1. ВВЕДЕНИЕ.


Основные концептуальные подходы к реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей и проект программы технического перевооружения электрических сетей РАО ЕЭС России на 2001-2005 гг. были рассмотрены на совместном заседании НТС РАО ЕЭС России и НС Российской академии наук по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики 2 ноября 2000 г. в Пятигорске.

Определены  проблемные, требующие глубокой научно-технической проработки основополагающие задачи технического перевооружения и реконструкции электрических сетей на длительную перспективу направленные на:

·        Повышение гибкости и управляемости ЕЭС России

·        Обеспечение высокой надежности работы электрических сетей

·        Обновление устаревшего действующего парка основного и вспомогательного силового оборудования ВЛ и подстанций

·        Исследование эксплуатационного ресурса электротехнического оборудования, конструкций и сооружений (в том числе проводов, изоляции, металлических и железобетонных опор) ВЛ

·        Оптимизацию первичных системообразующих и распределительных подстанций

·        Придание качественно нового уровня электрическим сетям в процессе их технического перевооружения и реконструкции

·        Минимизацию коммерческих и технологических потерь в электрических сетях

·        Обеспечение безопасности и экологической приемлемости электрических сетей

Энергосистемам, предприятиям городских электрических сетей и сетей сельскохозяйственного назначения рекомендовано учитывать в проектах разработанные РОСЭП принципы и требования, высокий технический уровень распределительных сетей нового поколения.

Включить в концепцию технического перевооружения и реконструкции ВЛ напряжением 110 кВ и выше раздел по кабельным сетям. Рассмотреть в нем перспективы применения новых типов кабелей с синтетической изоляцией. Распространить концепцию на период 15-20 лет. Расширить перечень содержащихся в ней технических рекомендаций, включив в концепцию перспективные технологии и оборудование:

·        Дискретно управляемые реакторные группы для компенсации зарядной мощности линий электропередачи

·        Сверхпроводимое оборудование: кабели, ограничители токов короткого замыкания, индуктивные накопители электроэнергии (СПИН)

·        Многофункциональные коммутационные аппараты и нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН)

·        Синхронизированные управляемые выключатели

·        Внедрение на ВЛ напряжением 220-750 кВ улучшенной системы подвески проводов для больших переходов, применение многорезонансных гасителей вибрации, использование полимерных изоляторов нового поколения и грозозащитных тросов типа "алюмовед"

·        Подмагничивание магнитопроводов в сетях 110 кВ и выше от тиристорных преобразователей

·        Применение полностью управляемых преобразователей или асинхронизированных синхронных компенсаторов

·        Освоение технологии векторного управления режимами электроэнергетических систем

Рекомендовано разработать в рамках концепции научно-техническую программу создания и освоения новых электросетевых технологий и оборудования с учетом определенных основополагающих задач технического перевооружения и реконструкцию электрических сетей на длительную перспективу.

Предложено более подробно проработать инвестиционные механизмы реализации программ технического перевооружения и реконструкции электрических сетей, учесть при этом недопустимость нецелевого использования амортизационных отчислений в электрических сетях; предусмотреть переоценку соответствующих основных фондов, внесение инвестиционной составляющей в тариф и использование прибыли для целей технического перевооружения и реконструкции электрических сетей.

2. ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители 1 категории, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов. Меньшее количество недопустимо по условию надежности электроснабжения, а большее может быть целесообразным лишь при большом различии нагрузок в часы максимума и минимума и эта целесообразность должна быть доказана технико-экономическим сравнением. Тогда при установке на каждой из подстанций двух трансформаторов мощность каждого из них должна соответствовать условию:

S_ном(0,65-0,7)×S

где S – общая нагрузка подстанции на трансформаторы.

ПС1:  S_ном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×12/0,87=(9-9,7) МВА

ПС2:  S_ном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×20/0,87=(15-16) МВА

ПС3:  S_ном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×57,4/0,87=(42,9-46) МВА

ПС4:  S_ном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×32,1/0,87=(24-25,8) МВА

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с РПН в нейтрали 16%; 9 ступеней, дающее возможность регулировать напряжение в течение суток, с паспортными величинами которые заносим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1

ПС	Тип трансформатора	Snom МВА	Сочетание напряжений		Рхх  МВт	Ркз  МВт	uk%	Ixx%	Rт  Ом	Хт  Ом
			ВН	НН
1	ТДН-10000/110	10	115	11	0,014	0,06	10,5	0,9	7,935	138,863
2	ТДН-16000/110	16	115	11	0,021	0,09	10,5	0,8	4,649	86,789
3	ТРДН-40000/110	40	115	10,5	0,042	0,16	10,5	0,7	1,323	34,716
4	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	0,025	0,12	10,5	0,75	2,539	55,545

[2, с.377, П.3-2]

R_Т и Х_Т – приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора, которые определены по формулам:

               

                          [2, с.239, ф.11-2]                             [2, с.240, ф.11-5]
R_Т1 = 0,06×115²/10² = 7,935 Ом        Х_Т1 = 10,5×115²/100×10 = 138,863 Ом

R_Т2 = 0,09×115²/16² = 4,649 Ом        Х_Т2 = 10,5×115²/100×16 = 86,789 Ом

R_Т3 = 0,16×115²/40² = 1,323 Ом         Х_Т3 = 10,5×115²/100×40 = 34,716 Ом

R_Т4 = 0,12×115²/25² = 2,539 Ом        Х_Т4 = 10,5×115²/100×25 = 55,545 Ом

3. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК К ВЫСШЕЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ В МИНИМАЛЬНОМ И МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.
3.1. Максимальный режим.

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cosj.

Тогда    S = P/cosj;         

Q₁ =  Мвар

Q₂ =   Мвар

Q₃ =   Мвар

Q₄ =   Мвар

Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.

        [2, с.247, ф.11-9,11-10]

 S_m1=0,06×(13,793/10)²/2+j10,5×13,793²/(200×10) = 0,057+j0,999 МВА

 S_m2=0,09×(22,989/16)²/2+j10,5×22,989²/(200×16) = 0,093+j1,734 МВА

 S_m3=0,16×(65,977/40)²/2+j10,5×65,977²/(200×40) = 0,218+j5,713 МВА

 S_m4=0,12×(36,897/25)²/2+j10,5×36,897²/(200×25) = 0,057+j0,999 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

       S`_пр=S+DS_m

S`_пр1=(12+j6,801)+(0,057+j0,999)=(12,057+j7,8) МВА

S`_пр2=(20+j11,335)+(0,093+j1,734)=(20,093+j13,069) МВА

S`_пр3=(57,4+j32,53)+(0,218+j5,713)=(57,618+j38,243) МВА

S`_пр4=(32,1+j18,192)+(0,057+j0,999)=(32,231+j21,051) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

   [2, с.246, ф.11-7]

DS₁ = 2×0,014+j(2×09×10/100) = (0,028+j0,18)  МВА

DS₂ = 2×0,021+j(2×0,8×16/100) = (0,042+j0,256)  МВА

DS₃ = 2×0,042+j(2×0,7×40/100) = (0,084+j0,56)  МВА

DS₄ = 2×0,025+j(2×0,75×25/100) = (0,05+j0,375)  МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне трансформатора

      S_пр=S`_пр+S_хх

S_пр1 = (12,057+j7,8)+(0,028+j0,18) = (51.54+j35.59)  МВА

S_пр2 = (20,093+j13,069)+(0,042+j0,256) = (47.95+j32.93)  МВА

S_пр3 = (57,618+j38,243)+(0,084+j0,56) = (19.53+j13.54)  МВА

S_пр4 = (32,231+j21,051)+(0,05+j0,375) = (36+j24.54)  МВА
3.2. Минимальный режим.

Активная нагрузка на низшей стороне в минимальном режиме определяется как 70% нагрузки в максимальном режиме.

Р = Р_МАКС×70/100

Р₁ = 12×70/100 = 8,4 МВА

Р₂ = 20×70/100 = 14 МВА

Р₃ = 57,4×70/100 = 40,18 МВА

Р₄ = 32,1×70/100 = 22,47 МВА

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cosj.

Тогда    S = P/cosj;         

Q₁ =  Мвар

Q₂ =   Мвар

Q₃ =   Мвар

Q₄ =   Мвар

Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.

        [2, с.247, ф.11-9,11-10]

 S_m1=0,06×(10,12/10)²/2+j10,5×10,12²/(200×10) = 0,031+j0,538 МВА

 S_m2=0,09×(16,867/16)²/2+j10,5×16,867²/(200×16) = 0,050+j0,934 МВА

 S_m3=0,16×(48,41/40)²/2+j10,5×48,41²/(200×40) = 0,117+j3,076 МВА

 S_m4=0,12×(27,072/25)²/2+j10,5×27,072²/(200×25) = 0,070+j1,539 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

       S`_пр=S+DS_m

S`_пр1=(8,4+j5,645)+j(0,031+j0,538)=(8,431+j6,183) МВА

S`_пр2=(14+j9,408)+j(0,050+j0,934)=(14,05+j10,342) МВА

S`_пр3=(40,18+j27,001)+j(0,117+j3,076)=(40,297+j30,077) МВА

S`_пр4=(22,47+j15,1)+j(0,070+j1,539)=(22,54+j16,639) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

   [2, с.246, ф.11-7]

DS₁ = 2×0,014+j(2×09×10/100) = (0,028+j0,18)  МВА

DS₂ = 2×0,021+j(2×0,8×16/100) = (0,042+j0,256)  МВА

DS₃ = 2×0,042+j(2×0,7×40/100) = (0,084+j0,56)  МВА

DS₄ = 2×0,025+j(2×0,75×25/100) = (0,05+j0,375)  МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне

      S_пр=S`_пр+S_хх

S_пр1 = (8,431+j6,183)+j(0,028+j0,18) = (8,459+j6,363)  МВА

S_пр2 = (14,05+j10,342)+j(0,042+j0,256) = (14,092+j10,598)  МВА

S_пр3 = (40,297+j30,077)+j(0,084+j0,56) = (40,381+j30,637)  МВА

S_пр4 = (22,54+j16,639)+j(0,05+j0,375) = (22,590+j17,014)  МВА
Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1.

ПС	Тип трансформатора	кол-во		P	Q	DPm	DQm	P'пр	Q'пр	DPxx	DQxx	Pпр	Qпр
-	-	-	-	МВт	Мвар	МВт	Мвар	МВт	Мвар	МВт	Мвар	МВт	Мвар
1	ТДН-10000/110	2	Максимальный режим работы сети	12	6,801	0,057	0,999	12,057	7,800	0,028	0,18	12,085	7,980
2	ТДН-16000/110	2		20	11,335	0,093	1,734	20,093	13,069	0,042	0,256	20,135	13,325
3	ТРДН-40000/110	2		57,4	32,530	0,218	5,713	57,618	38,243	0,084	0,56	57,702	38,803
4	ТРДН-25000/110	2		32,1	18,192	0,131	2,859	32,231	21,051	0,05	0,375	32,281	21,426
1	ТДН-10000/110	2	Минимальный режим работы сети	8,4	5,645	0,031	0,538	8,431	6,183	0,028	0,18	8,459	6,363
2	ТДН-16000/110	2		14	9,408	0,050	0,934	14,050	10,342	0,042	0,256	14,092	10,598
3	ТРДН-40000/110	2		40,18	27,001	0,117	3,076	40,297	30,077	0,084	0,56	40,381	30,637
4	ТРДН-25000/110	2		22,47	15,100	0,070	1,539	22,540	16,639	0,05	0,375	22,590	17,014

Составляем Г-образную схему замещения трансформатора на которой в верхней строке показываем мощности соответствующие минимальному режиму, а в нижней строке показываем мощности соответствующие максимальному режиму работы.





4. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА  СИСТЕМЫ
Предлагаемые варианты схем электрической сети должны в одинаковой степени отвечать требованиям надежности электроснабжения и в тоже время по возможности меньше требовать для своего исполнения коммутационной аппаратуры и протяженности линий. Разработка вариантов ведется комплексно, то есть схема сети намечается с учетом схем коммутации подстанций, числа присоединений, взаимного географического положения подстанций, баланса мощностей района.

По заданным координатам подстанций в масштабе М1:10⁶ (в 1 мм – 1 км) найдем место расположения подстанций и наметим два различных варианта схемы электрической сети.

В первом варианте примем разомкнутую сеть. При питании подстанций с ответственными потребителями от разомкнутой сети, необходимо питать их от двух линий. Линия С-3 и  одноцепная, так как связь с другим районом обеспечивает надежность питания подстанции.

Во втором варианте примем простую замкнутую сеть с одноцепными ЛЭП.
     ВАРИАНТ 1.                                  ВАРИАНТ 2.

                                               





          Рис.4.1                                            рис. 4.2
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ ДВУХ ВАРИАНТОВ В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ ДО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ
5.1. Расчет первого варианта.

5.1.1. Расчет линии 2-1.

Линия двухцепная, длиной 18 км. U_ном=110 кВ.

Мощность в конце линии 2-1 равна S_пр.пс1 плюс мощность, уходящая в другой район системы. S₂=S_пр.пс1+S

S₂ = 12,085+j7,98+10+j4= 22,085+j11,98== 25,125 МВА

Определяем ток линии



Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен

I_норм.р = 131,8/2 = 65,9 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

I_р = I_норм.р×a_i×a_T = 65,9×1.05×1 = 69,2 А

a_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, который для линий 110-220 кВ можно принять равным 1,05; что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

 a_T – коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки, номинального напряжения линии и коэффициента участия в максимуме нагрузки.

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и по [5.с.280.] для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 95 мм² с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 80 А.

Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I_0ДОП=330 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=131,8 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм. Конструктивная схема принятой опоры для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.1.
Определяем индуктивное сопротивление на один километр

.            [2.с.70.ф.3-6]
                1

			Д1-2 = Д2-3 == 4,27 м Д3-1 = 4+4 = 8 м Дсрюг= =       = 5,26 м = 5260 мм [2, с.69.ф.3-5]

                   3,5 м            4 м

     2
                                    4 м 
             3
         

                  рис.5.1.

Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

          [2.с.213.ф.10-5]

Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = ×Ro×l = ×0,299×18 = 2,691 Ом           [2.с.67.ф.3-1]

X = ×Xo×l = ×0,432×18 = 3,889 Ом           [2.с.72.ф.3-9]

где n число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

      [2.с.215.ф.10-8б]

Составляем «П»-образную схему замещения




S_кон = 22,085+j11,98-j0,571 = (22,085+j11,409) МВА



S_нач = 22,085+j11,409+0,14+j0,203 = (22,225+j11,612) МВА

S_1-2 = 22,225+j11,612-j0,571 = (22,225+j11,041) МВА
5.1.2. Расчет линии С-2.

Линия двухцепная, длиной 18 км. U_ном=110 кВ.

Мощность в конце линии S₂=S_пр.пс2+S_2-1

S₂ =22,225+j11,041+20,135+j13,325=42,36+j24,366== 48,868 МВА

Определяем ток линии



Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен

I_норм.р = 256,5/2 = 128,2 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

I_р = I×a_i×a_T = 128,2×1.05×1 = 134,66  А

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 120 мм² с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 150А.

Принимаем провод АС-150/24 с допустимым током I_0ДОП=445 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=256,5 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.194 Ом/км, d=17,1 мм.
Определяем индуктивное сопротивление на 1 км.



Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.



Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = ×Ro×l = ×18×0,194 = 1,746 Ом

X = ×Xo×l = ×18×0,417 = 3,756 Ом

где n число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП


Составляем «П»-образную схему замещения


S_кон =42,36+j24,366-j0,592=(42,36+j23,774) МВА



S_нач=42,36+j23,774+0,345+j0,741 =(42,705+j24,515) МВА

S_С-3=42,705+j24,515-j0,592=(42,705+j23,923) МВА
5.1.3. Расчет линии 3-4.

Линия двухцепная, длиной 25 км. U_ном=110 кВ.

Мощность в конце линии S₂=S_пр.пс4

S₂ = 32,281+j21,426 = = 38,745 МВА

Определяем ток линии



Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен

I_норм.р = 203,4/2 = 101,7 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

I_р = I×a_i×a_T = 101,7×1.05×1 = 106,8  А

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 120 мм² с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 150А.

Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I_0ДОП=330А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=101,7 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм.
Определяем индуктивное сопротивление на 1 км.



Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.



Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = ×Ro×l = ×25×0,299 = 3,737 Ом

X = ×Xo×l = ×25×0,432 = 5,401 Ом

где n число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП


Составляем «П»-образную схему замещения


S_кон =32,281+j21,426-j0,793=(32,281+j20,633) МВА



S_нач=32,281+j20,633+0,464+j0,67 =(32,745+j21,303) МВА

S_С-3=32,745+j21,303-j0,793=(32,745+j20,51) МВА
5.1.4. Расчет линии С-3.

Линия одноцепная, длина 20 км. U_ном=110 кВ.

Мощность в конце линии С-3 равна S₂=S_пр.пс3+S_3-4 за вычетом мощности, приходящей из другого района системы.

S₂=32,745+j20,51+57,702+j38,803-42-j20=(48,447+j39,313) МВА



где I - ток линии, а I_норм.р –ток нормального режима.

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

I_p = a_ia_тI_норм = 1,05×1×327,5 = 343 А

Хотя линия и одноцепная, но ее нужно проверить по нагреву не только по току нормального режима, но и аварийному, так как отключение линии связи с другим районом увеличит ее загрузку до  S₂=S_пр.пс3+S_3-4

.

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-3, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 240 мм² с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 370 А.

Принимаем провод АС-240/39 с допустимым током I_0ДОП=610А, что больше тока нормального режима работы и аварийного тока I=567,7А Ro=0.122 Ом/км, d=21,6 мм. Конструктивная схема принятой опоры [3.с.394.] для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.5.

                             1                                                         

        
                                     4 м

                    3,5 м

                                       2

   3
 
         
         рис.5.5.

                                                                         [2.с.69.ф.3-5]

Определяем индуктивное сопротивление на один километр

.           

Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

         

Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = Ro×l = 0,122×20 = 2,44 Ом                        

X = Xo×l = 0,401×20 = 8,016 Ом                      

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

     

Составляем «П»-образную схему замещения




S_кон = 48,447+j39,313-j0,343 = (48,447+j38,97) МВА



S_нач = 48,447+j38,97+0,785+j2,579 = (49,232+j41,549) МВА

S_1-2 = 49,232+j41,549-j0,343 = (49,232+j41,206) МВА
5.2. Расчет второго варианта.

5.2.1. Нагрузки узлов в максимальном режиме и расчет потокораспределения в нормальном режиме работы.

ПС1: S_у1 = S_ПР1+ S_ух = 12,085+j7,98+10+j4 = 22,085+j11,98 МВА

ПС2: S_у2 = S_пр2 = 20,135+j13,325 МВА

ПС3: S_у3 = S_пр3- S_прих = 57,702+j38,803-42-j20 = 15,702+j18,803 МВА

ПС4: S_у4 = S_пр4 = 32,281+j21,426 МВА

ПС «С»-балансирующий узел, по которому и «разрежем» замкнутую сеть, превратив её в линию с двухсторонним питанием.
  47,708+j31,333  27,573+j18,008    5,488+j6,028        26,793+j15,398  42,495+j34,201

 

С      18 км           2     18 км         1      30 км           4     25 км          3     20 км.     С’
          20,135+j13,325       22,085+j11,98           32,281+j21,426         15,702+j18,803

рис.5.7

Находим поток на головном участке, подставляя в формулу все нагрузки с одинаковым знаком, так как в точках 1,2,3,4 только потребители.

Остальные потоки мощности, в том числе и S_С-3 найдем по 1 закону Кирхгофа непосредственно по рис.5.7.

Сделаем проверку правильности расчетов повторно определив S_С-3, как поток головного участка.


Результат совпал с предыдущим значением, значит расчет потокораспределения был правильным 

5.2.2. Расчет потокораспределения в аварийных режимах и выявление наиболее тяжелого режима.

   отключена         20,135+j13,325       42,22+j25,305   74,501+j46,731   90,203+j65,534                                                          
  

C                    2                1                  4                3           C’

          20,135+j13,325      22,085+j11,98        32,281+j21,426      15,702+j18,803
    20,135+j13,325         отключена       22,085+j11,98       54,366+j33,406  70,068+j52,209






C                    2                1                   4              3            C’

          20,135+j13,325     22,085+j11,98          32,281+j21,426     15,702+j18,803
  42,22+j25,305       22,085+j11,98      отключена        32,281+j21,426    47,983+j40,229






C                    2                1                  4                3           C’

          20,135+j13,325     22,085+j11,98         32,281+j21,426      15,702+j18,803
  74,501+j46,731     54,366+j33,406   32,281+j21,426        отключена       15,702+j18,803

 

C                    2                1                  4                3           C’
          20,135+j13,325      22,085+j11,98        32,281+j21,426       15,702+j18,803
    90,203+j65,534    70,068+j52,209   47,983+j40,229    15,702+j18,803       отключена




С                  1                2                  4                3         С’
           20,135+j13,325       22,085+j11,98        32,281+j21,426      15,702+j18,803

рис.5.8

Сравнивая потоки мощности по вертикали против каждой линии находим наибольшие аварийные мощности для линий:
5.2.3. Выбор сечений проводов линий, проверка их по нагреву в нормальном и наиболее тяжелом для данной линии аварийном режимах.

Проделаем это в табличной форме.

Таблица 5.1

ЛЭП	Нормальный режим работы				Наиб. Авар.		Ip	Эконом. Сечение	Пред. эконом нагрузка	Принятое сечение	Io доп (проверка по нагреву)
	P	Q	S	I	Sab	Iab
-	МВА		МВА	А	МВА	А	А	мм
С-2	47,708	31,333	57,077	299,6	111,496	585,2	314,6	240	370>314,6	АС-240/39	610>299,6    610>585,2
2-1	27,573	18,008	32,933	172,9	87,38	458,6	181,5	185	230>181,5	АС-185/29	510>172,9    510>458,6
1-4	5,488	6,028	8,152	42,79	62,616	328,6	44,93	120	125>44,93	АС- 95/16	330>42,79    330>328,6
3-4	26,793	15,398	30,902	162,2	87,944	461,6	170,3	185	230>170,3	АС-185/29	510>162,2   510>461,6
С-3	42,495	34,201	54,548	286,3	111,496	585,2	300,6	240	370>300,6	АС-240/39	610>286,3   610>585,2

5.2.4. Определение параметров линии проделаем в табличной форме.

Таблица 5.2

ЛЭП	Ro	d	Xo	Bo	L	R	X	Qзар/2
	Ом/км	мм	Ом/км	см/км	км	Ом	Ом	Мвар
С-2	0,122	21,6	0,401	2,835×10-6	18	2,196	7,214	0,309
2-1	0,159	18,8	0,409	2,772×10-6	18	2,862	7,37	0,302
1-4	0,299	13,5	0,430	2,634×10-6	30	8,97	12,905	0,478
3-4	0,159	18,8	0,409	2,772×10-6	25	3,975	10,236	0,419
С-3	0,122	21,6	0,401	2,835×10-6	20	2,44	8,016	0,343

5.2.5. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности.


Так как в узлах 1,2,3,4 только потребление реактивной мощности, то по 1 закону Кирхгофа зарядная мощность во всех узлах будет вычитаться.

5.2.6. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности и по формулам через сопротивления линий.

Поток головного участка S_С-2:



Проверка S_C’-3:

Результат совпал с ранее вычисленным, значит расчет потокораспределения выполнен правильно.
5.1.7. Расчет потерь мощности.



5.2.8. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.

Снос производим на точки «С» балансирующего узла от точки потокораздела «4» (рис.5.10.) используя 1 закон Кирхгофа.


   



6. ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ

Согласно норм технологического проектирования сетей, исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов), вида ПС, напряжения на высшей стороне ПС, принимаем следующие схемы ПС на высшем напряжении:

Вариант 1:

ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель

ПС2 число присоединений 6 +1секционный выключатель

ПС3 число присоединений 6 +1секционный выключатель

ПС4 число присоединений 4

Для подстанций 1,2,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции 4 – два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны шин.

 Вариант 2:

ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель

ПС2 число присоединений 4

ПС3 число присоединений 5 +1секционный выключатель

ПС4 число присоединений 4

Для подстанций 1,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции 2,4 – мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.

 Для подстанции «С» в   обеих вариантах - две рабочие системы шин с обходной, так как предполагается, что это мощная узловая подстанция с большим числом присоединений.
7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

К основным техническим показателям относятся: надежность электроснабжения и долговечность объекта в целом и отдельных его частей, условия обслуживания, количество обслуживающего персонала, расход цветного металла на провода, величина номинального напряжения сети.

Сравнение вариантов по таким показателям как надежность электроснабжения, оперативная гибкость схемы, качество напряжения обычно не проводиться, так как по этим показателям рассматриваемые варианты должны удовлетворять в одинаковой степени. В сравнении также не учитываются трансформаторы и потери в них, РУ низшего напряжения, так как они в обоих вариантах одинаковые.

Расчетные приведенные затраты, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии

З=0,12×К+И_а,р+И_пот,        [2, стр. 84, ф. 4-17]

где К - капитальные затраты получаем умножением УПС на число единиц оборудования и учитывая коэффициент увеличения стоимости (К_ув=10) по сравнению со стоимостью на год составления справочника.

И_а,р- ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

,

И_пот- стоимость потерянной электроэнергии.

,

где DР – в часы максимального режима.

t- время наибольших потерь. Без учета влияния cosj определим по формуле



b - стоимость потерянного кВт_*ч равная 0,28 руб/кВтч или 280 руб/МВт_*ч
Экономически целесообразным оказался второй вариант, у которого меньше не только приведенные расчетные затраты, но и меньше капиталовложения. Поэтому дальнейшие расчеты ведем для второго варианта. 

Экономические показатели первого варианта                                                    Таблица 7.1.

№	Наименование элементов сети	Тип оборудования	Район	УПС	Кол-во	К	0,12 К	a	Иа,р	DP	t	Ипот	З
				т.руб	км, шт	т.руб	т.руб	%	т.руб	МВТ	ч	т.руб	т.руб
1	ЛЭП С-3	АС-240/39	3	151	20	3020	362,40	2,8	84,56	0,785	2405	528,62	975,58
2	ЛЭП 3-4	2*АС-95/16	3	210	25	5250	630,00	2,8	147,00	0,465	2405	313,13	1090,13
3	ЛЭП С-2	2*АС-150/24	3	222	18	3996	479,52	2,8	111,89	0,345	2405	232,32	823,73
4	ЛЭП 2-1	2*АС-95/16	3	210	18	3780	453,60	2,8	105,84	0,14	2405	94,28	653,72
5	Два бл с ОД и н/ав. Пер			363	1	363	43,56	9,4	34,12				77,68
6	Ячейка вык 110кВ в схеме со сборными шинами	Масл. Выключатель		350	23	8050	966,00	9,4	756,70				1722,70
7	Пост ч. ПС без вык на ВН			1300	1	1300	156,00	9,4	122,20				278,20
8	Пост ч. ПС со сб.шинами			2900	4	11600	1392,00	9,4	1090,40				2482,40
		СУММА				37359	4483,08		2452,71	1,735		1168,35	8104,14

Экономические показатели второго варианта                                                    Таблица 7.2.

№	Наименование элементов сети	Тип оборудования	Район	УПС	Кол-во	К	0,12 К	a	Иа,р	DP	t	Ипот	З
				т.руб	км, шт	т.руб	т.руб	%	т.руб	МВТ	ч	т.руб	т.руб
1	ЛЭП С-2	АС-240/39	3	151	18	2718	326,16	2,8	76,10	0,606	2405	408,08	810,34
2	ЛЭП 2-1	АС-185/29	3	138	18	2484	298,08	2,8	69,55	0,246	2405	165,66	533,29
3	ЛЭП 1-4	АС-95/16	3	143	30	4290	514,80	2,8	120,12	0,044	2405	29,63	664,55
4	ЛЭП 3-4	АС-185/29	3	138	25	3450	414,00	2,8	96,60	0,309	2405	208,08	718,68
5	ЛЭП С-3	АС-240/39	3	151	20	3020	362,40	2,8	84,56	0,585	2405	393,94	840,90
6	Мостик с вык. В перемычке	Масл. Выключатель		750	2	1500	180,00	9,4	141,00				321,00
7	Ячейка вык 110кВ в схеме со сборными шинами	Масл. Выключатель		350	14	4900	588,00	9,4	460,60				1048,60
8	Пост ч.прох ПС (мостик)			2100	2	4200	504,00	9,4	394,80				898,80
9	Пост ч. ПС со сб.шинами			2900	3	8700	1044,00	9,4	817,80				1861,80
		СУММА				35262	4231,44		2261,14	1,79		1205,39	7697,96

8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Расчет ведем по формулам:

[2, с. 226, ф. 10-14]

[2, с. 223, ф. 10-11]

Исходное напряжение задано в узле «С» U_С=115 кВ, поэтому с него и начинаем.

Поперечная составляющая в сети 110 кВ на результат расчета не сказывается. Поэтому в расчетах ее учитывать не будем.


U₂=DU_(С-2)=115-2,926=112,074 кВ



U₁=DU_(2-1)=112,074-1,84=110,234 кВ



U₄=DU_(2-1)=110,234-1,083=109,151 кВ



U₃=DU_(4-3)=109,151+2,407=111,558 кВ



U_С=DU_(С-3)=111,558+3,388=114,946 кВ
Уровни напряжений на подстанциях:

«С»-115 кВ; ПС1-110,234 кВ; ПС2-112,074 кВ; ПС3-11,558 кВ; ПС4-109,151 кВ
9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МИНИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Выбор сечений проводов проводился в электрическом расчете при максимальных нагрузках потребителей. Но так как нагрузки в течение суток изменяются, то необходимо произвести расчет и при минимальных нагрузках. В этом режиме отдельные линии снизят свою нагрузку, другие, наоборот, могут увеличить. Это вызовет увеличение нагрева проводов этих линий. Изменяться потери и уровни напряжения, потери мощности во всех линиях и трансформаторах. С целью проверки проводов по нагреву и определения уровней напряжения при минимальных нагрузках потребителей производится дополнительный расчет. Методика расчета остается прежней. Различие лишь в том, что трансформаторы и сечение проводов уже известны, а поэтому в расчете минимального режима пересчитываются потери мощности в обмотках трансформаторов, ведется расчет потокораспределения сразу через сопротивления линий, рассчитываются потери мощности и потери и уровни напряжения. После расчета производится проверка по нагреву и анализируются уровни напряжения.
Расчет аналогичный (см. выше) не приводится для сокращения размера файла.
Проверку проводов на нагрев в минимальном режиме работы проведем в табличной форме.

Таблица 9.1.



10. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОДНОГО, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЕЛОГО АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

10.1. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности при отключении линии 3-4

10.2. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности.


10.3. Расчет потерь мощности.



10.4. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.


   
Исходное напряжение задано в узле «С» U_С=115 кВ, поэтому с него и начинаем.



U₂=DU_(С-2)=115-3,84=111,16 кВ



U₁=DU_(2-1)=111,16-2,86=108,3 кВ



U₄=DU_(2-1)=108,3-4,45=103,85 кВ



U₃=DU_(4-3)=115-1,65=113,35 кВ
Проверку проводов на нагрев в аварийном режиме проведем в табличной форме.

Таблица 10.1.


11. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА НИЗШЕЙ СТОРОНЕ ПОДСТАНЦИЙ ВО ВСЕХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Согласно ПУЭ, в часы максимальных нагрузок напряжение должно быть не ниже 105% номинального напряжения сети. В проекте все ПС имеют нагрузку на стороне 10 кВ. тогда желаемое напряжение будет:

Общая формула коэффициента трансформации



Максимальное возможное число ступеней регулирования у этих трансформаторов М=9. диапазон регулирования 16%. Тогда, величина одной ступени регулирования будет равна В%=16/9=1,78%, или В = 1,78×115/100 = 2,05 кВ.



11.1. Расчет для подстанции 1.

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 U_ВС=110,23 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:



Желаемый коэффициент трансформации:



Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как К_Ж<К_НОМ, а само выражение «К» приравниваем К_Ж.



Решив, получаем Х_СТ=2,44. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем Х_СТ=3.

Тогда принятый коэффициент трансформации



Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:



Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10

Номер рабочего ответвления равен: N_НОМ-Х_ПРИН=10-(-3)=13



                        1,78% U_НОМ.ВН                                   -16% U_НОМ.ВН
                                                                                                                                                          А
     N1                                    N10                                  N16           



Желаемый коэффициент трансформации:



Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как К_Ж<К_НОМ, а само выражение «К» приравниваем К_Ж.



Решив, получаем Х_СТ=-0,89. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем Х_СТ=0.

Тогда принятый коэффициент трансформации



Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:



Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10

Номер рабочего ответвления равен: N_НОМ-Х_ПРИН=10-(-0)=10

   

11.3. Аварийный режим.

Расчет для подстанции 1.

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 U_ВС=108,3 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:



Желаемый коэффициент трансформации:



Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как К_Ж<К_НОМ, а само выражение «К» приравниваем К_Ж.



Решив, получаем Х_СТ=3,51. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем Х_СТ=4.

Тогда принятый коэффициент трансформации



Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:



Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10

Номер рабочего ответвления равен: N_НОМ-Х_ПРИН=10-(-4)=14