Варианты сетей представлены на рисунках 1.13-1.16

5

1

РЭС

4

2 3

Рисунок 1.13 - Радиальная сеть

5

1

РЭС

3 4

2

Рисунок 1.14 -Радиально-магистральная сеть:

1 5

РЭС

4

2 3

Рисунок 1.15 - Смешанная сеть

1 5

РЭС

4

2 3

Рисунок 1.16 - Сложнозамкнутая сеть

Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях – одна засечка соответствует одно цепной ЛЭП, две – двух цепной;

В курсовом проекте рекомендуется синтезировать множество вариантов радиально-магистральной и смешанной конфигурации, с последующим анализом и отбором наиболее целесообразных.

1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов.

При проектировании районной сети одновременно с выбором вариантов схемы конфигурации решается вопрос выбора номинального напряжения сети, выбора сечений воздушных линий и основного электрооборудования подстанций сети. Комплексное решение этих вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов конфигурации сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно, при следующих допущениях:

- не учитывается емкостная проводимость воздушных линий;

- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме максимальных нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;

- распределение потоком мощности по участкам замкнутой сети (кольцевой, сложно замкнутой) вычисляется при условии равенства сечений проводов отдельных участков. Это позволяет производить расчет потокораспределения не по сопротивлениям участков, а по их длинам.

Поскольку в п. 1.3 компенсирующие устройства были распределены по потребителям таким образом, что их коэффициенты мощности стали одинаковыми, то расчет потокораспределения по активной и реактивной мощностям можно производить независимо друг от друга.

1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (Рисунок 1.17).

1 5

Р₀₁

0 Р₀₅

РЭС

Р₀₂ P₀₃ 4

2 3

P₃₄

Рисунок 1.17

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа

P₃₄ = P₄

P₃₄ = 11 Мвт

P₀₃ = P₃₄ + P₃

P₀₃ = 11 + 15 = 26 Мвт

P₀₁ = P₁

P₀₁ = 20 МВт

P₀₂= P₂

P₀₂= 25 МВт

P₀₅ = P₅

P₀₅ = 8 МВт

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по tgφ_ср.взв.

Q_ij=P_ijtgφ_ср.взв. ;

Q₀₁=P₀₁tg φ_ср.взв. =200,264= 5,29Мвар

Полные нагрузки участков сети

S_ij=;

S₀₁=== 20,69 МВА

Расчеты для остальных участков производим аналогично.

Результаты вычислений заносим в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 – Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5
Р, мВт	20,0	25,0	26,0	11,0	8,0
Q, Мвар	5,29	6,61	6,87	2,91	2,12
S, Мва	20,7	25,9	26,9	11,4	8,3

1.6.1.2. Выбор номинального напряжения сети.

Шкала номинальных напряжений электрических сетей России установлена ГОСТ 21128-83.

В России получили распространение две системы напряжения электрических сетей класса 35 кВ и выше: 35-110-220-500-1150 кВ и 35-110(150) -330-750 кВ. первая система применяется в большинстве ОЭС, вторая после разделения СССР осталась только в ОЭС Северо-Запада. Кроме того, в ОЭС Центра и Северного Кавказа при основной системе 35-110-500 кВ ограниченное распространение получили также сети 330 кВ.

Напряжение 110 кВ имеет наибольшее распространение для распределительных сетей во всех ОЭС России независимо от принятой системы напряжения. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции, что и сети 110 кВ, но применяются только в Кольской энергосистеме и поэтому это напряжение не рекомендуется к использованию для вновь проектируемых сетей, за исключением тех районов, где оно уже применяется. В учебном проектировании использование этого номинального напряжения допускается независимо от района проектирования.

Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее экономические показатели, так и на технические характеристики.

При повышении номинального напряжения сети снижаются потери мощности и электроэнергии, уменьшаются сечения проводов, растет предельная передаваемая мощность, облегчается бедующее развитие сети, но увеличиваются капитальные затраты на оборудование, вследствие роста затрат на изоляцию.

Определяющими факторами, влияющими на выбор напряжения сети, являются передаваемая мощность и расстояние, на которое она передается.

При решении вопросов выбора напряжения районной сети можно пользоваться эмпирической формулой Стилла:

U_opij=16, (1.17)

где Р_ij – активная мощность передаваемая по линии, (МВт);

l_ij – длина линии (км).

Эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощности, не превышающей 60 МВт.

Более универсальной является формула Г.А. Илларионова, которая дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

(1.18)

Для принятия окончательного решения о величине номинального напряжения необходима не только оценка технических свойств, но и расчет экономической целесообразности принятого решения. Поэтому выбор номинального напряжения сети проводится повариантно: выполняются расчеты при нескольких возможных (ближайших к U_op⁾ номинальных напряжениях и для каждого из них определяются приведенные затраты. Окончательное решение принимается на основе технико-экономического сравнения вариантов таким образом, чтобы обеспечить экономичную работу сети и необходимые технические требования - качество напряжения, малые потери мощности и энергии.

Пример 1.6. Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.17 заданы в таблице 1.9. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла

По формуле Илларионова

Таким образом, с учетом дальнейшего выбора номинального напряжения из шкалы стандартных значений обе формулы дают одинаковый результат.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.9.

Таблица 1.9 – Выбор номинального напряжения

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5
Длина, lij , км	35,0	35,0	45,0	40,0	55,0
Рij, Мвт	20,0	25,0	26,0	11,0	8,0
Uорij, кВ	82,3	87,0	93,6	73,3	73,3

За номинальное напряжения линии - Uн принимается стандартное ближайшее к U_opij . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.

Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:

1. номинальное напряжение Uн=110 кВ;

2. номинальное напряжение Uн=150 кВ.

3. Выбор сечения проводов ЛЭП.

Проблема выбора сечения проводников является технико-экономической в результате решения которой требуется найти оптимальное соотношение между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанными с потерями энергии в ней. С увеличением площади сечения увеличивается расход металла и следовательно увеличиваются капитальные затраты, но уменьшаются потери энергии и следовательно одна из составляющих ежегодных издержек.

Решение указанной задачи выбора сечений может быть выполнено различными методами:

1. по методу экономической плотности тока /3/;

2. по экономическим интервалам нагрузки /4/;

3. непосредственным сравнением вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Согласно методу экономической плотности тока выбор сечения осуществляется по выражению

, (1.19)

где I - расчетный ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии;

j_э - экономическая плотность тока, принимаемая в зависимости от конструкции ЛЭП (кабельная или воздушная), материала проводников и времени использования наибольших нагрузок Т_М.

Сечение, рассчитанное по 1.19, округляется до ближайшего стандартного значения.

Основным достоинством выбора площади сечения проводников линий по нормативной экономической плотности тока является его простота.

Однако такой подход имеет много недостатков. Действительно, расчетная площадь сечения проводников, определяемая по формуле (1.19), обычно не совпадает со стандартной, поэтому приходится производить округление. При определении экономической плотности тока полагается, что соблюдается линейная зависимость между капитальными затратами и площадью сечения проводников. Анализ укрупненных показателей стоимости линий на унифицированных опорах свидетельствует о том, что во многих случаях такая зависимость отсутствует, так как на одних и тех же опорах может быть подвешен провод различного сечения. Не учитывается различие стоимости 1 км линии в зависимости от материала и типа опор, расчетных климатических условий района сооружения сети. Удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии принимаются одинаковыми для различных регионов.

Некоторые из перечисленных недостатков устраняются при подходе к выбору площади сечения проводников на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки. Такие интервалы образуются пересечением кривых приведенных затрат построенных для различных сечений в зависимости от тока нагрузки линии. При этом учитывается число цепей, тип и материал опор воздушных линий, расчетные климатические условия.

По сравнению с нормативной экономической плотностью тока экономические интервалы нагрузки позволяют учитывать дискретность шкалы стандартных площадей сечений проводников и конкретные условия сооружения линии. При их построении условие линейности зависимости капитальных затрат от площади сечения не обязательно. Однако следует отметить, что для эффективного использования экономических интервалов нагрузки они должны периодически пересматриваться. Резкое увеличение стоимости материалов, оборудования и тарифов на электроэнергию привело к тому, что использование кривых экономических интервалов, построенных до 1990 года применительно к настоящему времени, вряд ли повышает адекватность принятых технических решений относительно выбора сечений.

Отсутствие достоверной информации о стоимостных показателях элементов линий делает неэффективным применение метода непосредственного сравнения вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Поэтому на основании «Рекомендаций по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше» (утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 284) в учебном проектировании допускается определение сечений ВЛ с напряжение до 500 кВ производить по нормируемой плотности тока. Рекомендуемые значения плотности тока приведены в таблице /7/

Дальнейший расчет вариантов производится для каждого из принятых номинальных напряжений в отдельности.

Рассмотрим расчет для одного из принятых номинальных напряжений – 110 кВ. Расчет для напряжения 150 кВ производится аналогично.

Определяем рабочие токи участков сети.

I_ij=; (1.20)

где n – число цепей линии электропередачи.

Для участка 0-1

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока- j_э (экономическая плотность тока определена в пункте 1.2)

F_opij=, (1.21)

Для участка 0-1

F_op01=

Сечение найденное по экономической плотности тока округляют до ближайшего стандартного с учетом ограничений по короне. С целью исключения явления общей короны в воздушных сетях с номинальным напряжением 110 кВ и более ограничивают минимально допустимые сечения проводов. Согласно ПУЭ для ВЛ 110 кВ минимально допустимое сечение – 70 мм², для ВЛ 150 кВ – 120 мм², для ВЛ 220 кВ – 240 мм². Для ВЛ с номинальным напряжением 330 кВ и выше применяют расщепленную фазу, т.е. каждую фазу ВЛ выполняют из нескольких проводов.

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение Fст=70 мм².

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 – Расчет сечений для U_н= 110 кВ

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5
n	2	2	2	1	1
I, А	54,3	67,9	70,6	59,7	43,4
Fэ, мм2	54,3	67,9	70,6	59,7	43,4
Fст, мм2	70	70	70	70	70

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима.

Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока проверяются по допустимому по нагреву току наиболее тяжелого послеаварийного режима сети. Для разомкнутых сетей наиболее тяжелым послеаварийным режимом является режим выхода из строя одной из цепи двух цепных резервированных участков. При том вся передаваемая мощность будет передаваться теперь по оставшейся в работе цепи. Поэтому аварийный ток такого участка будет равен

I_авij =nI_ij, (1.22)

Условие проверки

I_{доп ij}  I_авij, (1.23)

Величины допустимых токов для проводов марка АС приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 – Допустимые по нагреву длительные токи нагрузки ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминевыми проводами (вне помещений при t = 20ºС)

Сечение, мм2	Допустимые длительные токовые нагрузки, А
35	175
50	210
70	265
95	330
120	380
150	445
185	510
240	610
300	690
400	835
500	945
600	1050

Для участка 0-1

I_ав01=2 I₀₁

I_ав01=254,3=108,6 А ;

I_доп01 =265 А;

I_ав01 < I_доп01

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.12.

Таблица 1.12 – Проверка сечений по допустимому току (U_н= 110 кВ )

Участок	F, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
1	2	3	4	5
0-1	70	265	108,6	70
0-2	70	265	135,72	70
0-3	70	265	141,15	70
3-4	70	265	59,72	70
0-5	70	265	43,43	70

Выбранные сечение на всех участках удовлетворяют условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

В колонку 5 таблицы 1.12 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие 1.23 не выполняется, то принимается ближайшее большее сечение, для которого это условие будет выполнено.

1.6.1.5. Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме.

Одним из требований предъявляемых к системам электроснабжения является соблюдение показателей качества электроэнергии.

Нормы показателей качества электроэнергии (ПКЭ), т.е. их допустимые значения в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети или приемники электрической энергии (точки общего присоединения), устанавливает ГОСТ 13109—97 /6/.

Стандарт устанавливает 11 видов ПКЭ, которые могут быть разделены на три группы.

К первой группе относятся отклонения частотыf и установившееся отклонение напряжения U_у. Поддержание этих ПКЭ возможно общесистемными средствами регулирования частоты и напряжения.

Ко второй группе относятся ПКЭ, характеризующие несинусоидальность формы кривой напряжения, несимметрию и колебания напряжения. Источниками этих искажений напряжения являются, потребители электроэнергии (электроприемники). Для координации электромагнитной совместимости и допустимого уровня помех, вносимых такими устройствами, необходимо проведения технических мероприятий, как на этапе проектирования систем электроснабжения, так и в процессе ее эксплуатации. Вопросы нормирования этих ПКЭ рассматриваются при проектировании конкретных систем электроснабжения и не рассматриваются при проектировании районных сетей.

К третьей группе относятся ПКЭ, характеризующие случайные электромагнитные явления и электротехнологические процессы в системе электроснабжения. К ним относятся провалы напряжения, перенапряжения и импульсы напряжения. В большинстве случаев они возникают в результате коммутаций или разрядов молнии в линии электропередачи.

Показатели КЭ первых двух групп нормируются ГОСТ, и на них установлены два допустимых уровня: нормальный и предельный. ПКЭ третьей группы не могут нормироваться, будучи случайными явлениями, однако статистическая информация о них имеет большое значение для нормальной эксплуатации системы электроснабжения.

Частота f является общесистемным параметром режима электроэнергетической системы и определяется балансом активной мощности. При возникновении дефицита генерируемой мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс генерируемой и потребляемой мощности, при избытке гене­рируемой мощности, наоборот, частота повышается.

Поскольку, как это указывалось в 1.3.1 баланс по активной мощности в рассматриваемом курсовом проекте выполняется с учетом покрытия потерь активной мощности в элементах сети, мощности собственных нужд электростанций, а так же обеспечения необходимого резерва, то, следовательно, частота будет находиться в установленных ГОСТом пределах.

Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии, устанавливаемые стандартом, равны соответственно 5и 10%от номинального напряжения электрической сети.

При проектировании сетей вместо расчета значений отклонения напряжения принято оценивать величину потери напряжения и сравнивать ее с допустимой, устанавливаемой в зависимости от класса напряжения и назначения сети. Проверку по потери напряжения необходимо производить как для нормального, так и для послеаварийных режимов сети.

Для районных электрических сетей на подстанциях, которых установлены трансформаторы, оснащенные устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) допустимую потерю напряжения можно принять равной (1520)для нормального режима максимальных нагрузок и (20-25)% в послеаварийных режимах. При этом проверку на допустимую потерю напряжения можно проводить не для всех узлов сети, а только для так называемых электрически наиболее удаленных точек (ЭНУТ). Для разомкнутых сетей и разомкнутых участков, примыкающих к замкнутым участкам сетей, таковыми являются все конечные точки сети. Для замкнутых сетей в качестве ЭНУТ рассматриваются точки потокораздела.

Изменение напряжения на любом элементе электрической сети зависит от параметров этих элементов и передаваемой мощности. Параметры сети определяются по соответствующим схемам замещения.

Рассмотрим проверку рассматриваемого варианта сети по потери напряжения.

Определим параметры П-образной схемы замещения ЛЭП.

Х_лij=x_oijl_{i j} / n; (1.24)

R_лij=r_oijl_{i j} / n; (1.25)

B_лij= l_{i j} n, (1.26)

где x_oij,r_oij - соответственно погонное индуктивное и активное сопротивления линии участкаi-j, (Ом/км);

b_oij– погонная емкостная проводимость (мкСм/км);

X_лij,R_лij- соответственно индуктивное и активное сопротивления схемы замещения линии участкаi-j(Ом);

B_лij- емкостная проводимость схемы замещения линии участкаi-j(мкСм).

Значения x_o,r_o иb_o приведены в таблице 1.13.

Таблица 1.13 – Расчетные данные ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминиевыми проводами на один км

Сечение провода, мм2	ro, Ом	35 кВ		110 кВ		150 кВ		220 кВ
		xo, Ом/км	bo, мкСм/км	xo, Ом/км	bo, мкСм/км	xo, Ом/км	bo, мкСм/км	xo, Ом/км	bo, мкСм/км
35	0,773	0,445	2,59
50	0,592	0,443	2,65
70	0,420	0,420	2,73	0,440	2,58
95	0,314	0,411	2,81	0,429	2,65
120	0,249	0,403	2,85	0,423	2,69	0,439	2,61
150	0,195	0,398	2,90	0,416	2,74	0,432	2,67
185	0,156	0,384	2,96	0,409	2,82	0,424	2,71
240	0,120			0,401	2,85	0,416	2,75	0,430	2,66
300	0,098			0,392	2,91	0,409	2,80	0,422	2,71
400	0,073			0,382	3,00	0,398	2,88	0,414	2,73
500	0,059							0,410	2,79
600	0,050							0,403	2,84