреть случаи когда ремонт одной из линий совпадает с повреждением другой и рассчитать снижение максимума нагрузки ΔΡmax (дефицит мощности) и экономический ущерб У от отключения потребителей в ремонтных режимах.

Результаты расчетов заносятся в таблицу 10

Таблица 10. Экономическая оценка вариантов сети
Вариант	Линия		lп, км	ΔРmax, МВт	Ущерб, тыс.руб/год
	в ремонте	повреждена
а	4-1	1-2
		2-3
	1-2	4-1
		2-3
	2-3	4-1
		1-2

На основании рассчитанных экономических показателей (К и У), производим попарное сопоставление вариантов и делаем соответствующие выводы.

Таблица 9. Пропускная способность и дальность передачи линий 110–1150 кВ

Напряжение линии, кВ	Сечение провода, мм2	Передаваемая мощность, МВт		Длина линии электропередачи, км
		натуральная	При плотносmи тока 1,1 А/ мм2*	предельная при КПД=0,9	средняя (между двумя Соседними ПС)
110 150	70–240 150-300	30 60	13–45 38–77	80 250	25 20
220 330 400 500	240–400 2х240–2х400 3х300–3х400 3х300–3х500	135 360 500 900	90–150 270–450 620–820 770–1300	400 700 1000 1200	100 130 180 280

Выбор сечений проводов

Сечение является важнейшим параметром линий электропередачи. Методики определения сечений проводов и кабелей основаны на поиске экономического сечения, соответствующего минимальным затратам.