1.3 Расчет потоков распределения

Расчетная схема комбинированной сети представлена на рисунке 1.10

Рис. 1.10 Расчетная схема сети

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	17,5	27,82	7,28	28,77	91,9	110
1-2	8,5	24,12	7,26	25,19	78,43	110
2-3	29,5	0,72	1,21	1,41	16,93	110
3-4	4	11,98	6,01	13,4	54,73	110
4-РПП’	18	15,38	7,2	16,98	72,43	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=35):

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 110 кВ	511	500,5	458,5	462	483	528,5
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 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 110 кВ	157,399	458,893	632,947

Построим номограммы экономических интервалов по данным таблицы 6:

Номограмма изображена на рисунке 1.11.

По построенным номограммам выберем сечения:

где Е=0,33 – эффективность капиталовложений,

,

–коэффициент амортизации.

Определим наибольший ток в линии РПП-1:

По номограмме для одноцепной линии 110 кВ определяем, что при ток 150,99 А попадает в экономический интервал сечения 185 мм². Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-185/29.

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:

Получив значение потерь напряжения по участкам, определим общую потерю 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	nц	L ,км	Sуч, МВА	Iрасч, А	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	ΔP, МВт	ΔU, кВ	ΔU, %
РПП-1	1	17,5	28,77	150,99	185/29	0,162	2,835	0,376	6,58	0,0059	1,15	1,05
1-2	1	8,5	25,19	132,21	150/24	0,198	1,683	0,382	3,247	0,0035	0,58	0,53
2-3	1	29,5	1,41	7,4	120/19	0,249	7,346	0,389	11,476	0,00086	0,17	0,15
3-4	1	4	13,4	70,33	150/24	0,198	0,792	0,382	1,528	0,00088	0,17	0,15
4-РПП’	1	18	16,98	89,12	150/24	0,198	3,564	0,382	6,876	0,005	0,95	0,86

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:

Получив значение потерь напряжения по участкам в послеаварийном режиме, определим общую потерю напряжения в аварийном режиме:

Таблица 8 Потери напряжения в послеаварийном режиме

Участок	ΔU, кВ	ΔU, %
2-1	0,058	0,05
3-2	2,69	2,45
4-3	0,47	0,43
РПП-4	2,3	2,1

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