(2.17)

где рн - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений 1/год, принимаемый для электроэнергетики равным 0,12;

Кi - капитальные вложения в сеть для i-го варианта, [руб].

Иi - ежегодные издержки для этого же варианта, [руб].

Уi - ожидаемый среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии, [руб]..

При сравнении вариантов, имеющих приблизительно равную надежность величину ущерба от недоотпуска электроэнергии можно не учитывать.

Таким образом, к дальнейшему проектированию принимается вариант, обладающий минимальными приведенными затратами. Если разница между приведенными затратами по вариантам меньше 5%, то варианты считаются равноэкономичными. В этом случае выбор рационального варианта сети осуществляется по техническим характеристикам, таким как: возможность дальнейшего развития с учетом фактора роста нагрузок; удобства эксплуатации; потери электроэнергии и другие факторы.

Пример 2.1. Произвести технико-экономическое сравнение двух вариантов электрической сети: радиально-магистрального и смешанного с номинальным напряжением 110 кВ, предварительные расчеты которых выполнены в п. 1.6, а схемы представлены на рисунках 1.33 и 1.34.

Расчет потерь мощности в элементах сети

Расчет потерь мощности в трансформаторах 110 кВ

Так как в обоих вариантах установлены одинаковые трансформаторы, то потери мощности в трансформаторах так же будут одинаковыми.

Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции

=

Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции

Расчеты по остальным подстанциям сводим в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций

№ п/с	Sм, МВА	Sнт, МВА	n	ДPxx, кВт	ДPкз, кВт	ДPт, кВт	ДPxx п, кВт
1	21,2	10	2	14	60	128	28
2	26,5	16	2	21	85	111	42
3	15,9	10	2	14	60	72	28
4	11,6	10	1	14	60	78	14
5	8,5	10	1	14	60	41	14
Итого	430	126

Расчет радиально-магистрального варианта сети

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Переменные потери в линии 0-1



Расчеты по остальным участкам сети сводим таблицу 2.10

Таблица 2.10 - расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Участок	S, МВА	r, Ом	ДPл, МВт
0-1	20,7	7,35	260
0-2	25,9	7,35	406
0-3	26,9	9,45	565
0-4	11,4	16,80	180
0-5	8,3	23,10	131
Итого	1541

Таким образом, потери в ЛЭП составят

ДPл = 1541 кВт

Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят

Расчет потерь электроэнергии

Время максимальных потерь

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети радиально-магистрального варианта

Суммарные потери электроэнергии

Величину удельной стоимости потерь электроэнергии ? определим по двухставочному тарифу 2005 года

где a и b основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа: a = 4616,592 руб/кВт в год; b=0,58 руб/кВт*ч.

Стоимость потерь электроэнергии

ИДW =* ДW

ИДW =1,404*9192302*10-3=12905,53 тыс.руб.

Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений на сооружение линий электропередачи Кл , подстанций Кпс и дополнительных капитальных вложений в топливно-энергетическую базу, необходимых для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.

К= Кл+ Кпс + Кдоп

Примем коэффициент приведения составляющих затрат принимаемых в ценах 1990 года в цены на момент проектирования равным кратности увеличения тарифа на электроэнергию по сравнению с прейскурантом 09-01 1990 года - кw

где a0 и b0 - соответственно основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа по прейскуранту 09-01 на 1990г., которые можно принять равными: a0 = 60 р/кВт и b0 = 1,5 коп/кВт*ч.

Принимаем окончательно кw = 55.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети

где Коi - стоимость сооружения одного километра линии i-го участка сети

Расчет капиталовложений в ЛЭП производен в таблице 2.11.

Величину К0 принимаем по таблице 2.2 для соответствующих сечений, числа цепей и первому району по гололеду и заносим в таблицу 2.11 с учетом коэффициента кw.

Таблица 2.11 - Капвложения в ЛЭП

Участок	число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс.руб/км	Кл, тыс. руб
0-1	2	35	АС-70	720,5	25217,5
0-2	2	35	АС-70	720,5	25217,5
0-3	2	45	АС-70	720,5	32422,5
3-4	1	40	АС-70	489,5	19580
0-5	1	55	АС-70	489,5	26922,5
Итого:	129360

Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют

Кл = 129360 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети

где Kтрi - расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой подстанции (тыс.руб.);

Kв - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС, тыс.руб.;

КОРУ.ВНi, КЗРУ.ННi - соответственно укрупненный показатель стоимости открытого распределительного устройства со стороны высшего и низшего напряжения i-ой подстанции;

Кпостi - постоянная часть затрат i-ой подстанции.

Так как стоимость ЗРУ НН для всех вариантов одинаковая то эту составляющую можно не учитывать в составе капиталовложений при сравнении вариантов.

Определяем капиталовложения в трансформаторы.

Величины стоимости трансформаторов принимаем по данным таблицы 2.4 (с учетом корректировки цен) в зависимости от номинальной мощности трансформатора для класса напряжения 110 кВ. Расчет сводим в таблицу 2.12.

Таблица 2.12 - Расчет капиталовложений в трансформаторы (110 кВ)

Мощность трансформатора, МВА	Стоимость одного трансформатора, тыс.руб	Количество трансформаторов	Итого
10	70*55	6	23100
16	88*55	2	9680
Всего:	32780

Таким образом, капиталовложения в трансформаторы составят:

Ктр = 32780 тыс.руб.

Определяем капиталовложения в ячейки силовых выключателей, устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС. Всего в рассматриваемом варианте сети установлено семь силовых выключателей 110 кВ на отходящих от РЭС линиях (ответвление), (на самих подстанциях приняты схемы без выключателей).

Стоимость ячеек силовых выключателей 110 кВ принимаем по таблице 2.5.

Стоимость ячеек силовых выключателей с учетом приведения цен

Кв = 7*50*55= 19250 тыс. руб.

Стоимость ОРУ ВН принимаем в зависимости от напряжения (ВН) и схемы ОРУ по таблице 2.6.

Расчеты сводим в таблицу 2.13

Таблица 2.13 - Стоимость ОРУ 110 кВ

Схема соединений	Стоимость, тыс.руб.	Количество	Итого, тыс.руб.
Блок с отделителем	6,9*55	2	759
Два блока с отделителями, с неавтоматической перемычкой	14,3*55	3	2359,5
Всего, тыс.руб.			3118,5

Суммарная стоимость ОРУ 110 кВ составит

КОРУ ВН = 3118,5 тыс.руб.

Постоянную часть затрат на подстанции определяем по таблице 2.7. Для данного варианта присоединение всех подстанций к сети на стороне высшего напряжения осуществляется без выключателей.

Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен

Кпост = 5*130*55 = 35750 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети

Кпс = 32780+19250+3118,5+35750=90898,5 тыс. руб.

Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.

Kдоб.= (крм кр ксн Кст ДРм + Ктт bт ?ДW)

где: - коэффициент, учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания. Принимаем для сетей 110 кВ ?=1,1;

крм - коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени. Принимаем величину Крм равной единице, так как все потребители имеют одинаковые графики нагрузки;

кр - коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции. Принимаем величину резерва мощности равной 10% от передаваемой мощности в сеть потребителей, то есть Кр=1,1;

ксн - коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции, принимаем для ГРЭС Ксн=1,04;

Кст - расчетная стоимость 1кВт мощности установленной на электростанции (Принимаем Кст =60 руб/кВт для тепловых станций в ценах 1999 года);

ДРм- потери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших нагрузок,

Ктт - удельные капвложения в топливную базу, учитывающие затраты на добычу и транспортировку топлива (принимаем Ктт=28 руб/т.у.т в ценах 1990 г.);

bт - расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии (принимаем величину bт равной 300 г.у.т./кВт ч или
300*10-6 т.у.т./кВт ч);

ДW - потери электроэнергии в элементах электрической сети за год [кВт ч].

Kдоб.= 1,1*(1*1,1*1,04*60*10-3*2098+300*10-6*28*10-3*9192302)*55= 13383 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят

К= 129360+90898,5+13383= 233641,5 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки)

И = Ил + Ипс + ИДW ,

где Ил, Ипс - ежегодные издержки на эксплуатацию линий и электрооборудования подстанций; ИДW - стоимость потерь электроэнергии; - ежегодные суммарные отчисления, включающие отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП и подстанций, в процентах от капитальных затрат соответственно.

Приведенные затраты



где рн - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений 1/год, принимаемый для электроэнергетики равным 0,12;

З1 = 0,12*233641,5 + 25072 = 53109 тыс. руб.

Расчет радиально-магистрального варианта сети

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП смешанного варианта

Переменные потери в линии 0-1

Расчеты по остальным участкам сети сводим таблицу 2.14

Таблица 2.14 - расчет потерь в ЛЭП смешанного варианта

Участок	S, МВА	r, Ом	ДPл, МВт
0-1	22,2	8,72	355
0-2	24,4	8,72	427
0-3	36,2	7,07	765
3-4	15,5	16,80	334
0-5	8,3	23,10	131
1-2	1,5	21,00	4
Итого	2016

Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят

Расчет потерь электроэнергии

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети радиально-магистрального варианта

Суммарные потери электроэнергии

электроснабжение напряжение сеть трансформатор

Стоимость потерь электроэнергии

ИДW =* ДW

ИДW =1,404*11139030*10-3=15638,73 тыс.руб.

Капитальные вложения

Расчет капиталовложений в ЛЭП производен в таблице 2.15.



Таблица 2.15 - Капвложения в ЛЭП

Участок	число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс.руб/км	Кл, тыс. руб
0-1	1	35	120	495	17325
0-2	1	35	120	495	17325
0-3	2	45	95	770	34650
3-4	1	40	70	489,5	19580
0-5	1	55	70	489,5	26922,5
1-2	1	50	70	489,5	24475
Итого:	140277,5

Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют

Кл = 140277,5 тыс.руб.

Так как в обеих вариантах установлены одинаковые трансформаторы то капиталовложения в трансформаторы уже определены в предыдущем расчете:

Ктр = 32780 тыс.руб.

Определяем капиталовложения в ячейки силовых выключателей, устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС. Всего в рассматриваемом варианте сети установлено семь силовых выключателей 110 кВ (пять на отходящих от РЭС линиях (ответвление) и два на самих подстанциях (мостик с одним выключателем в перемычке)).

Стоимость ячеек силовых выключателей 110 кВ принимаем по таблице 2.5.

Стоимость ячеек силовых выключателей с учетом приведения цен

Кв = 7*50*55= 19250 тыс. руб.

Стоимость ОРУ ВН принимаем в зависимости от напряжения (ВН) и схемы ОРУ по таблице 2.6.

Расчеты сводим в таблицу 2.13



Таблица 2.13 - Стоимость ОРУ 110 кВ

Схема соединений	Стоимость, тыс.руб.	Количество	Итого, тыс.руб.
Блок с отделителем	6,9*55	2	759
Два блока с отделителями	13*55	2	1430
Два блока с отделителями с неавтоматической перемычкой	14,3*55	1	786,5
Всего, тыс.руб.			2975,5

Суммарная стоимость ОРУ 110 кВ составит

КОРУ ВН = 2975,5 тыс.руб.

Постоянную часть затрат на подстанции определяем по таблице 2.7. Для данного варианта три подстанций не имеют на стороне высшего напряжения выключателей, а две подстанции (П/С 1 и П/С 2) имеют в своем составе по одному выключателю.

Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен

Кпост = 3*130*55 + 2*200*55 = 43450 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети

Кпс = 32780+19250+2975,5 +43450=98455,6 тыс. руб.

Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.

Kдоб.= 1,1*(1*1,1*1,04*60*10-3*2572+300*10-6*28*10-3*11139090)*55= 16343,5 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят

К= 140277,5 + 98455,6+ 16343,5= 255076,6 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки)

Приведенные затраты

З2 = 0,12*255076,6 + 28821,3 = 59430,5 тыс. руб.

Выбор рационального варианта сети

Приведенные затраты для радиально-магистрального варианта составляют

З1 = 53109 тыс. руб.

Приведенные затраты для смешанного варианта составляют

З2 = 59430,5 тыс. руб.

Разница в приведенных затратах

,

что относительно варианта с наименьшими затратами в процентах составляет

Таким образом по критерию минимума приведенных затрат для дальнейшего проектирования следует принять радиально-магистральный вариант сети.

3. Электрический расчет выбранного варианта сети

Электрический расчет сетей осуществляется на основе математических моделей сетей - схем замещения.

3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

Схема замещения сети формируется из отдельных схем замещения элементов сети - линий и трансформаторов, объединенных в соответствии со схемой сети.

Для воздушных сетей 110 кВ и более линии электропередачи представляются П- образной схемой замещения, а трансформаторы Г-образной схемой.

На схемах замещения параллельные цепи (двухцепные ЛЭП и подстанции с двумя трансформаторами) представляются одной соответствующей схемой замещения, в параметрах которой учтены параллельные цепи.

Пример 3.1. Схема замещения радиально-магистрального варианта приведена на рисунке 3.1.

3.2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП

Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме

QСij=UН2*bij, (3.1)

где bij - емкостная проводимость участка сети (ЛЭП), найденная в пп. 1.6.1.5.

Зарядные мощности ЛЭП в послеаварийном режиме определяются с учетом наличия параллельных линий (двухцепных ЛЭП) и конфигурации сети.

Для разомкнутых сетей зарядные мощности двухцепных ЛЭП в послеаварийном режиме уменьшаются вдвое, так как в качестве послеаварийного режима для таких сетей рассматривается режим отключения одной цепи на всех двухцепных участках.

Для кольцевых участков в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режима поочередного отключения головных участков. Поэтому в послеаварийных режимах зарядную мощность этих участков следует принять равной нулю.

Пример 3.2. Рассчитать зарядные мощности ЛЭП для радиально-магистрального варианта сети.

Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах для радиально-магистрального варианта сети сведены в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Участок	Число цепей	bij, мкСм	Норм. режим	Послеав. режим
			?Qc ij, Мвар	?Qc ij, Мвар
1	2	3	4	5
0-1	2	180,6	2,19	1,09
0-2	2	180,6	2,19	1,09
0-3	2	232,2	2,81	1,40
3-4	1	103,2	1,25	1,25
0-5	1	141,9	1,72	1,72
Итого:	10,15

Таким образом, суммарная зарядная мощность ЛЭП составляет =10,15 Мвар

Сети с напряжением 110 кВ и выше относятся к сетям с большими токами замыкания на землю и в соответствии с ПУЭ эксплуатируются в режиме с глухозаземленной нейтралью. Сети 110-150 кВ могут эксплуатироваться в режиме эффективно заземленной нейтрали, когда в электрически связанной сети часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов подключенных к этой сети разземляется по условию снижения токов однофазного замыкания на землю.

3.4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных
нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

Расчетные нагрузки подстанций используют для упрощения расчетов режимов электрических сетей содержащих трансформаторы. Расчетная нагрузка включает помимо самой нагрузки подстанции потери в меди и в стали трансформаторов подстанции, а так же половину зарядных мощностей линий соединенных с данной подстанцией.

Расчетная нагрузка i-подстанции будет определяться следующим образом:

Sрi = Pрi + jQрi; (3.2)

Ррi=Рi +ДPпi+ ДPхх пi; (3.3)

Qрi= Qi+Qпi +Qхх пi -Qci, (3.4)

где P i - активная нагрузка i-ой подстанции;

ДPпi, ДPхх пi - активные потери в меди и стали трансформаторов i- ой подстанции, определенные в разделе 2 по выражениям 2.13 и 2.15 соответственно;

Qпi - потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой подстанции;

Qхх пi - потери реактивной мощности в стали (холостого хода) трансформаторов i-ой подстанции;

Qci - половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с данной подстанцией.



Qпi = , (3.5)

где Uкi% - напряжение короткого замыкания трансформатора;

n - количество трансформаторов установленных на подстанции.

, (3.6)

где Iхх i % - ток холостого хода трансформатора в процентах от номинального тока i-той подстанции;

Qci=, (3.7)

где Qcij - зарядные мощности линий, примыкающие к рассматриваемой подстанции.

После определения расчетных нагрузок схема замещения сети может быть упрощена до расчетной схемы, на которой отражают только продольные ветви схем замещения ЛЭП

Введение расчетных нагрузок значительно упрощает расчет режима сети, но приводит к определенной погрешности обусловленной следующими принятыми допущениями: потери мощности в меди и стали трансформаторов, а также зарядные мощности линий считаются независимыми от режима напряжения сети и определяются по номинальному напряжению. Но при ручном расчете (без использования ЭВМ) эта погрешность допустима.

Пример 3.3. Определить расчетные нагрузки подстанций в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме для радиально-магистрального варианта сети и сформировать расчетную схему сети.

Нормальный режим максимальных нагрузок

Расчетная нагрузка первой подстанции

Sр1 = Pр1 + jQр1; (3.8)

Рр1=Р1 +ДPп1+ ДPхх п1; (3.9)

Qр1= Q1+Qп1 +Qхх п1 -Qc1, (3.10)

Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции;

Qп1 = , (3.11)

Qп1 =

Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции

, (3.12)

Половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с первой подстанцией

Qc1= (3.13)

Qc1=

Рр1=20 +0,13 + 0,03=20,16 МВт;

Qр1= 5,29+2,25 +0,18 -1,09= 6,62 Мвар

Расчетные нагрузки для остальных узлов определяем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

№ п/с	Рi , Мвт	Qi, Мвар	?Qci, квар	?Pхх пi, кВт	?Pпi, кВт	?Qххпi, квар	?Qпi, квар	Ppi, Мвт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	20	5,29	1,09	0,03	0,13	0,18	2,25	20,16	6,62	21,22
2	25	6,61	1,09	0,04	0,11	0,27	2,19	25,15	7,98	26,39
3	15	3,97	2,03	0,03	0,07	0,18	1,26	15,10	3,38	15,47
4	11	2,91	0,62	0,01	0,08	0,09	1,36	11,09	3,73	11,70
5	8	2,12	0,86	0,11	0,39	0,72	7,06	8,06	2,07	8,32
Итого				0,22	0,78	1,44	14,13
Всего				1,00	15,57

В таблице 3.2 в строке «Всего» произведен расчет суммарных потерь соответственно активной и реактивной мощностей в трансформаторах.

В режиме минимальных нагрузок значения Рi Qi определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так для рассматриваемого примера значение минимальной ступени в относительных единицах (рисунок 1.11) составляет 0,3. Поэтому в этом режиме

Р1 = 20*0,3=6 МВт,

Q1 = 5,29*0,3 = 1,59 Мвар,

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)

№ п/с	Рi , Мвт	Qi, Мвар	?Qci, квар	?Pхх пi, кВт	?Pпi, кВт	?Qххпi, квар	?Qпi, квар	Ppi, Мвт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	6	1,59	1,09	0,03	0,01	0,18	0,20	6,04	0,88	6,10
2	7,5	1,98	1,09	0,04	0,01	0,27	0,20	7,55	1,36	7,67
3	4,5	1,19	2,03	0,03	0,01	0,18	0,11	4,53	-0,55	4,57
4	3,3	0,87	0,62	0,01	0,01	0,09	0,12	3,32	0,46	3,35
5	2,4	0,63	0,86	0,01	0,00	0,09	0,06	2,42	-0,07	2,42

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются для нагрузок максимального режима. Поэтому в этом режиме по сравнению с нормальным режимом максимальных нагрузок изменятся лишь величины ?Qci. Для их расчета используются данные графы 5 таблицы 3.1.

Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)

№ п/с	Рi , Мвт	Qi, Мвар	?Qci, квар	?Pхх пi, кВт	?Pпi, кВт	?Qххпi, квар	?Qпi, квар	Ppi, Мвт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	20	5,29	0,55	0,03	0,13	0,18	2,25	20,16	7,17	21,39
2	25	6,61	0,55	0,04	0,11	0,27	2,19	25,15	8,53	26,56
3	15	3,97	1,33	0,03	0,07	0,18	1,26	15,10	4,08	15,64
4	11	2,91	0,62	0,01	0,08	0,09	1,36	11,09	3,73	11,70
5	8	2,12	0,86	0,01	0,04	0,09	0,72	8,06	2,07	8,32

Расчетная схема сети для рассматриваемого примера приведена на рисунке 3.2.



3.5 Расчет режимов сети

Задача расчета установившихся режимов электрической сети (нормального для максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийного) состоит в определении параметров режима данной сети (напряжений в узлах, потоков мощности в ветвях схемы, потерь активной и реактивной мощностей). Основными исходными данными при расчете режима сети являются: расчетная схема сети и параметры схем замещения ее элементов и расчетные нагрузки узлов в соответствующих режимах.

Расчет режимов электрических сетей различных по структуре производится по соответствующим математическим моделям (методикам) для расчета разомкнутых и замкнутых сетей (с двухсторонним питанием (кольцевых), сложно замкнутых).

3.5.1 Электрический расчет радиальных и магистральных участков сети

Расчет режимов радиальных и магистральных участков сети производиться методом последовательных приближений в два этапа. На первом этапе определяются мощности в конце и в начале каждого участка путем последовательного перехода от участка к участку в направлении от конца сети к ее началу с учетом потерь мощности, которые вычисляются из условия, что напряжения во всех узлах равны номинальному напряжению сети.

На втором этапе расчета по найденным потокам мощности в начале каждой ветви определяются потери напряжения в этих ветвях и напряжения в конце каждой ветви при последовательном переходе от узла к узлу в направлении от питающего пункта до конце участка сети. При расчете сетей с номинальным напряжением 150 кВ и ниже можно не учитывать влияние поперечной составляющей падения напряжения. То есть принимать за величину потери напряжения на участке значение продольной составляющей падения напряжения.

Пример 3.3. Рассчитать режим участка сети 0-1 для максимальных, минимальных нагрузок и в послеаварийном режимах. Напряжение на шинах РЭС при наибольших нагрузках и в послеаварийном режимах принять равным 1,1Uн, а в режиме минимальных нагрузок 1,05Uн.

Нормальный режим максимальных нагрузок.

1-й этап

Принимаем U1 = Uн = 110 кВ

Мощность в конце участка 0-1

(3.14)

Потери мощности на участке 0-1

(3.15)

Мощность в начале участка 0-1

(3.16)

2-ой этап

Определим напряжение в узле 1 через продольную и поперечную составляющие падения напряжения

, (3.17)

где продольная и поперечная составляющие падения напряжения на участке 0-1.

, (3.18)

, (3.18)

По заданию U0=1.1*Uн = 1,1*110=121 кВ.

Модуль напряжения в узле 1

В сетях 150 кВ и ниже поперечной составляющей падения напряжения можно пренебречь. Если в рассматриваемом примере учесть только продольную составляющую падения напряжения, то модуль напряжения в первом узле будет

U1 = 121-1,68=119,32 кВ

Как это видно решения совпадают. Поэтому в дальнейших расчетах поперечной составляющей падения напряжения пренебрегаем.

Для повышения точности итерационный расчет можно было бы продолжить. Но для сетей с номинальным напряжением 150 кВ и ниже для инженерных расчетом достаточно одной итерации.

Уточняем потери мощности



Режим минимальных нагрузок.

1-й этап

Принимаем U1 = Uн = 110 кВ

Мощность в конце участка 0-1

Потери мощности на участке 0-1

Мощность в начале участка 0-1

2-ой этап

Определим напряжение в узле 1 через продольную составляющие падения напряжения

, (3.19)

По заданию в режиме минимальных нагрузок U0=1,05*Uн = 1,05*110=115,5 кВ.

Уточняем потери мощности

Послеаварийный режим.

Для разомкнутых сетей в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режимы отключения одной цепи всех двухцепных участков. Поэтому в расчете послеаварийного режима следует учесть увеличение активных и реактивных сопротивлений схем замещения всех двухцепных ЛЭП вдвое. Сопротивления одноцепных ЛЭП остаются неизменными.

1-й этап

Принимаем U1 = Uн = 110 кВ

Мощность в конце участка 0-1

Потери мощности на участке 0-1

Мощность в начале участка 0-1

2-ой этап

Определим напряжение в узле 1 через продольную составляющие падения напряжения

По заданию в послеаварийном режиме U0=1,1Uн = 1,1*110=121 кВ.

Уточняем потери мощности

Пример 3.4. Рассчитать режим участка сети 0-3-4 для максимальных, минимальных нагрузок и в послеаварийном режимах. Напряжения на шинах РЭС принять такими же, как в примере 3.3

Режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем U3 =U4 = Uн = 110 кВ

Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3



Потери мощности на участке 0-3

Мощность в начале участка 0-3

2-ой этап

Определим напряжение в узле 3

, (3.20)

Определим напряжение в узле 4

, (3.21)

Уточняем потери мощности

Потери мощности на участке 3-4



Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Режим минимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем U3 =U4 = Uн = 110 кВ

Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Мощность в начале участка 0-3

2-ой этап

Определим напряжение в узле 3

Определим напряжение в узле 4

Уточняем потери мощности

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Послеаварийный режим

1-й этап

Принимаем U3 =U4 = Uн = 110 кВ

Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Мощность в начале участка 0-3

2-ой этап

Определим напряжение в узле 3

Определим напряжение в узле 4

Уточняем потери мощности

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Расчет для остальных участков радиально-магистрального варианта сети выполняем аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.4 и 3.5.

Таблица 3.4 - Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций

№ п/с	Uвн, кВ в режимах:
	Макс. нагрузок	Мин. нагрузок	ПАР
1	119,32	115,05	117,50
2	118,42	114,92	115,68
3	118,25	114,77	115,18
4	116,06	114,21	112,93
5	119,00	113,66

Таблица 3.5 - Расчетные потери мощности в ЛЭП

Участок	ДP, МВт	ДQ, Мвар
	Макс	Мин	ПАР	Макс	Мин	ПАР
0-1	0,25	0,02	0,52	0,26	0,02	0,54
0-2	0,53	0,03	1,12	0,56	0,04	1,17
0-3	0,53	0,05	1,13	0,56	0,05	1,19
3-4	0,10	0,01	0,22	0,11	0,01	0,23
0-5	0,12	0,11		0,12	0,11
Итого:	1,53	0,22	2,99	1,61	0,23	3,13

Таким образом, суммарные потери активной и реактивной мощности в сети в режиме максимальных нагрузок составляют: ДP=1,53 МВт; ДQ=1,61 Мвар.

3.5.2 Расчет режима кольцевой сети

Уточненный расчет режима кольцевой сети в нормальных режимах производится в два этапа. На первом этапе производится расчет сети без учета потерь мощности. Далее кольцевая сеть разрезается по точке потокораздела на две разомкнутые сети, которые рассчитываются с учетом потерь мощности.

Уточненный расчет режима кольцевой сети рассмотрим на примере расчета кольцевого участка смешанного варианта сети, предварительный расчет которого выполнен в 1.6.2.

Расчеты зарядных мощностей ЛЭП кольцевого участка в нормальном режиме выполнены по формуле 3.1 и результаты сведены в таблицу 3.9.

Таблица 3.9

Участок	Число цепей	bij, мкСм	?Qc ij, Мвар
0-1	1	94,15	1,14
0-2	1	94,15	1,14
1-2	1	129	1,56

Расчетные нагрузки узлов определены по выражениям 3.2 - 3.7 и а результаты расчетов приведены в таблице 3.10.

Таблица 3.10 - Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

№ п/с	Рi , Мвт	Qi, Мвар	?Qci, квар	?Pхх пi, кВт	?Pпi, кВт	?Qххпi, квар	?Qпi, квар	Ppi, Мвт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	20	5,288	1,35	0,028	0,128	0,180	2,247	20,16	6,36	21,14
2	25	6,61	1,35	0,04	0,11	0,27	2,19	25,15	7,73	26,31

На первом этапе рассчитываем кольцевой участок без учета потерь мощности.

Найдем поток мощности на головном участке 0-1

, (3.40)

где комплексно сопряженное сопротивление участка i-j.

Сопротивления участков сети для рассматриваемой сети приведены в таблице 1.21

Если все участки кольцевой сети имеют одинаковое сечение, то в формуле 3.40 можно вместо комплексно-сопряженных сопротивлений использовать длины соответствующих участков.

По первому закону Кирхгофа

(3.41)

(3.42)

Проверка 1:

(3.43)



Проверка 2

Мощность источника

(3.44)

Мощность потребителей

(3.45)

Условие проверки

(3.46)

Условие выполняется

Находим точку потокораздела. В данном случае это будет узел 2. На рисунке 3.7 точка потоказдела помечена знаком Ў.

Разрезаем кольцевой участок по точке потокораздела на два разомкнутых участка.

Нагрузки узлов 2 и 2' определяются из предыдущего расчета



Далее оба участка рассчитываем с учетом потерь мощности по методике изложенной в пп. 3.5.1.

При этом расчет целесообразно начинать с более простого участка (в данном примере с участка 0-2).

Рассчитаем режим участка 0-2 для максимальных нагрузок

Принимаем U2 = Uн = 110 кВ

Мощность в конце участка 0-2

(3.47)

МВА

МВА

Потери мощности на участке 0-1

(3.48)

МВА

Мощность в начале участка 0-2

(3.49)

МВА

Определим напряжение в узле 1 через продольную составляющие падения напряжения

, (3.50)

По заданию напряжение на шинах РЭС в режиме максимальных нагрузок U0=1.1*Uн = 1,1*110=121 кВ.

Уточняем потери мощности на участке 0-2

Далее рассчитываем с учетом потерь мощности участок 0-1-2'.

Расчетная схема участка приведена на рисунке 3.10

Так как точки 2 и 2' (рисунок 3.8) по сути, составляют одну точку то напряжение в точке 2' будет точно таким же, как в точке 2, которое определено формулой 3.50, U2 = 118.24 кВ.

Таким образом, расчет участка 1-2, а затем и 0-1 можно вести по известному напряжению в конце участка и известной нагрузке, то есть в один этап без использования итерационных расчетов.

Мощность в конце участка 1-2

МВА

МВА

Напряжение в узле 1

, (3.51)

кВ

Потери мощности на участке 1-2

Мощность в начале участка 1-2

МВА

Мощность в конце участка 0-1

(3.52)

МВА

МВА

Потери мощности на участке 0-1

МВА

На этом расчет режима сети закончен, поскольку определены напряжения во всех узлах и потери мощности на всех участках.

Проверим правильность проведенных расчетов, определив расчетным путем напряжение в узле 0 (шины РЭС) и сравнив его с заданным напряжением в режиме максимальных нагрузок равным 121 кВ.

, (3.53)

Погрешность расчета составляет

,

то есть менее одного процента, что вполне допустимо.

Расчет аварийных режимов кольцевого участка заключается в поочередном отключении головных участков 0-1 и 0-2 и расчета соответствующих разомкнутых сетей, как это описано в пп. 3.5.1.

3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

В предыдущем пункте были определены напряжения на стороне высшего напряжения (ВН) подстанций - Ui. Для оценки уровней напряжения непосредственно у потребителей и выбора регулировочных ответвлений трансформаторов понижающих подстанций необходим расчет напряжений на стороне низшего напряжения (НН).

3.6.1 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций

Напряжение на шинах низшего напряжения i-ой подстанции приведенное к стороне ВН определяется из следующего выражения:



, (3.22)

где - соответственно продольная и поперечная составляющие падения напряжения в продольной ветви схемы замещения i-ой подстанции.

Для сетей с номинальным напряжением 150 кВ и ниже можно пренебречь величиной поперечной составляющей падения напряжения. Тогда

, (3.23)

где - мощность в начале продольной ветви схемы замещения i-ой подстанции, которую можно определить двояко:

, (3.24)

(3.25)

Rтi и Xтi соответственно активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения i- ой подстанции:

, (3.26)

(3.27)

где Uнт - номинальное напряжение трансформатора на стороне ВН.



3.6.2 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Одним из основных средств регулирования напряжения у потребителей является трансформаторы с регулированием ответвлений под нагрузкой (РПН).

Сведения о ступенях регулирования (пределах регулирования) трансформаторов 110 и 150 кВ приведены в таблицах 1.24 и 1.25.

В курсовом проекте необходимо выбрать регулировочные ответвления трансформаторов с РПН на всех подстанции в режимах максимальных и минимальных нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

Регулировочные отпайки выбираются исходя из желаемых напряжений на стороне НН подстанций. Применительно к районным подстанциям в соответствии с принципом встречного регулирования устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 6-20 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. В аварийных режимах допускается дополнительное снижение напряжения на 5%.

Отсюда в качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций можно задать:

1,05 Uн - для режима максимальных нагрузок

Uж нн = Uн - для режима минимальных нагрузок

1,05 Uн - для послеаварийного режима, с допустимостью снижения
напряжения до уровня 0,95 Uн

Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на i- ой подстанции

, (3.28)



где Uннт i и Uвнт i - соответственно номинальное напряжение на стороне НН и ВН трансформаторов i- ой подстанции;

- величина ступени регулирования трансформатора в процентах от номинального напряжения.

В качестве действительного регулировочного ответвления трансформатора на i- ой подстанции принимается ближайшее меньшее целое число со знаком по отношении к .

Значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне

, (3.29)

где - соответственно минимальное и максимальное ответвление трансформатора.

Если условие 3.29 не выполняется, то значение фиксируется на границе нарушенного ограничения.

Действительное напряжение на стороне НН i- ой подстанции

(3.30)

Пример 3.5. Определить напряжение на шинах низшего напряжения подстанций приведенное к стороне ВН и выбрать регулировочные ответвления трансформаторов с РПН на всех подстанции в режимах максимальных и минимальных нагрузках и наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций

Активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

, (3.31)

(3.32)

Мощность в начале продольной ветви схемы замещения первой подстанции

, (3.33)

, (3.34)

Значения и определены в примере 3.3, таблица 3.2.

Продольная составляющая падения напряжения в продольной ветви схемы замещения первой подстанции

(3.35)

Напряжение на шинах низшего напряжения первой подстанции приведенное к стороне ВН

(3.36)

Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Принимаем в качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций:

1,05 Uн =10,5 кВ - для режима максимальных нагрузок

Uж нн = Uн =10 кВ для режима минимальных нагрузок

1,05 Uн =10,5 кВ для послеаварийного режима

Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

, (3.37)

Величину ступени регулирования для трансформаторов класса 110 кВ принимаем по таблице 1.24 напряжения: =1,78.

Принимаем в качестве действительного регулировочного ответвления трансформаторов на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок ближайшее меньшее целое число со знаком по отношении к .

=2

Для трансформаторов класса 110 кВ значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне

, (3.38)

Условие 3.38 выполняется.

Действительное напряжение на стороне НН первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

(3.39)

Аналогично выполняем расчеты для всех подстанций в режиме максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийном режиме. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.6, 3.7 и 3.8.

Таблица 3.6 - Выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ДUт, кВ	кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
1	119,32	3,97	69,43	20,13	7,53	5,05	114,27	2,11	2	10,52
2	118,42	2,20	43,39	25,11	8,80	3,69	114,73	1,67	1	10,62
3	118,25	3,97	69,43	15,07	5,23	3,58	114,67	1,59	1	10,61
4	116,06	7,94	138,86	11,08	4,27	5,86	110,19	0,52	0	10,60
5	119,00	7,94	138,86	8,04	2,83	3,84	115,15	1,95	1	10,67

Таблица 3.7 - Выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ДUт, кВ	кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
1	115,05	3,97	69,43	6,01	1,79	1,29	113,77	2,18	2	10,03
2	114,92	2,20	43,39	7,51	2,18	0,97	113,96	2,27	2	10,05
3	114,77	3,97	69,43	4,51	1,30	0,94	113,82	2,21	2	10,04
4	114,21	7,94	138,86	3,31	0,99	1,44	112,77	1,66	1	10,12
5	113,66	7,94	138,86	2,40	0,70	1,02	112,64	1,60	1	10,10



Таблица 3.8 - Выбор регулировочных ответвл...