2. Выбор варианта конфигурации сети

Расположение подстанций потребителей приведено на плане местности в техническом задании на проектирование (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 – Расположение источников и потребителей

Составляем варианты конфигурации сети, выбирая для них кратчайшие трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам, расположенным в одном направлении от источника питания, используется одна трасса. Для этого составим схему расстояний между потребителями и источником (рис. 2.2)

Рисунок 2.2 – Протяженность участков на местности (в километрах)

Рассмотрим несколько вариантов сети для электроснабжения группы промышленных предприятий.

Расположение источников электропитания не позволяет рассматривать варианты электроснабжения, построенные по радиальным схемам, так как они изначально будут иметь самые протяженные линии.

Варианты электроснабжения будут построены по радиально-магистральным, комбинированным и кольцевым схемам.

Общая длина линий в одноцепном исполнении равна:

(2.1)

где - длина одноцепных линий, км;

- коэффициент отношения стоимости двухцепной линии к одноцепной;

- длина двухцепных линий, км.

Необходимое количество выключателей складывается из:

- выключателей на подстанции РПП энергосистемы;

- выключателей на подстанциях.

Рисунок 2.3 – Сложно-замкнутая схема, вариант №1

Вариант №1: км, N=9

Рисунок 2.4 – Радиально - магистральная сеть, вариант №2

Вариант№2: , N=9

Рисунок 2.5 –Магистральная сеть, вариант №3

Вариант№3: , N=11

Рисунок 2.6 – Кольцевая сеть, вариант №4

Вариант№4: , N=8

Рисунок 2.6 –Магистральная сеть, вариант №5

Вариант№5: , N=11

Для дальнейшего расчета принимаем вариант 1, 3, 4, так они имеют меньшую протяженность питающих линий, по сравнению с другими вариантами и более высокую надежность.

3. Предварительный расчет отобранных вариантов

В предварительном расчете делается приближенный расчет потокораспределения, выбирается номинальное напряжение и сечения линий, выбранные сечения проверяются по техническим ограничениям в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Определяются общие потери мощности и наибольшая потеря напряжения. Выбираем схемы ОРУ на подстанциях потребителей. Если отобранные варианты имеют равные номинальные напряжения, то выбираются также и трансформаторы на подстанциях потребителей.

Предварительный расчет нужен для того, чтобы с минимальными трудозатратами получить необходимые данные для технико-экономического сравнения отобранных вариантов и выбора из них лучшего.

1. Сложно-замкнутая схема (вариант №1)

Расчетная схема варианта 5 представлена на рисунок 3.1.

Поскольку часть сети – кольцевая, то условно «разрезаем» источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рисунок 3.1 – Расчетная схема варианта №1

Расчетная схема имеет две кольцевые линии. Воспользуемся формулой расчета мощности с двухсторонним питанием:

(3.1)

где – поток мощности на головном участке;

– i-тая нагрузка;

– общая длина кольцевой линии;

– расстояние от места подключения i-той нагрузки до источника

Для участка 2-3 на рисунке 3.1 полная мощность будет равна:

Мощность на линии 1-3 вычислим по закону Кирхгофа:

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично и заносим результаты в таблицу 3.1, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке РПП-1.

(3.2)

где – расстояние между потребителями, км;

– активная мощность, приходящая на одну цепь, МВт.

Определяем величину номинального напряжения на участке 2-3:

кВ

Аналогично проводим расчеты для остальных участков и заносим результаты в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Выбор напряжений для варианта 1

Участок	L, км	n	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	U’, кВ	Uном ,кВ
А-2	49,5	1	60,111	27,9	66,27	139,09	110
2-3	22,4	1	11,462	5,513	12,72	64,49	110
2-5	77,8	1	15,209	6,977	16,73	76,52	110
Б-1	65	1	44,729	20,91	49,38	125,41	110
1-3	26,92	1	9,538	4,587	10,58	59,69	110
1-4	43	1	15,191	6,823	16,65	75,34	110
4-5	65,8	1	9,091	4,123	9,98	59,49	110

Расчет сечений предполагает расчет токов I_нб на каждом участке в режиме максимальных нагрузок по величине передаваемой мощности и количеству параллельных цепей по формуле:

(3.3)

Для сложно-замкнутой схемы цепи по варианту 1 все участки являются одноцепными (= 2), а потоки мощности приведены в табл. 3.1. В послеаварийном режиме весь ток I_п/ав будет протекать с одной стороны кольца. Результаты расчета I_нб и I_п/ав по участкам сведены в табл.3.2.

Таблица 3.2 –Токи для варианта 1 в режиме максимальных нагрузок

Участок	S, МВА	Uном, кВ	Iнб, А	Iп/ав, А
А-2	66,27	110	347,83	606,98
2-3	12,72	110	66,76	273,42
2-5	16,73	110	87,83	140,22
Б-1	49,38	110	259,15	606,98
1-3	10,58	110	55,55	435,80
1-4	16,65	110	87,41	175,23
4-5	9,98	110	52,39	140,22
2-6	22,91	110	120,24	120,24

Для выбора сечения должны быть подготовлены и учтены значения допустимых длительных токов по сечениям(табл.3.3).

Таблица 3.3 – Допустимые длительные токи и минимально допустимые сечения

	610	450	265	175	142
2	240	150	70	35	25

Сначала построим номограммы границ экономических интервалов. Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует ΙΙ району по гололеду и ΙΙΙ по ветровой нагрузке, максимальная температура воздуха +37°С, минимальная - 32°С, среднегодовая +2°С.

Будут использоваться одноцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активное погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл. 3.4. Они взяты из [3, таблицы 6.99 и 6.100], с учетом коэффициента удорожания (здесь принято k_уд = 80), и из [5, таблицы П.1].

Таблица 3.4 – Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии	Стоимость сооружения K0i, тыс.руб/км для провода марки:
	АС–70/11	АС–95/16	АС–120/19	АС–150/24	АС–240/32
Одноцепная110кВ	960	960	912	936	1120
Погонное сопротивление, R0i, Ом/км	0,429	0,306	0,249	0,198	0,1182

Определяем наибольшее значение параметра по формуле :

(3.4)

где -эффективность капиталовложений;

- время наибольших потерь, час;

-стоимость потерь электроэнергии, руб./кВт ч;

-норма отчисления на амортизацию и обслуживание.

Примем

кВт/руб.

Определяем граничный ток для одной из пар сечений F_i=240 мм² и F_i+1=150 мм² для одноцепной линии 110 кВ:

(3.5)

А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично. Результаты заносим в таблицу 3.5

Таблица 3.5 - Граничные токи между сечениями

Пары сечений	120/150	120/240	150/240
Одноцепная 110 кВ	303	558	672

Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично.

Построим номограммы экономических интервалов по данным таблицы 3.5 ВЛ на железобетонных опорах.

120\150

150\240

120\240

Рисунок 3.2 – Номограммы экономических интервалов

Для данного значения числа часов использования максимума

ч.

Теперь по построенным номограммам выберем сечения. Для этого нужно найти значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

Определим время наибольших потерь по формуле:

(3.5)

ч.

В качестве приемлемого срока окупаемости примем года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложе-ний составит Е=1/Т_ок=0,33. Стоимость потерь электроэнергии принимаем 0,8 руб/кВт·ч. Норму отчислений на амортизацию и обслуживание на основании [3 – таблица 6.32] примем α = 0,028.

Тогда:

Ток попадает в экономический интервал сечения 240 мм², следовательно, для данного участка выбираем провод АС-240/32.

Для остальных участков расчет аналогичен.

Токи на участках значительно ниже длительно допустимых для проводов выбранных сечений, следовательно, провода проходят проверку по длительно допустимому току.

Определим активное, реактивное сопротивление линии по формулам:

(3.6)

(3.7)

где -длина участка, км;

-количество цепей;

r₀ – активное сопротивление, Ом/км.

х₀ – реактивное сопротивление, Ом/км

Активное погонное сопротивление r₀ = 0,12 Ом/км, реактивное погонное сопротивление х₀= 0,405 Ом/км определим по [11, таблица 3.8].

Потери мощности в линии определяются по формуле:

(3.8)

МВт.

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме определяются по формуле:

(3.9)

(3.10)

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме:

кВ или %

кВ или =15,12%

Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в таблице 3.3.

Таблица 3.6 – Выбранные сечения и некоторые параметры линий сложно замкнутой сети

Участок	L, км	N	Р, МВт	Q,Мвар	S, МВА	Iнб, A	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	X0,Ом/км	X,Ом	ΔР, МВт	ΔU, %
А-2	49,5	1	60,11	27,90	66,27	347,83	240	0,12	5,94	0,41	20,05	2,16	7,57
2-3	22,4	1	11,46	5,51	12,72	66,76	120	0,25	5,58	0,43	9,56	0,07	0,96
2-5	77,8	1	15,21	6,98	16,73	87,83	120	0,25	19,37	0,43	33,22	0,45	4,35
Б-1	65,0	1	44,73	20,91	49,38	259,15	150	0,25	16,19	0,43	27,76	3,26	10,78
1-3	26,9	1	9,54	4,59	10,58	55,55	120	0,25	6,70	0,43	11,49	0,06	0,96
1-4	43,0	1	15,19	6,82	16,65	87,41	120	0,25	10,71	0,43	18,36	0,25	2,38
4-5	65,8	1	9,09	4,12	9,98	52,39	120	0,25	16,38	0,43	28,10	0,13	2,19
2-6	57,0	1	20,80	9,60	22,91	120,24	120	0,25	14,19	0,43	24,34	0,62	4,37

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:

Определим общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей

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.

В послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно выше, чем возможности устройств РПН, которые составляют ±9x1,78 = ±16%. Следовательно, сеть не удовлетворяет условиям по потерям в послеаварийном режиме работы. Так как при сложно замкнутой схеме напряжение всех участков должно быть одинаково, увеличение напряжения до 220 кВ будет экономически нецелесообразно