Электрические системы и сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика района и его потребителей

Сеть проектируется для г. Астана.

Охарактеризовать район проектирования.

Проектируемый район относится к Югу.

В соответствии с ПУЭ по гололедообразованию г. Астана относится к 2-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 20 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению г. Астана относится к 3-му району, где нормативная скорость ветра составляет 36 м/с (нормативное ветровое давление 650 Па) и к району с умеренной «пляской» проводов с частотой повторяемости 1 раз в 5 лет и менее.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (И_экв) в г. Астане составляет:

зимняя: - 5,9 єС;

летняя: 16,0 єС;

годовая: 9,2 єС.

Определение протяженности трасс воздушных линий электропередачи (ВЛ) между пунктами сети.

Расстояние (км) по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению

, (1.1)

где - расстояние между пунктами сети;

m - заданный масштаб (км/см).

Протяженность трассы (км) между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности

, (1.2)

где k - поправочный коэффициент (k=1,2).

Таблица 1.1

Протяженность трасс сети

Пункты сети	Расстояния по воздушной прямой и протяженность трасс между пунктами сети.
	ППС	Пункт 1	Пункт 2	Пункт 3	Пункт 4	Пункт 5
ППС		56	48,8	31,2	25,6	19,2
Пункт 1	70,56		7,2	24,8	32,8	43,2
Пункт 2	61,45	9,07		17,6	25,6	36
Пункт 3	39,31	31,25	22,18		12	19,2
Пункт 4	32,26	41,33	32,26	15,12		20,8
Пункт 5	24,19	54,43	45,36	24,19	26,21

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

На рисунке 1.1 приведены суточные графики нагрузок для одного из районов проектирования. Построим годовой график нагрузки по продолжительности и найдем число часов использования максимума нагрузки.

Рисунок 1.1 Зимний и летний графики нагрузок района №5

Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток - 152. Ранжируем (нумеруем) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения. Получаем шесть рангов - шесть по величине мощности ступеней (числами на рисунке 1.1 показаны номера ступеней в порядке убывания).

Суммарная продолжительность i-ой ступени годового графика:

, (1.3)

где - суммарная годовая продолжительность i-ой ступени по зимнему графику;

- суммарная годовая продолжительность i-ой ступени по летнему графику.

; (1.4) , (1.5)

где - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному летнему графику;

- суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику;

Расчет сводим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Построение годового графика нагрузки по продолжительности

№ ступени	, o. e.	, ч	, ч	, ч	, ч		, ч
1	1	6	0	1278	0	1278	1278
2	0,8	2	0	426	0	426	340,8
3	0,7	8	16	1704	2432	4136	2895,2
4	0,5	2	0	426	0	426	213
5	0,4	6	0	1278	0	1278	511,2
6	0,3	0	8	0	1216	1216	364,8
Итого	24	24	5112	3648	8760	5238,2

Проверкой правильности расчетов являются контрольные цифры в строке «Итого». В столбцах 3 и 4 должно получиться число 24 (число часов в сутках), а в столбце 7 - число 8760 (число часов в году).

- это время, за которое потребитель, работая с максимальной нагрузкой, потребляет такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному графику в течение года.

Число часов использования максимума нагрузки определяется по выражению:

(1.6)

Так как в нашем случае графики представлены в относительных единицах, = 1, то , т.е. это число, стоящее в правом нижнем углу таблицы 1.2.

Находим число часов использования максимума нагрузки: = 5238,2 ч.

По значению определяем по ПУЭ j_э - экономическую плотность тока для выбранных проводов (марки АС): j_э = 1,1 А/ммІ.

1.3 Баланс активной и реактивной мощностей

Определить нагрузки подстанций при следующих исходных данных:

Таблица 1.3

Исходные расчетные данные

№ подстанции	1	2	3	4	5
, МВт	9	13	8	14	17
	0,85	0,90	0,92	0,85	0,92

Для первой нагрузки по = 0,85 определяем = 0,62.

Реактивная и полная нагрузка первого потребителя:

, получаем = 0,629 = 5,58 Мвар; (1.7)

, получаем = 10,56 МВА. (1.8)

Расчет для остальных нагрузок сводим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4

Определение заданных нагрузок

№ ПС	, МВт			, Мвар	, МВА
1	9	0,85	0.62	5,58	10,59
2	13	0,90	0.48	6,29	14,44
3	8	0,92	0.43	3,41	8,70
4	14	0,85	0.62	8,68	16,47
5	17	0,92	0.43	7,24	18,48
Итого	61	-	-	31,2	68,68

Рассчитать баланс активной и реактивной мощностей при исходных данных, представленных в таблице 1.4. Средневзвешенный энергосистемы, в которую входит сеть, равен 0,9.

Баланс активной мощности.

Суммарная мощность нагрузок потребителей МВт:

, получаем

МВт.

Расход мощности на собственные нужды станции.

Принимаем , получаем МВт.

Резерв мощности на станции принимаем равным , тогда

МВт.

Потери активной мощности принимаем равными :

МВт.

Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы:

(1.9)

МВт.

Баланс реактивной мощности.

Суммарная мощность реактивных нагрузок:

, получаем

Мвар.

Суммарная мощность полных нагрузок:

МВА.

Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимаем равным

Мвар.

Резерв реактивной мощности на станции принимаем равным

Мвар.

Потери реактивной мощности в сети принимаем равными

Мвар.

Располагаемая реактивная мощность системы



. (1.10)

Находим энергосистемы по заданному

;

Мвар.

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети

(1.11)

Мвар.

Распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины .

Находим значение

(1.12)

Определяем мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района

(1.13)

Мвар.

Реактивная нагрузка первой подстанции после компенсации составит

(1.14)

Мвар.

Полная нагрузка подстанции после компенсации

(1.15)

МВА.

Коэффициенты мощности потребителей после компенсации

(1.16)

Для первой подстанции

Проверяем , 0.31 = 0.31.

Расчеты для остальных подстанций сводим в таблицу 1.5.

Таблица 1.5

Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности

№ ПС	, МВт	, Мвар	, Мвар	, Мвар	, МВА
1	9	5.58	2.79	2,79	9,42	0.31
2	13	6.29	2.21	4,08	13,62	0.31
3	8	3.41	0.96	2,45	8,37	0.31
4	14	8.68	4.34	4,34	14,66	0.31
5	17	7.24	2.04	5,2	17,78	0.31
Итого	61	31.2	12.44	23,37	63.85	-

Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является равенство: , т.е. значение «Итого» по столбцу 4 таблицы 1.5 должно совпасть со значением , вычисленным по выражению 1.11. В нашем случае это условие выполняется Мвар.

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

При сооружении линий в районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм целесообразно применение сталеалюминевых проводов усиленной конструкции (АСУ).

Предварительно выбираем марку провода АС с номинальным сечением 120-400 ммІ. Опоры выбираем железобетонные.

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

Сформировать варианты сетей для снабжения пяти потребителей района, расположение которых относительно источника питания - питающей подстанции (ППС), задано на рисунке 1.2. Категории потребителей представлены в таблице 1.6 в виде трех чисел, разделенных знаком «/». Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей I, II и III категорий по степени надежности электроснабжения.

Таблица 1.6

Категории потребителей подстанций

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категории потребителей	0/0/100	30/20/50	0/0/100	50/20/30	70/20/10

Рисунок 1.2 План - схема расположения подстанций потребителей

Варианты сетей электроснабжения показаны на рисунке 1.3.

а)

б)

в)



г)

Рисунок 1.3 Варианты схем электроснабжения района: а) радиальная; б) магистральная; в) радиально-магистральная; г) замкнутая

Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях - одна засечка соответствует одноцепной ЛЭП, две - двухцепной.

1.6 Расчет приближенного потокораспределения

Проведем расчет потокораспределения радиального варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из таблицы 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.4).



Рисунок 1.4 Расчетная схема сети

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа:

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по

Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.7.

Таблица 1.7

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0-1	0-2	0-3	0-4	0-5
	9	13	8	14	17
	2,79	4,03	2,48	4,34	5,27
	9,42	13,61	8,376	14,66	17,79

Проведем расчет потокораспределения магистрального варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из таблицы 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 Расчетная схема сети

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа:

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по

Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.8.

Таблица 1.8

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0 - 4	4 - 2	2 - 1	1 - 3	3 - 5
	61	47	38	25	17
	18,91	14,57	11,78	7,75	5,27
	63,86	49,21	39,78	26,17	17,8

Проведем расчет потокораспределения радиально-магистрального варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из таблицы 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 Расчетная схема сети

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа:

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по

Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.9.

Таблица 1.9

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0 - 2	0 - 3	0 - 4	2 - 1	3 - 5
	50	32	16	18	12
	6,82	7,75	4,34	2,79	5,27
	23,03	26,17	14,66	9,42	17,8

Проведем расчет потокораспределения замкнутого варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из таблицы 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.7).



Рисунок 1.7 Расчетная схема сети

Определим топологические характеристики схемы сети:

- количество узлов n = 6;

- количество ветвей m = 6.

Тогда количество уравнений, составляемых по 1-му закону Кирхгофа:

Количество уравнений, составляемых по 2-му закону Кирхгофа:

Таким образом, составляем полную систему уравнений по законам Кирхгофа: шесть уравнений - по 1-му закону и одно уравнение - по 2-му закону для контура:

Решим систему уравнений для следующих исходных данных:

Расчет может быть выполнен любым способом, например, в среде Mathcad с помощью матриц или с помощью блока решений Given. Результаты расчета:

(МВт).

Аналогично проводится расчет для реактивных мощностей. Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично.

Результаты вычислений заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0 - 4	4 - 2	2 - 1	1 - 3	3 - 5	0 - 5
	12,64	10,34	14,36	23,36	31,36	48,36
	2,73	0,6	4,14	6,59	10,93	16,13
	12,93	10,36	14,94	24,27	33,21	50,97

1.7 Выбор номинального напряжения сети

Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.4, заданы в таблице 1.11. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла

(1.17)

(эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощности, не превышающей 60 МВт)

По формуле Илларионова Г.А.

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 1.11.

Таблица 1.11

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 1	0 - 2	0 - 3	0 - 4	0 - 5
	70,56	61,45	39,31	32,26	24,19
	9	13	8	14	17
	59,25	70,63	55,45	71,78	77,21

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение = 110 кВ.

Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.5, заданы в таблице 1.12. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 3-5 по формуле Илларионова Г.А.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.12.

Таблица 1.12

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 4	4 - 2	1 - 3	2 - 1	3 - 5
	32,26	32,26	31,25	9,07	24,19
	61	47	25	38	17
	103,06	102,66	92,85	90,94	77,21

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение = 110 кВ.

Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.6, заданы в таблице 1.13. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 3-5 по формуле Илларионова Г.А.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.13.

Таблица 1.13

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 4	0 - 3	0 - 2	2 - 1	3 - 5
	32,26	39,31	61,45	9,07	24,19
	14	25	22	9	17
	71,78	94,19	90,62	54,81	77,21

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение = 110 кВ.

Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.7, заданы в таблице 1.14. Выбрать номинальное напряжение сети.

По формуле Илларионова Г.А.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.14.

Таблица 1.14

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 4	2 - 1	1 - 3	4 - 2	3 - 5	5 - 0
	32,26	9,07	39,31	61,45	24,19	24,19
	12,64	14,36	23,36	1,36	31,36	48,36
	68,47	66,05	91,39	23,27	99,81	68,47

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение = 110 кВ.

1.8 Выбор сечения проводов ЛЭП

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рисунке 1.4 с исходными данными из таблицы 1.11.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 0-5:

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - j_э:

Для участка 0-5:

Для участка 0-5 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение .

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.15.

Таблица 1.15

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 1	0 - 2	0 - 3	0 - 4	0 - 5
n	1	2	1	2	2
	49,5	35,76	44,01	38,52	46,74
	45,01	32,51	40,01	35,02	42,49
	70	70	70	70	70

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 0-5:

Сечение на участке 0-5 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.16.

Таблица 1.16

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 1	70	265	49,51	70
0 - 2	70	265	71,52	70
0 - 3	70	265	44,01	70
0 - 4	70	265	77,04	70
0 - 5	70	265	93.48	70

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

В колонку 5 таблицы 1.16 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие 1.21 не выполняется, то принимается ближайшее большее сечение, для которого это условие будет выполнено.

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рисунке 1.5 с исходными данными из таблицы 1.12.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 3-5:



Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - j_э:

Для участка 3-5:

Для участка 3-5 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение .

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.17.

Таблица 1.17

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 4	4 - 2	1 - 3	2 - 1	3 - 5
n	2	2	2	2	2
	168,76	130,05	69,16	105,13	47,04
	153,42	118,23	62,88	95,57	42,76
	185	150	70	120	70

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 3-5:

Сечение на участке 3-5 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.18.

Таблица 1.18

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 4	185	520	337.53	185
4 - 2	150	450	260.10	150
1 - 3	70	265	138.32	70
2 - 1	120	375	210.25	120
3 - 5	70	265	94.08	70

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

В колонку 5 таблицы 1.18 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие 1.21 не выполняется, то принимается ближайшее большее сечение, для которого это условие будет выполнено.

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рисунке 1.6 с исходными данными из таблицы 1.13.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 3-5:

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - j_э:

Для участка 3-5:

Для участка 3-5 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение .

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.19.

Таблица 1.19

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 2	0 - 3	0 - 4	2 - 1	3 - 5
n	2	2	2	1	2
	60,51	68,76	38,52	49,51	46,77
	55,01	62,51	35,02	45,01	42,52
	70	70	70	70	70

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 3-5:

Сечение на участке 3-5 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.20.

Таблица 1.20

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 2	70	265	121.02	70
0 - 3	70	265	137.52	70
0 - 4	70	265	77.04	70
2 - 1	70	265	49.51	70
3 - 5	70	265	93.54	70

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

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рисунке 1.7 с исходными данными из таблицы 1.14.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 0-3:

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - j_э:

Для участка 0-3:

Для участка 0-3 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение

.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.21.

Таблица 1.21

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 4	4 - 2	2 - 1	1 - 3	3 - 5	0 - 5
n	1	1	1	1	1	1
	67,95	54,44	78,51	127,54	174,51	241,57
	61,77	49,49	71,37	115,94	158,65	219,61
	70	70	95	120	185	240

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для замкнутой сети рассматриваются режимы с поочередным отключением головных участков: 0-4 и 0-5.

Отключение участка 0-4:

Сечение на участке 0-3 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети, а также для режима при отключении участка 0-3. На каждом участке за аварийный ток принимается максимальный. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.22.

Таблица 1.22

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 4	70	265	67,94	70
4 - 2	70	265	54,44	70
2 - 1	95	330	78,51	95
1 - 3	120	390	127,54	120
3 - 5	185	520	174,52	185
0 - 5	240	605	241,57	240

В колонку 5 таблицы 1.22 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току.

1.9 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.4, с исходными расчетными данными из таблицы 1.11 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.23.

Таблица 1.23

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 1	АСО-50	1	0,420	0,420	2,73	70,56	29,63	29,63	192,62
0 - 2	АСО-50	2	0,420	0,420	2,73	61,45	25,80	25,80	167,75
0 - 3	АСО-50	1	0,420	0,420	2,73	39,31	16,51	16,51	107,31
0 - 4	АСО-50	2	0,420	0,420	2,73	32,26	13,54	13,54	88,06
0 - 5	АСО-50	2	0,420	0,420	2,73	24,19	10,15	10,15	66,03

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-5:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 1.24.

Таблица 1.24

Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок
0 - 1	9	2,79	29,63	29,63	0,03	2,89
0 - 2	13	4,03	25,80	25,80	0,04	3,63
0 - 3	8	2,48	16,51	16,51	0,01	1,43
0 - 4	14	4,34	13,54	13,54	0,02	2,05
0 - 5	17	5,27	10,15	10,15	0,02	1,87

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз.

Результаты расчетов по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в таблицу 1.25.



Таблица 1.25

Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ

Участок
0 - 1	9	2,79	29,63	29,63	0,03	2,89
0 - 2	13	4,03	51,6	51,6	0,07	7,26
0 - 3	8	2,48	16,51	16,51	0,01	1,43
0 - 4	14	4,34	27,08	27,08	0,04	4,10
0 - 5	17	5,27	20,3	20,3	0,04	3,74

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети. В нашем случае это точки: 1, 2, 3, 4 и 5.

Пункты 1, 2, 3, 4 и 5, как это видно из таблицы 1.24 и таблицы 1.25, удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.5, с исходными расчетными данными из таблицы 1.12 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.26.

Таблица 1.26

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 4	АСО-185	2	0,156	0,409	2,82	32,26	5,03	13,19	90,97
4 - 2	АСО-150	2	0,195	0,416	2,74	41,33	8,6	17,19	113,25
2 - 1	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	9,07	3,81	3,99	23,40
1 - 3	АСО-120	2	0,249	0,423	2,69	31,25	7,78	13,22	84,06
3 - 5	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	24,19	10,16	10,64	62,41

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 3-5:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 1.27.

Таблица 1.27

Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок
0 - 4	61	18,91	5,03	13,19	0,05	4,6
4 - 2	47	14,57	8,6	17,19	0,05	5,41
2 - 1	38	11,78	3,81	3,99	0,02	1,58
1 - 3	25	7,75	7,78	13,22	0,02	2,45
3 - 5	17	5,27	10,16	10,64	0,02	1,89

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз.

Результаты расчетов по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в таблицу 1.28.

Таблица 1.28

Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ

Участок
0 - 4	61	18,91	10,06	26,38	0,09	9,19
4 - 2	47	14,57	17,2	34,38	0,11	10,82
2 - 1	38	11,78	7,62	7,98	0,03	3,17
1 - 3	25	7,75	15,56	26,44	0,05	4,91
3 - 5	17	5,27	20,32	21,28	0,04	3,78

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети. В нашем случае это точка 5.

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что меньше допустимой потери напряжения.

Аналогично проверяем сеть в послеаварийном режиме:

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что больше допустимой потери напряжения.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном режиме, но не удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме при напряжении 110 кВ, поэтому этот вариант следует исключить из дальнейшего рассмотрения.

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.6, с исходными расчетными данными из таблицы 1.13 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.29.

Таблица 1.29

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 2	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	61,45	25,81	27,04	158,54
0 - 3	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	39,31	16,51	17,3	101,42
0 - 4	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	32,26	13,55	14,19	83,23
2 - 1	АСО-70	1	0,420	0,440	2,58	9,07	3,81	3,99	23,40
3 - 5	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	24,19	10,16	10,64	62,41

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 3-5:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 1.30.

Таблица 1.30

Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок
0 - 2	22	6,82	25,81	27,04	0,06	6,22
0 - 3	25	7,75	16,51	17,3	0,05	4,52
0 - 4	14	4,34	13,55	14,19	0,02	2,08
2 - 1	9	2,79	3,81	3,99	0,004	0,38
3 - 5	17	5,27	10,16	10,64	0,02	1,89

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз.

Результаты расчетов по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в таблицу 1.31.

Таблица 1.31

Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ

Участок
0 - 2	22	6,82	51,618	54,076	0,12	12,43
0 - 3	25	7,75	33,0204	34,5928	0,09	9,04
0 - 4	14	4,34	27,0984	28,3888	0,04	4,15
2 - 1	9	2,79	7,6188	7,9816	0,01	0,75
3 - 5	17	5,27	20,3196	21,2872	0,04	3,78

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети. В нашем случае это точки: 1, 4 и 5.

Пункт 4, как это видно из таблицы 1.30 и таблицы 1.31, удовлетворяет условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что меньше допустимой потери напряжения.

Проверяем по потере напряжения точку 1:

что меньше допустимой потери напряжения.

Аналогично проверяем сеть в послеаварийном режиме:

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что меньше допустимой потери напряжения.

Проверяем по потере напряжения точку 2:

что меньше допустимой потери напряжения.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.7, с исходными расчетными данными из таблицы 1.14 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.32.

Таблица 1.32

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 4	АСО-70	1	0,420	0,440	2,58	32,26	13,55	14,19	83,23
4 - 2	АСО-70	1	0,420	0,440	2,58	32,26	13,55	14,19	83,23
2 - 1	АСО-95	1	0,314	0,429	2,65	9,07	2,85	3,89	24,04
1 - 3	АСО-120	1	0,249	0,423	2,69	31,25	7,78	13,22	84,06
3 - 5	АСО-185	1	0,156	0,409	2,82	24,19	3,77	9,89	68,22
0 - 5	АСО-240	1	0,120	0,401	2,85	24,19	2,90	9,70	68,94

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-3:

Потери напряжения на остальных у...