ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ
Задачей предварительного расчета является приближенное определение некоторых параметров сети, на основании которых можно было бы сделать технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбрать из них лучший. Расчету подлежат:
- потокораспределение в сети;
- сечения проводов на всех участках и соответствующие активные и реактивные сопротивления;
- потери активной мощности и наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме;
- потокораспределение в наиболее тяжелом послеаврийном режиме;
- проверка выбранных сечений проводов по условиям нагрева в послеаварийном режиме;
- проверка сети по наибольшей потере напряжения в после-аварийном режиме.
Кроме того, в этом разделе необходимо также выбрать трансформаторы подстанций потребителей.
При предварительном расчете режима сети делаются следующие допущения:
* потери мощности в трансформаторах и зарядная мощность ВЛ не учитываются.
* источники ограниченной мощности (ТЭЦ, ТЭС,) учитываются, как нагрузки с отрицательным знаком;
* напряжения во всех точках сети считаются равными номинальному;
* сеть считается однородной.
Расчет потокораспределения радиально-магистральных сетей производят по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленного потребителя к источнику питания.
Расчет потокораспределение в простых замкнутых схемах начинают с ”разрезания кольца” и определения потоков активной и реактивной мощности на головных участках по формулам:
| ггде: | Qi; Pi | - активная и реактивная мощности потребителей; |
LiB 
| - расстояние от i-того потребителя до противопо-ложного источника питания; | |
| LAB | - длина всей кольцевой линии. |
Потоки мощности на остальных участках определяются по первому закону Кирхгофа.
При расчете сложнозамкнутых сетей необходимо вначале с помощью преобразований привести сеть к линии с двухсторонним питанием. Методы преобразования изложены в гл.10 [2].
(Для всех рассматриваемых вариантов в пояснительной записке должны быть приведены расчетные схемы с нанесенными на них нагрузками, потоками мощности, полученными в расчете и напряжениями в узлах.)
После расчета потокораспределения определяется номинальное напряжение сети (методика изложена выше) и сечения проводов. Согласно ПУЭ сечения проводов питающих линий определяются по экономической плотности тока по формуле:
| где: | 
| - экономическая плотность тока, принимается в соответствии с Тим (дается в задании); |
| n | - количество цепей. |
По рассчитанным таким образом сечениям принимаются ближайшие стандартные, с учетом механической прочности и условий исключения явлений коронирования.
Здесь необходимо отметить, что в связи с быстрым изменением экономических условий в России существенно изменяется соотношение цен на материалы и на электроэнергию, поэтому значения экономических плотностей тока, представленные в ПУЭ, объективно уже не являются экономическими, и поэтому данный метод часто дает ошибочные результаты. Более надежным в этом смысле является метод экономических интервалов при условии построения номограмм в соответствии с действующими на момент проектирования ценами.
Для каждого выбранного сечения определяют погонные параметры Xo и Ro и по ним определяют активные и реактивные сопротивления участков по формулам:
Rуч = Ro Lуч; Xуч = Xo Lуч;
Затем по формуле:
| где Pуч и Qуч | -потоки активной и реактивной мощности на участке, |
определяются потери напряжения по участкам и, затем, - наибольшая потеря напряжения, то есть потеря напряжения от источников питания до наиболее удаленного (электрически) потребителя. При суммировании потерь напряжения по участкам следует принимать во внимание направление потока мощности на участке, так как в зависимости от этого напряжение вдоль участка может или уменьшаться или увеличиваться.
Потери активной мощности по участкам определяются по формуле: 
и затем суммируются для всей сети.
По итогам расчета нормального режима сети для каждого варианта составляется таблица по следующей форме (табл. 2).
табл. 2
| Участок | Длина, км | Число цепей | Поток мощности, МВ∙А | Расчетное сечение, кв.мм | Стандартное сечение, кв.мм |
продолжение табл. 2
| Xо,Ом/км | Yо,Ом/км | X,Ом | Y,Ом | DP, МВт | DU, кВ |
Наиболее тяжелым послеаварийным режимом считается работа сети при повреждении и отключении наиболее загруженного головного участка замкнутой сети, или одной из цепей магистральной линии на головном участке, или отключение ТЭС, если она имеет ограниченную мощность.
При этом рекомендуется следующий порядок расчета.
- рассчитываются параметры участков сети (если они изменились) и составляется расчетная схема сети в послеаварийном режиме;
- рассчитывается потокораспределение;
- по условиям нагрева проверяются и, если необходимо, кор-ректируются сечения проводов;
- определяется потеря напряжения (только на участках, где она изменилась) и наибольшая потеря напряжения.
Если наибольшая потеря напряжения превышает допустимую, необходимо принять меры к ее уменьшению. Такими мерами могут быть (в порядке возрастания эффективности):
* увеличение сечения проводов на одну-две ступени;
* выполнение наиболее загруженных участков кольцевой сети двухцепными линиями (в этом случае наиболее тяжелый послеава-рийный режим возникает после повреждения и отключения наиболее загруженного из участков, оставшихся одноцепными)
* прокладка дополнительных линий электропередачи.
По результатам расчета послеаварийного режима рекомендуется составить таблицу, аналогичную табл. 2
Мощность трансформаторов двухтрансформаторных подстанций выбирается, с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, возникающем при отключении одного из трансформаторов:
Мощность трансформаторов для однотрансформаторных подстанций выбирается проще: 
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Сравнение вариантов электроснабжения промышленного района
удобнее всего производить по приведенным затратам:
З = Ен КS + Игод + У
| где: | Ен | -нормативная эффективность капиталовложений; |
| КS | -суммарные капиталовложения в строительство сети; | |
| Игод | -ежегодные эксплуатационные расходы; | |
| У | -ежегодный ущерб от недоотпуска электроэнергии. |
Лучшим считается вариант,имеющий наименьшие приведенные затраты.
Капиталовложения в строительство сети определяются по укрупненным показателям, как сумма капиталовложений в строи-тельство ЛЭП и подстанций:
КS = Клэп + Кп/ст,
где
Клэп = S Клэпi Li;
Кп/ст= Ктр+Кору +Квык + Кирм; причем:
| Клэпi | - стоимость 1 км ВЛ, зависящая от сечения провода, числа цепей и типа опор (приложение 3); |
| Li | - длина участка сети, км; |
| Ктр | - стоимость трансформаторов подстанций потребителей (приложение 4); |
| Кору | - стоимость открытых распределительных устройств; |
| Квык | - стоимость выключателей (учитываются выключатели на подстанциях потребителей, если они там предусмотрены, и выключатели на отходящих фидерах источников); |
| Кирм | - стоимость источников реактивной мощности; |
Ежегодные издержки определяются по выражению:
Игод = Ил + Ип/ст +ИDw
| где: | Ил =(aа + aто) Клэп | - издержки на амортизацию и обслуживание воздушных линий; | ||
| Ип/ст=(aа+aто)К п/ст | -издержки на амортизацию и обслуживание подстанционного оборудования; | |||
| ИDw = DP tнб b | -расходы на возмещение потерь электрической энергии; | |||
| b | -стоимость 1 кВт ч. | |||
| a | -норма амортизационных отчислений | |||
Ущерб от недоотпуска электроэнергии У определяется и учитывается лишь в тех случаях, когда электроснабжение осуществляется по нерезервированным схемам и варианты существенно отличаются по надежности.
Для оценки надежности электроснабжения можно использовать такой показатель, как поток отказов в течение года:
W = (S Li wi)/100 + nт wт + nв wв;
| где wi; wт; wв | - поток отказов ВЛ (на 100 км), трансформаторов и выключателей (на одну штуку) - см. табл.3; |
| Li; nт; nв | - длины участков ВЛ, число трансформаторов и выключателей. |
табл.3
| Напряжение, кВ | ||||
| Элемент | ||||
| Одноцепная ВЛ | 1,4 | 1,1 | 0,6 | |
| Двухцепная ВЛ | 1,1 | 0,9 | 0,5 | |
| Трансформатор | 0,01 | 0,02 | 0,02 | |
| Выключатель | 0,02 | 0,03 | 0,07 | |
Результаты технико-экономического расчета всех вариантов свести в табл. 4:
табл 4
| Вариант | Клэп | Кп/ст | КS | Ил | Ип/ст | ИDw | Игод | З | W |
На основании технико-экономического расчета выбирается лучший вариант. Это можно сделать или только по приведенным затратам, приняв вариант с минимальными приведенными затратами, или учесть также и другие параметры (надежность, потери энергии, расход цветного металла и т.д.). В первом случае расчет проще, но может привести к ошибочному результату, так как нет достоверных данных о величине Ен - Во втором случае результат получается более надежным, но сам расчет более трудоемкий.
В пояснительной записке следует изложить все аргументы ”за” и ”против” каждого варианта и сделанный выбор обосновать.
УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ
ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА
В этом разделе курсового проекта следует выполнить расчет режима наибольших нагрузок, режима наименьших нагрузок и после-аварийного режима. Расчет каждого из этих режимов производится в следующем порядке.
Определяются расчетные нагрузки подстанций.
Составляется расчетная схема сети.
Производится уточненный расчет потокораспределения.
Определяется напряжение у каждого потребителя, проверяется достаточность диапазона регулирования напряжения трансформаторов потребителей и действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций потребителей.
В режиме наибольших нагрузок определяются суммарные потери активной мощности.
В послеаварийном режиме проверяются сечения проводов ВЛ по условиям нагрева.
В режиме наибольших нагрузок уточняются балансы активной и реактивной мощности.
Определяется себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети.
Расчетные нагрузки подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения, определяются по выражению:
S расч = Pнагр + DPтр +j(Qнагр +DQтр -S(Qсi/2));
| где | Pнагр; Qнагр | -нагрузка потребителя в соответствующем режиме на стороне низшего напряжения подстанции; |
| DPтр; DQтр | -потери мощности в трансформаторах; | |
| Qсi/2 | -зарядная мощность участка сети, примыкающего к подстанции. |
Нагрузки потребителей в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном берутся по данным табл.1, а в режиме наименьших нагрузок - вычисляются в соответствии с заданным коэффициентом уменьшения нагрузки b:
Pнмi = Pнбi b
Qнмi = Pнмi tgjнмi;
tgjнмi = tgjнбi -0,03;
Здесь tgjнбi -коэффициент реактивной мощности потребителя в режиме наибольших нагрузок с учетом компенсации.
В режиме наименьших нагрузок следует оценить выгодность отключения одного из трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях. Отключение выгодно, если
Sнмi < Sном тр Ö 2DPх/DPк;
Уточненный расчет потокораспределения производится с учетом действительных напряжений и потерь мощности на участках.
Если сеть замкнутая, то вначале определяются потоки мощности на головных участках по формуле: 
Здесь при выполнении расчетов приходится иметь дело с операциями с комплексными числами Если это представляет трудность, то можно определить активную и реактивную составляющие потока мощности на головном участке отдельно, оперируя только с действительными числами:
PА = GАВå(Pi Ri-B+Qi Xi-B)+BABå(Pi Xi-B-Qi Ri-B);
QA = -GАВå(Pi Xi-B-Qi Ri-B)+BABå(Pi Ri-B+Qi Xi-B);
где GАВ и BAB- активная и реактивная проводимости кольца, причем:
Затем, двигаясь от головных участков к середине кольца, по первому закону Кирхгофа определяют приближенные значения потоков мощности по участкам и находят точки потокораздела.
Полученные потоки и точку потокораздела наносят на расчетную схему.
Затем по точке потокораздела делят замкнутую сеть на две разомкнутые и составляют расчетные схемы для каждой линии. Двигаясь от конца линий к источникам, определяют потери мощности на каждом участке и с учетом этих потерь уточняют потоки мощности в конце и в начале каждого участка. При этом напряжения во всех точках считаются равными номинальному. После этого, двигаясь от источников к концам линий, определяют потери напряжения и, начиная от заданного напряжения источника, определяют напряжения во всех точках. Все полученные потоки мощности и напряжения наносят на расчетные схемы. Методика такого расчета достаточно подробно изложена в [2], п.3.6.
Если сеть имеет радиально-магистральную конфигурацию, то уточненный расчет потокораспределения начинают сразу с определения потерь мощности в конце магистрали и, далее, аналогично изложенному.
Определение напряжений на стороне низшего напряжения (НН) подстанций и оценка достаточности диапазона регулирования напряжения трансформаторов производится в следующем порядке.
Вначале определяется напряжение на стороне НН трансформатора U¢нн, приведенное к стороне ВН:
U¢нн = Uвн -DUтр
Затем определяют напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение Uжел на стороне НН: Uотв.расч. =U¢нн U2ном /Uжел;
Здесь U2ном - низшее номинальное напряжение трансформатора.
Стандартные напряжения ответвлений определяются по выражению: Uотв.ст. = (1± DК ni/100)Uвн;
| где | ni | -номер ответвления |
| DК | -ступень изменения напряжения, %, по паспортным данным. трансформатора. |
Выбрав ответвление, для которого стандартное напряжение наиболее близко к расчетному, определяют действительное напряжение на стороне НН: U2действ. = U¢нн U2ном/Uотв.ст.
Желаемые напряжения во всех режимах могут быть даны в задании. Если в задании они не даны, то следует руководствоваться требованиями ПУЭ.
Суммарные потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок определяются простым суммированием потерь по участкам.
Проверка сечений по условиям нагрева в послеаварийном режиме производится аналогично предварительному расчету, но при этом следует использовать уточненные потоки мощности.
При уточнении баланса мощности вначале определяется общая активная мощность, потребляемая от источников, как сумма потоков активной мощности в началах головных участков: Pпотр. =åPгол.уч
Реактивная мощность источников равна: Qг =Pг tgjсист.
Потребляемая реактивная мощность: Qпотр. =åQгол.уч.
В последнем выражении необходимо учесть зарядные мощности линий, не учтенные при определении расчетных нагрузок подстанций.
Если потребляемая реактивная мощность превышает мощность источников, то есть в системе имеется дефицит реактивной мощности, то необходимо на соответствующую величину увеличить мощность ИРМ у наиболее удаленных потребителей. Если же имеется избыток реактивной мощности, то нужно уменьшить мощность ИРМ у ближайших к источнику питания потребителей.
Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети определяется по формуле: 
| где | Wгод | - электроэнергия, потребленная за год всеми потребителями, кВт ч; |
| åPi | - сумма активных мощностей потребителей, кВт; | |
| Игод | - годовые издержки на амортизацию, обслуживание и на покрытие потерь электроэнергии, руб. |
При определении годовых издержек следует применять методику, используемую при технико-экономическом сравнении вариантов, но при этом учесть действительные потери активной мощности, полученные в уточненном расчете и новую стоимость ИРМ, учитывающую изменение их мощности после уточнения баланса мощностей.
