Электроэнергетические системы и сети

Имени Гагарина Ю.А.»

 

Электроэнергетические системы и сети

 

Методические указания к практическим занятиям

по дисциплине «Электроэнергетические системы и сеты»

для студентов очной формы обучения

направления 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»

профиль «Электроснабжение»

 

 

Саратов 2015

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Курсовой проект выполняется на тему: «Сеть для электроснабжения промышленного района». Задание на курсовой проект выдается каждому студенту индивидуально. Оно представляет собой план местности с нанесенными точками расположения потребителей и источников электроснабжения. Заданы также нагрузки потребителей (в часы наибольших нагрузок) и коэффициенты мощности. Отдельно указан процентный состав потребителей по категориям электроприемников по требуемой надежности электроснабжения. Число часов использования максимума нагрузки для всех потребителей предполагается одинаковым и также дано в задании. Кроме того, в задании указано, насколько снижается мощность потребителей в часы наименьших нагрузок. Задан также коэффициент мощности энергосистемы.

Основными источниками электроснабжения являются одна или две подстанции энергосистемы. При этом системообразующие линии, питающие эти подстанции, в задании не показаны. Кроме подстанций энергосистемы присутствуют местные электростанции ограниченной мощности, работающие в базовом режиме. Для устранения ограничений по выбору номинальных напряжений предполагается, что все источники имеют по две независимые секции шин с секционным выключателем и с номинальными напряжениями 35кВ, 110кВ и 220кВ. В каждом варианте в долевых единицах указана точная величина напряжения, поддерживаемая на этих шинах в том или ином электрическом режиме.

Низшее номинальное напряжение подстанций потребителей задается равным 6кВ или 10кВ. Предполагается, что на всех подстанциях необходимо обеспечить возможность встречного регулирования напряжения.

Экономические условия, в частности, коэффициенты удорожания, тариф на электроэнергию, максимальная эффективность капиталовложений, норма амортизационных отчислений и норма дисконта приведены в задании.

Курсовой проект должен содержать следующие разделы.

- составление баланса по активной и реактивной мощности;

- выбор и расстановка компенсирующих устройств;

- составление 9 вариантов конфигурации сети (3 радиально-магистральные, 3 кольцевые и 3 комбинированные) с описанием каждого;

- выбор трех наиболее конкурентоспособных вариантов (радиально-магистральная сеть, кольцевая и комбинированная);

- предварительный расчет радиально-магистральной сети, включая выбор номинального напряжения, определение сечений проводников, проверка проводников по техническим ограничениям, определение параметров линий и некоторых параметров нормального и послеаварийного режима;

- предварительный расчет кольцевой сети;

- предварительный расчет комбинированной сети;

- выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях потребителей;

- технико-экономическое сравнение рассчитанных вариантов сети и выбор из них лучшего;

- уточненный расчет нормального режима наибольших нагрузок;

- уточненный расчет нормального режима наименьших нагрузок;

- уточненный расчет послеаварийного режима при наибольших нагрузках;

- проверка достаточности регулировочного диапазона устройств РПН трансформаторов во всех режимах работы;

- уточнение баланса мощности;

- расчет себестоимости передачи электроэнергии.

Графическая часть проекта должна содержать:

- планы всех вариантов конфигурации сети (при этом выбранный вариант в крупном масштабе, остальные – в мелком);

- однолинейную электрическую схему сети с нанесением длин линий, марок проводов, напряжений у потребителей;

- схему замещения сети с нанесением параметров всех элементов, потоков мощности и напряжений.

Указанные чертежи можно выполнить на одном листе формата А1 или на трех листах формата А3.

Пример задания на курсовое проектирование:

 

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ

Выбор оптимального варианта схемы сети включает в себя несколько последовательных этапов. Первым из них является этап, на котором разрабатываются возможные варианты структуры связей источников питания с пунктами потребления, то есть варианты конфигурации сети. На втором этапе делается приближенная технико-экономическая оценка каждого варианта, и из них отбирается три наиболее конкурентоспособных. И, наконец, на третьем этапе путем технико-экономического сравнения выбирается наиболее оптимальный вариант.

2.1 Порядок составления вариантов

При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений.

1 Электрическая сеть должна обеспечить определенную надежность электроснабжения. Согласно ПУЭ, потребители I и II категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При питании потребителей района от шин распределительных устройств электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распредустройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей I категории применяют резервированные схемы с АВР. Питание потребителей II категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным, то есть резервный источник включается обслуживающим персоналом.

Питание потребителей III категории может осуществляться по нерезервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

Вместе с тем, обеспечивать более высокую надежность, чем требуют ПУЭ, не следует, так как дополнительные капитальные вложения трудно обосновать.

2 Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

- разомкнутые нерезервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

- разомкнутые резервированные сети, радиальные и магистральные, выполняемые двухцепными линиями;

- замкнутые резервированные сети, (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям. Составление вариантов следует начинать с наиболее простых схем - радиальных и магистральных, выбирая для них кратчайшие трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам, расположенным в одном направлении от источника питания, используется одна трасса.

3 Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малозагруженный участок. Кроме того, если простая замкнутая сеть охватывает 4...6 потребителей, то в послеаварийных режимах, возникающих при отключении одного из головных участков, в ней происходит недопустимо большая потеря напряжения.

4 Совершенно необязательно предусматривать для всей сети одно и то же номинальное напряжение. Отдельные участки, обычно самые отдаленные и мало загруженные, могут иметь более низкое номинальное напряжение, чем остальная сеть. Однако при принятии такого решения следует иметь в виду, что для соединения участков с разными номинальными напряжениями потребуются трехобмоточные трансформаторы, причем на большую мощность, которые более дороги, чем двухобмоточные.

Рекомендуется следующий порядок составления вариантов.

1) Составляется наиболее простой вариант радиально-магистральной сети, где все линии прокладываются двух- или одноцепными линиями по кратчайшим трассам.

2) Полученный вариант анализируется с точки зрения его возможных недостатков (большая протяженность линий, большое количество выключателей, дорогие подстанции и т.д.), и составляются следующие варианты, в которых эти недостатки в той или иной мере устраняются. При этом схема сети может оставаться как чисто радиально-магистральной, так и становиться смешанной, то есть включать в себя кольцевые участки.

3) Составляется вариант кольцевой сети, где все или большинство потребителей объединяются в кольцо.

4) Этот вариант также анализируется, и все следующие варианты составляются с целью устранения его недостатков. При этом также не исключено, что могут вновь появиться какие-то радиально-магистральные участки.

Все шаги по составлению вариантов нужно отразить в пояснительной записке. При этом следует иметь в виду, что в каждом следующем варианте должны устраняться какие-то недостатки предыдущих вариантов. Не нужно составлять новые варианты просто так, “для количества”.

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ

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

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

Расчет потокораспределения

Предварительный расчет потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок и всегда должен начинаться с составления расчетной схемы. На расчетную схему наносят нагрузки и указывают длину участков. Порядок расчета зависит от типа линий, образующих сеть.

Расчет потокораспределения радиально-магистральной линии делают на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так как расчет приближенный, то потерями мощности пренебрегают.

Кольцевую линию вначале условно “разрезают” по источнику и разворачивают, превращая кольцевую линию в линию с двухсторонним питанием. Далее определяют поток мощности на одном из головных участков (условно считая, что вся линия однородна), по формуле:

; (3.1)

где - поток мощности на головном участке;

- i -тая нагрузка;

- общая длина кольцевой линии;

- расстояние от места подключения i -той нагрузки до источника, противоположного рассматриваемому головному участку.

Определив поток мощности на головном участке, далее по первому закону Кирхгофа определяют потоки на остальных участках, двигаясь к противоположному источнику. Потерями также пренебрегают. В конце расчета рекомендуется сделать проверку. Для этого нужно по формуле (3.1) определить поток мощности на противоположном головном участке и сравнить его с потоком мощности, полученным по первому закону Кирхгофа.

Если от кольцевой линии, где делается расчет потокораспределения, отходит радиальная или магистральная линия, то все нагрузки этой линии считаются находящимися в точке подключения линии.

Если кольцевая линия получает питание по радиальной, то “разрез” делают в точке подключения кольцевой линии к радиальной.

Если в сеть входят источники ограниченной мощности, работающие в базовом режиме (например, местная ТЭЦ), то они при расчете потокораспределения учитываются, как отрицательные нагрузки.

Примеры расчетов потокораспределения для различных типов линий приведены в [4].

Выбор сечений проводников

Все реальные проводники обладают некоторым активным сопротивлением, поэтому при пропускании тока греются, то есть часть передаваемой по линии электропередачи мощности неминуемо расходуется на этот нагрев. При этом суммарные потери электроэнергии в электрических сетях достигают колоссальных объемов. Существует только один способ снижения этих потерь - это уменьшение активного сопротивления проводников.

При обычных температурах уменьшить сопротивление проводника из алюминия или меди можно только путем увеличения его сечения. Но увеличение сечения влечет за собой увеличение стоимости ЛЭП. Таким образом, увеличению сечения сопутствуют два конкурирующих фактора. С одной стороны это снижение затрат на компенсацию потерь электроэнергии. С другой – увеличение затрат на сооружение ЛЭП. Понятно, что увеличение сечения выгодно лишь до тех пор, пока первый фактор действует сильнее, чем второй. Сечение, которое соответствует минимуму затрат, называют экономически целесообразным. Выбор экономически целесообразного сечения может производиться разными методами. В курсовом проекте используется метод экономических интервалов.

При выборе сечения, как и при решении любой технико-экономической задачи, необходимо учитывать и существующие технические ограничения.

Таблица 4.2-Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления

Тип линии	Стоимость сооружения К0i , тыс.руб/км для провода марки:
АС-70/11	АС-95/16	АС-120/19	АС-150/24	АС-185/29	АС-240/32
Двухцепная 35 кВ	-				-	-
Одноцепная 110 кВ
Двухцепная 110 кВ
Погонное сопротивление, R0i, Ом/км	0,429	0,306	0,249	0,198	0,162	0,121

Как следует из таблицы, стоимость сооружения линий с проводами марок АС-70/11 и АС-95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70 мм² и 95 мм² экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.

. Определяем наибольшее значение параметра , приняв ; руб/кВт∙ч; и час:

(кВт/руб.)^1/2.

Определяем граничный ток для одной из пар сечений, скажем, для мм² и мм² для двухцепной линии 110 кВ:

А.

Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично. Результаты заносим в табл.4.3.

Таблица 4.3 -Граничные токи между сечениями

Пары сечений	120/150	150/185	185/240	150/240	120/240
Двухцепная 35 кВ	252,4
Одноцепная 110 кВ	119,0	316,7	459,7
Двухцепная 110 кВ	483,3	500,7	469,2	484,2	483,8

Для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240 мм² получился меньше, чем для пары сечений 150 и 185 мм ². Это озна­чает, что сечение 185 мм ² экономического интервала не имеет. Поэтому оп­ределяем граничный ток для пары сечений 150 и 240 мм ². Он оказался прак­тически равным граничному току для пары сечений 120 и 150 мм ². Следова­тельно, экономический интервал сечения 150 мм ² также практически отсут­ствует. Поэтому определяем граничный ток для пары сечений 120 и 240 мм ².

Итак, при данной стоимости сооружения линий для двухцепных линий 35 кВ экономически выгодными могут быть только два сечения: 120 мм ² и 150 мм ². Для одноцепных линий 110 кВ могут быть выгодными сечения 120 мм ², 150 мм ², 185 мм ² и 240 мм ². Для двухцепных линий 110 кВ – 120 мм ² и 240 мм ². На рисунке 4.5 представлены номограммы экономических интервалов, построенные по данным табл.4.3.

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

По [3, рис.6.1] для заданного значения числа часов использования максимума определяем . В качестве приемлемого срока окупаемости примем года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит . Стоимость потерь электроэнергии принимаем 0,6 руб./кВт∙ч. Норму отчислений на амортизацию и обслуживание на основании [3, табл.6.32] примем .

Тогда (кВт/руб.)^1/2.

Определяем наибольший ток в одной цепи линии А-1:

А.

По номограмме для двухцепной линии 35 кВ на рис. 4.5 определяем, что при ток 81,2 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм ². Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-120/19.

Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 162,4 А. Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 390 А [3, табл.6.54А], то есть значительно выше. По коронному разряду проверку не делаем, так как напряжение 35 кВ.

Определяем некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление Ом/км берем из табл.3, реактивное погонное сопротивление Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:

Ом; Ом.

Потери мощности в линии: МВт.

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме: кВ или ;

кВ или .

Отметим, что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмерима с пределами регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35 кВ [3.табл.6.48], составляющими ±8 ×1,5 = ±12%. Поэтому, если при уточненном расчете окажется, что на шинах потребителя 1 в послеаварийном режиме не удается обеспечить требуемый уровень напряжения, то придется перейти на номинальное напряжение 110 кВ.

Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в табл.4.4.

Таблица 4.4- Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий

Участок	S, МВА	I, А	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP, МВт	DU, %
А-1	9,85	81,24		0,249	5,23	0,414	8,69	0,41	6,17
А-2	17,69	46,42		0,249	7,60	0,427	13,02	0,20	1,64
2-3	5,87	48,41		0,249	3,98	0,414	6,62	0,11	2,77
А-4	39,07	102,53		0,249	7,10	0,427	12,17	0,90	3,41
4-5	22,63	59,39		0,249	2,74	0,427	4,70	0,12	0,76
5-6	8,67	22,75		0,249	3,49	0,427	5,98	0,02	0,37

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности: МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

%;

%.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:

в магистрали А-3 - %;

в магистрали А-6 - %.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже, чем возможности устройств РПН.

Теперь для сопоставления повторим выбор сечений проводов методом экономической плотности тока. Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов и числа часов использования максимума в соответствии с [9, табл.1.3.36] составляет 1,0 А/мм². Экономические сечения определяем по формуле . Затем выбираем ближайшее стандартное сечение. Расчет произведен в табл.4.5.

Таблица 4.5-Стандартные сечения, выбранные по экономической плотности тока

Участок	А-1	А-2	2-3	А-4	4-5	5-6
Iнб, А	81,24	46,42	48,41	102,53	59,39	22,75
Fэк, мм2
Fст

Как следует из таблицы, сечения получились совершенно другие, чем при использовании метода экономических интервалов.

Теперь выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.

Среди потребителей ПС1 согласно заданию имеются потребители I и II категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям: (4-14) и (4-15). То есть:

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН [6.табл.6.134].

Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для ПС4 и ПС6:

Для обеих ПС выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Мощности трансформаторов для ПС4 - 10 МВА и для ПС 6 - 6,3 МВА.

На ПС2 предусматриваем установку трехобмоточных трансформаторов, поэтому при определении их номинальной мощности учитываем и нагрузку ПС3:

Выбираем КТПБ 110/35/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА.

Определяем номинальную мощность трансформаторов на ПС3:

Выбираем КТПБ 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 4 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.

Потребители ПС5 только третьей категории. Поэтому предусматриваем установку одного трансформатора с номинальной мощностью, удовлетворяющей условию (4-13):

Выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 16 МВА.

Кольцевая сеть

Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

МВт;

Мвар.

Поток на участке 1-3 определяем по первому закону Кирхгофа: МВА.

Потоки на остальных участках определяются аналогично. Результаты расчета приведены в табл.4.6.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку Б-4:

кВ.

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.

Выбор сечений проводов произведен методом экономических интервалов аналогично п.4.6.1. Результаты расчетов представлены в табл.4.6. Там же приведены результаты расчета параметров сети и параметров нормального режима.

Таблица 4.6-Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Участок	S, МВА	I, А	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP, МВт	DU,%
А-1	30,38	159,44		0,121	5,08	0,405	17,01	0,39	2,54
1-3	20,52	107,72		0,162	6,64	0,413	16,93	0,23	1,96
3-2	14,66	76,93		0,198	6,34	0,42	13,44	0,11	1,24
2-6	2,83	14,86		0,249	6,97	0,427	11,96	0,00	0,25
6-5	5,84	30,65		0,249	6,97	0,427	11,96	0,02	0,49
5-4	19,80	103,92		0,198	4,36	0,42	9,24	0,14	1,14
4-Б	36,24	190,23		0,121	6,90	0,405	23,09	0,75	4,13

Общие потери мощности составляют МВт; общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рис.4.7. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения проведен в табл.4.7.

Таблица 4.7-Потеря напряжения в послеаварийном режиме

DUА-1, %	DU1-3, %	DU3-2, %	DU2-6, %	DU6-5, %	DU5-4, %	DU ,%
6,14	5,98	4,73	3,69	2,74	1,06	24,47

Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме оказалась значительно выше, чем пределы регулирования устройств РПН [3, табл.6.47]. Поэтому переходим к варианту 10 (сложно-замкнутая сеть).

Сложно-замкнутая сеть

Перед расчетом потокораспределения преобразуем ее в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разнесем нагрузку 1 между точкой А и точкой 3 (рис.4.8, а)). При этом в точку 3 перемещается мощность:

МВА.

Это увеличивает нагрузку в точке 3 до величины:

МВА.

Теперь эту новую нагрузку точки 3 разносим между точками А и 2 (рис.4.8, б)):

МВА.

При этом в точке 2 нагрузка увеличивается до величины:

МВА.

Теперь две параллельные линии А-1-3-2' и А-2 заменяем одной эквивалентной (рис. 4.8, в)) и определяем ее длину:

км.

Получившуюся в результате преобразования кольцевую линию “разрезаем” по источнику и представляем, как линию с двухсторонним питанием. Далее, так же как в п.4.6.2, производим расчет потокораспределения. Результаты расчета представлены на расчетной схеме (рис.4.9).

Теперь преобразуем сеть в обратном порядке и находим потоки мощности на других участках.

Потоки мощности на участках А-2 и А-1-3-2:

МВА.

МВА.

Нагрузку возвращаем в точку 3, а нагрузку - в точку 1:

МВА;

МВА;

МВА.

Расчетная схема сложно-замкнутой сети до преобразования (точнее, после обратного преобразования) представлена на рисунке 4.10.

 

По полученным данным выбираем сечения линий, определяем их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчетов представлены в табл.4.8.

Таблица 4.8-Сечения провода и некоторые параметры сложно-замкнутой сети

Участок	I, А	F, мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP,МВт	DU, %
А-1	99,72		0,198	8,32	0,420	17,64	0,25	2,31
1-3	48,00		0,198	8,12	0,420	17,22	0,06	1,08
3-2	17,21		0,249	7,97	0,427	13,66	0,01	0,36
А-2	110,26		0,162	9,88	0,413	25,19	0,36	3,29
2-6	65,54		0,198	5,54	0,420	11,76	0,07	1,02
А-4	139,04		0,162	9,23	0,413	23,54	0,54	3,90
4-5	53,23		0,198	4,36	0,420	9,24	0,04	0,64
5-6	20,05		0,249	6,97	0,427	11,96	0,01	0,37

 

Общие потери мощности составляют МВт; потеря напряжения до точки потокораздела %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в простую кольцевую сеть. Расчетная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.11.

Расчет потокораспределения по этой схеме произведен аналогично п.4.6.2. Особенностью расчета является только то, что нагрузка в точке 2 кольца представляет собой сумму нагрузок собственно потребителя 2 и магистрали 2-6-5-4.

Далее проведена проверка соответствия нагрузок линий в послеаварийном режиме длительно допустимым нагрузкам для выбранных сечений и проведен расчет потерь напряжения на каждом участке. Результаты расчета сведены в табл.4.9.

Таблица 4.9-Потери напряжения в послеаварийном режиме сложно-замкнутой сети

DUА-1, %	DU1-3, %	DU3-2, %	DUВ-2, %	DU2-6, %	DU6-5, %	DU5-4, %	DU ,%
3,13	1,99	1,23	5,47	2,89	2,61	0,96	12,81

Комбинированная сеть

Расчетная схема этого варианта представ­лена на рис.4.12. Расчет пото­кораспределения кольце­вого участка вы­полнен аналогично п.4.7.2. При этом нагрузка в точке 2 принята равной сумме на­грузок потребителей 2 и 6. Расчет потокораспределе­ния на магистральном участке выполнен аналогично п.4.7.1.

Выбор номинального напряжения, выбор сечений проводников, расчет параметров линий и некоторых параметров режима произведен аналогично ранее рассмотренным вариантам. Результаты расчета представлены в табл.4.10.

Таблица 4.10-Сечения и некоторые параметры комбинированной сети

Участок	Uном	I, А	F,мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP,МВт	DU, %
А-1		92,92		0,198	8,32	0,420	17,64	0,22	1,95
1-3		41,20		0,249	10,21	0,427	17,51	0,05	0,98
3-2		10,41		0,249	7,97	0,427	13,66	0,00	0,19
Б-2		97,17		0,198	12,08	0,420	25,62	0,34	2,96
2-6		22,75		0,249	3,49	0,427	5,98	0,02	0,37
А-4		79,79		0,249	7,10	0,427	12,17	0,54	2,66
4-5		36,64		0,249	2,74	0,427	4,70	0,04	0,47

 

Общие потери мощности составляют МВт. Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек составляет % и %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает после отказа головного участка Б-2, а в магистральной части – после отказа одной из цепей участка А-4.

При этом в линии А-4 в цепи, оставшейся в работе, удваивается ток, но его величина все равно ниже, чем допустимая для дан