Для проектируемой сети следует выбрать тип опор, расположение проводов на опоре и марку проводов.

Районные электрические сети напряжением 35 кВ и выше, как правило, выполняются воздушными линиями на железобетонных, стальных или деревянных опорах с голыми сталеалюминевые проводами. В последнее время на ВЛ 10-35 кВ стали применяться защищенные провода с оболочкой выполненной из сшитого светостабилизированного полиэтилена.

При прохождении трасс линий в районах, где в воздухе находятся соединения способствующие разрушению сталеалюминевых проводов (побережья морей, соленых озер и районы с соответствующими промышленными выбросами) следует применять сталеалюминевые провода марок АСКС, АСКП, АСК.

При сооружении линий в районах с толщиной стенки гололеда менее 20 мм целесообразно применение сталеалюминевых проводов облегченной конструкции (АСО).

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм рекомендуется применять сталеалюминевые провода усиленной прочности (АСУ).

Выбор материала для опор производится с учетом конкретных экономических, климатических и географических условий района проектируемой сети.

Железобетонные опоры следует применять во всех случаях, когда использование стальных или деревянных опор экономически неоправданно, а также в районах с повышенной влажностью воздуха при среднегодовых температурах +5˚С и выше.

Стальные опоры целесообразно применять при сооружении ВЛ в горной и труднодоступной для транспорта местности, а также в особых случаях, например переходы через широкие судоходные реки, озера или в условиях городской застройки с целью обеспечения повышенной надежности.

Деревянные опоры целесообразно применять для ВЛ, трассы которых прилегают к районам, богатым строевым лесом, а также в районах с малой влажностью воздуха и среднегодовой температурой +5˚С и выше.

Выбор расположения проводов на ВЛ производится в зависимости от класса напряжения ВЛ, ее конструкции и от условий гололедообразования и интенсивности «пляски» проводов в соответствии с ПУЭ /2/.

Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ.

В районных электрических сетях применяют различные по конфигурации схемы:

- разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные,

- замкнутые резервированные схемы (кольцевые, петлевые, с двухсторонним питанием, сложно замкнутые)

Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.

Согласно ПУЭ потребители 1-ой и 2-ой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для питания потребителей 1-й категории применяются различные резервированные схемы с АВР (автоматическим вводов резерва). Питание потребителей 2-ой категории так же производится с помощью резервированных схем, но при этом допускается включение резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой.

Питание потребителей 3-ей категории может осуществляться от одного источника питания (по одно цепным нерезервированным линиям) при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превысят одних суток.

При питании потребителей района от шин распределительных устройств (РУ) электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками питания можно считать сборные шины РУ, если выполняются следующие условия:

а) каждая секция РУ имеет питание от различных генераторов или трансформаторов;

б) секции шин РУ не должны быть связаны между собой электрически или должны иметь связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из взаимно резервирующих секций шин.

При решении вопросов резервирования питания потребителей различных категорий, территориально объединенных в одном пункте сети, следует ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени надежности. Например, если в рассматриваемом пункте сети имеются потребители 1-ой, 2-ой и 3-ей категории, то выбирается резервированная схема с двумя независимыми источниками, то есть ориентируются на наличие потребителей 1-ой категории. На подстанции питающей этих потребителей устанавливается два трансформатора.

Для резервирования и исключения из работы поврежденных элементов сети в послеаварийных режимах, а так же осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей, при выборе схемы построения сети, отвечающей требованиям надежности, необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных переключений.

Таким образом, требуемая надежность схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий, трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности.

При проектировании районных сетей возникают вопросы выбора оптимального числа ступеней трансформации. В данном курсовом проекте эти вопросы не рассматриваются. Считается, что питание всех потребителей района осуществляться воздушными линиями одного напряжения.

При выборе вариантов построения сети следует руководствоваться следующими положениями:

1) Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием по возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенным в одном направлении по отношению к источнику питания (ИП), что обеспечивает снижение капиталовложений в сеть.

2) Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района, следует избегать обратных потоков мощности, так как это приводит к увеличению капитальных затрат и ухудшает такой натуральный показатель, как потери электроэнергии в сети.

3) Во избежание необоснованного завышения капиталовложений не рекомендуется использовать в качестве промежуточного сетевого звена резервированной схемы питания потребителей 1-ой, 2-ой категорий участок сети, питающей потребителей 3-ей категории, для которых допустимо применение нерезервированной схемы.

4) Применение замкнутых схем питания нескольких потребителей района целесообразно, если:

а) суммарная длина линий замкнутой схемы существенно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы в одно цепном исполнении;

б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных мало загруженных участков сети, которые используются практически в послеаварийных режимах, что значительно ухудшает технико-экономические показатели сети.

Таким образом, на начальном этапе проектирования сети формируются варианты различных по структуре схем:

- радиальная;

- магистральные;

- смешанные;

- замкнутые (кольцевые);

- сложно замкнутые.

Для построения рационального варианта разомкнутой сети можно использовать алгоритм Крускаля, с помощью которого ищется сеть минимальной длины. По алгоритму Крускаля процесс синтеза разомкнутой сети минимальной длины разбивается на шаги, на каждом из которых к сети (к узлу j, где M – множество узлов уже подключенных к сети), подключается один из узлов i ( где L множество узлов еще не подключенных к сети) расстояние между которыми минимально, т.е. .

На первом шаге множество М состоит из одного узла соответствующего РЭС, а во множество L входят все остальные узлы. На каждом шаге очередной узел, подключаемый к сети, переходит из множества L во множество М. Процесс происходит до тех пор, пока во множество М не войдут все узлы сети, а соответственно множество L не будет пустым. То есть множества M и L обладают свойствами: , где N множество всех узлов; .

Для дальнейшего проектирования на основе анализа с учетом основных положений рационального построения схем сетей выбирается 2-3 варианта (по заданию руководителя проекта).

Пример 1.5.Сформировать варианты сетей для снабжения пяти потребителей района, расположение которых относительно источника питания – районной электростанции (РЭС), задано на рисунке 1.12.. Категории потребителей представлены в таблице 1.7 в виде трех чисел, разделенных знаком /. Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1-ой, 2-ой и 3-ей категории по степени надежности электроснабжения.

Таблица 1.7 – Категории потребителей

L w0AQhe+C/2EZwZvdJCVNidmUUtRTEWwF8TbNTpPQ7G7IbpP03zue9PYe8/HmvWIzm06MNPjWWQXx IgJBtnK6tbWCz+Pr0xqED2g1ds6Sght52JT3dwXm2k32g8ZDqAWHWJ+jgiaEPpfSVw0Z9AvXk+Xb 2Q0GA9uhlnrAicNNJ5MoWkmDreUPDfa0a6i6HK5GwduE03YZv4z7y3l3+z6m71/7mJR6fJi3zyAC zeEPht/6XB1K7nRyV6u96NinWcIoi3UGgoE0XbI4KUjiVQayLOT/CeUPAAAA//8DAFBLAQItABQA BgAIAAAAIQC2gziS/gAAAOEBAAATAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAABbQ29udGVudF9UeXBlc10ueG1s UEsBAi0AFAAGAAgAAAAhADj9If/WAAAAlAEAAAsAAAAAAAAAAAAAAAAALwEAAF9yZWxzLy5yZWxz UEsBAi0AFAAGAAgAAAAhAGVayhF5BQAAayUAAA4AAAAAAAAAAAAAAAAALgIAAGRycy9lMm9Eb2Mu eG1sUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhAFmFqJvgAAAACgEAAA8AAAAAAAAAAAAAAAAA0wcAAGRycy9kb3du cmV2LnhtbFBLBQYAAAAABAAEAPMAAADgCAAAAAA= "> 5

РЭС

2 3

Рисунок 1.12

Варианты сетей представлены на рисунках 1.13-1.16

5

РЭС

2 3

Рисунок 1.13 - Радиальная сеть

5

РЭС

3 4

Рисунок 1.14 -Радиально-магистральная сеть:

1 5

РЭС

2 3

Рисунок 1.15 - Смешанная сеть

1 5

РЭС

2 3

Рисунок 1.16 - Сложнозамкнутая сеть

Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях – одна засечка соответствует одно цепной ЛЭП, две – двух цепной;

В курсовом проекте рекомендуется синтезировать множество вариантов радиально-магистральной и смешанной конфигурации, с последующим анализом и отбором наиболее целесообразных.

Предварительный расчет выбранных вариантов.

При проектировании районной сети одновременно с выбором вариантов схемы конфигурации решается вопрос выбора номинального напряжения сети, выбора сечений воздушных линий и основного электрооборудования подстанций сети. Комплексное решение этих вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов конфигурации сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно, при следующих допущениях:

- не учитывается емкостная проводимость воздушных линий;

- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме максимальных нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;

- распределение потоком мощности по участкам замкнутой сети (кольцевой, сложно замкнутой) вычисляется при условии равенства сечений проводов отдельных участков. Это позволяет производить расчет потокораспределения не по сопротивлениям участков, а по их длинам.

Поскольку в п. 1.3 компенсирующие устройства были распределены по потребителям таким образом, что их коэффициенты мощности стали одинаковыми, то расчет потокораспределения по активной и реактивной мощностям можно производить независимо друг от друга.

1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (Рисунок 1.17).

1 5

Р₀₁

0 Р₀₅

РЭС

Р₀₂ P₀₃ 4

2 3

P₃₄

Рисунок 1.17

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа

P₃₄ = P₄

P₃₄ = 11 Мвт

P₀₃ = P₃₄ + P₃

P₀₃ = 11 + 15 = 26 Мвт

P₀₁ = P₁

P₀₁ = 20 МВт

P₀₂= P₂

P₀₂= 25 МВт

P₀₅ = P₅

P₀₅ = 8 МВт

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по tgφ_ср.взв.

Q_ij=P_ij*tgφ_ср.взв. ;

Q₀₁=P₀₁*tg φ_ср.взв. =20*0,264= 5,29Мвар

Полные нагрузки участков сети

S_ij= ;

S₀₁= = = 20,69 МВА

Расчеты для остальных участков производим аналогично.

Результаты вычислений заносим в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 – Потокораспределение по ветвям сети

1.6.1.2. Выбор номинального напряжения сети.

Шкала номинальных напряжений электрических сетей России установлена ГОСТ 21128-83.

В России получили распространение две системы напряжения электрических сетей класса 35 кВ и выше: 35-110-220-500-1150 кВ и 35-110(150) -330-750 кВ. первая система применяется в большинстве ОЭС, вторая после разделения СССР осталась только в ОЭС Северо-Запада. Кроме того, в ОЭС Центра и Северного Кавказа при основной системе 35-110-500 кВ ограниченное распространение получили также сети 330 кВ.

Напряжение 110 кВ имеет наибольшее распространение для распределительных сетей во всех ОЭС России независимо от принятой системы напряжения. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции, что и сети 110 кВ, но применяются только в Кольской энергосистеме и поэтому это напряжение не рекомендуется к использованию для вновь проектируемых сетей, за исключением тех районов, где оно уже применяется. В учебном проектировании использование этого номинального напряжения допускается независимо от района проектирования.

Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее экономические показатели, так и на технические характеристики.

При повышении номинального напряжения сети снижаются потери мощности и электроэнергии, уменьшаются сечения проводов, растет предельная передаваемая мощность, облегчается бедующее развитие сети, но увеличиваются капитальные затраты на оборудование, вследствие роста затрат на изоляцию.

Определяющими факторами, влияющими на выбор напряжения сети, являются передаваемая мощность и расстояние, на которое она передается.

При решении вопросов выбора напряжения районной сети можно пользоваться эмпирической формулой Стилла:

U_opij=16 , (1.17)

где Р_ij – активная мощность передаваемая по линии, (МВт);

l_ij – длина линии (км).

Эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощности, не превышающей 60 МВт.

Более универсальной является формула Г.А. Илларионова, которая дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

(1.18)

Для принятия окончательного решения о величине номинального напряжения необходима не только оценка технических свойств, но и расчет экономической целесообразности принятого решения. Поэтому выбор номинального напряжения сети проводится повариантно: выполняются расчеты при нескольких возможных (ближайших к U_op⁾ номинальных напряжениях и для каждого из них определяются приведенные затраты. Окончательное решение принимается на основе технико-экономического сравнения вариантов таким образом, чтобы обеспечить экономичную работу сети и необходимые технические требования - качество напряжения, малые потери мощности и энергии.

Пример 1.6. Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.17 заданы в таблице 1.9. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла

По формуле Илларионова

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 1.9.

Таблица 1.9 – Выбор номинального напряжения

За номинальное напряжения линии - Uн принимается стандартное ближайшее к U_opij . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.

Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:

1) номинальное напряжение Uн=110 кВ;

2) номинальное напряжение Uн=150 кВ.

1.6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП.

Проблема выбора сечения проводников является технико-экономической в результате решения которой требуется найти оптимальное соотношение между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанными с потерями энергии в ней. С увеличением площади сечения увеличивается расход металла и следовательно увеличиваются капитальные затраты, но уменьшаются потери энергии и следовательно одна из составляющих ежегодных издержек.

Решение указанной задачи выбора сечений может быть выполнено различными методами:

1) по методу экономической плотности тока /3/;

2) по экономическим интервалам нагрузки /4/;

3) непосредственным сравнением вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Согласно методу экономической плотности тока выбор сечения осуществляется по выражению

, (1.19)

где I - расчетный ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии;

j_э - экономическая плотность тока, принимаемая в зависимости от конструкции ЛЭП (кабельная или воздушная), материала проводников и времени использования наибольших нагрузок Т_М.

Сечение, рассчитанное по 1.19, округляется до ближайшего стандартного значения.

Основным достоинством выбора площади сечения проводников линий по нормативной экономической плотности тока является его простота.

Однако такой подход имеет много недостатков. Действительно, расчетная площадь сечения проводников, определяемая по формуле (1.19), обычно не совпадает со стандартной, поэтому приходится производить округление. При определении экономической плотности тока полагается, что соблюдается линейная зависимость между капитальными затратами и площадью сечения проводников. Анализ укрупненных показателей стоимости линий на унифицированных опорах свидетельствует о том, что во многих случаях такая зависимость отсутствует, так как на одних и тех же опорах может быть подвешен провод различного сечения. Не учитывается различие стоимости 1 км линии в зависимости от материала и типа опор, расчетных климатических условий района сооружения сети. Удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии принимаются одинаковыми для различных регионов.

Некоторые из перечисленных недостатков устраняются при подходе к выбору площади сечения проводников на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки. Такие интервалы образуются пересечением кривых приведенных затрат построенных для различных сечений в зависимости от тока нагрузки линии. При этом учитывается число цепей, тип и материал опор воздушных линий, расчетные климатические условия.

По сравнению с нормативной экономической плотностью тока экономические интервалы нагрузки позволяют учитывать дискретность шкалы стандартных площадей сечений проводников и конкретные условия сооружения линии. При их построении условие линейности зависимости капитальных затрат от площади сечения не обязательно. Однако следует отметить, что для эффективного использования экономических интервалов нагрузки они должны периодически пересматриваться. Резкое увеличение стоимости материалов, оборудования и тарифов на электроэнергию привело к тому, что использование кривых экономических интервалов, построенных до 1990 года применительно к настоящему времени, вряд ли повышает адекватность принятых технических решений относительно выбора сечений.

Отсутствие достоверной информации о стоимостных показателях элементов линий делает неэффективным применение метода непосредственного сравнения вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Поэтому на основании «Рекомендаций по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше» (утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 284) в учебном проектировании допускается определение сечений ВЛ с напряжение до 500 кВ производить по нормируемой плотности тока. Рекомендуемые значения плотности тока приведены в таблице /7/

Дальнейший расчет вариантов производится для каждого из принятых номинальных напряжений в отдельности.

Рассмотрим расчет для одного из принятых номинальных напряжений – 110 кВ. Расчет для напряжения 150 кВ производится аналогично.

Определяем рабочие токи участков сети.

I_ij= ; (1.20)

где n – число цепей линии электропередачи.

Для участка 0-1

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока- j_э (экономическая плотность тока определена в пункте 1.2)

F_opij= , (1.21)

Для участка 0-1

F_op01=

Сечение найденное по экономической плотности тока округляют до ближайшего стандартного с учетом ограничений по короне. С целью исключения явления общей короны в воздушных сетях с номинальным напряжением 110 кВ и более ограничивают минимально допустимые сечения проводов. Согласно ПУЭ для ВЛ 110 кВ минимально допустимое сечение – 70 мм², для ВЛ 150 кВ – 120 мм², для ВЛ 220 кВ – 240 мм². Для ВЛ с номинальным напряжением 330 кВ и выше применяют расщепленную фазу, т.е. каждую фазу ВЛ выполняют из нескольких проводов.

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение Fст=70 мм².

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 – Расчет сечений для U_н = 110 кВ

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима.

Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока проверяются по допустимому по нагреву току наиболее тяжелого послеаварийного режима сети. Для разомкнутых сетей наиболее тяжелым послеаварийным режимом является режим выхода из строя одной из цепи двух цепных резервированных участков. При том вся передаваемая мощность будет передаваться теперь по оставшейся в работе цепи. Поэтому аварийный ток такого участка будет равен

I_авij =nI_ij, (1.22)

Условие проверки

I_{доп ij} ³ I_авij, (1.23)

Величины допустимых токов для проводов марка АС приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 – Допустимые по нагреву длительные токи нагрузки ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминевыми проводами (вне помещений при t = 20ºС)

Для участка 0-1

I_ав01=2* I₀₁

I_ав01=2*54,3=108,6 А ;

I_доп01 =265 А;

I_ав01 < I_доп01

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.12.

Таблица 1.12 – Проверка сечений по допустимому току (U_н = 110 кВ )

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

В колонку 5 таблицы 1.12 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие 1.23 не выполняется, то принимается ближайшее большее сечение, для которого это условие будет выполнено.

1.6.1.5. Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме.

Одним из требований предъявляемых к системам электроснабжения является соблюдение показателей качества электроэнергии.

Нормы показателей качества электроэнергии (ПКЭ), т.е. их допустимые значения в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети или приемники электрической энергии (точки общего присоединения), устанавливает ГОСТ 13109—97 /6/.

Стандарт устанавливает 11 видов ПКЭ, которые могут быть разделены на три группы.

К первой группе относятся отклонения частотыDf и установившееся отклонение напряжения dU_у. Поддержание этих ПКЭ возможно общесистемными средствами регулирования частоты и напряжения.

Ко второй группе относятся ПКЭ, характеризующие несинусоидальность формы кривой напряжения, несимметрию и колебания напряжения. Источниками этих искажений напряжения являются, потребители электроэнергии (электроприемники). Для координации электромагнитной совместимости и допустимого уровня помех, вносимых такими устройствами, необходимо проведения технических мероприятий, как на этапе проектирования систем электроснабжения, так и в процессе ее эксплуатации. Вопросы нормирования этих ПКЭ рассматриваются при проектировании конкретных систем электроснабжения и не рассматриваются при проектировании районных сетей.

К третьей группе относятся ПКЭ, характеризующие случайные электромагнитные явления и электротехнологические процессы в системе электроснабжения. К ним относятся провалы напряжения, перенапряжения и импульсы напряжения. В большинстве случаев они возникают в результате коммутаций или разрядов молнии в линии электропередачи.

Показатели КЭ первых двух групп нормируются ГОСТ, и на них установлены два допустимых уровня: нормальный и предельный. ПКЭ третьей группы не могут нормироваться, будучи случайными явлениями, однако статистическая информация о них имеет большое значение для нормальной эксплуатации системы электроснабжения.

Частота f является общесистемным параметром режима электроэнергетической системы и определяется балансом активной мощности. При возникновении дефицита генерируемой мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс генерируемой и потребляемой мощности, при избытке гене­рируемой мощности, наоборот, частота повышается.

Поскольку, как это указывалось в 1.3.1 баланс по активной мощности в рассматриваемом курсовом проекте выполняется с учетом покрытия потерь активной мощности в элементах сети, мощности собственных нужд электростанций, а так же обеспечения необходимого резерва, то, следовательно, частота будет находиться в установленных ГОСТом пределах.

Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии, устанавливаемые стандартом, равны соответственно 5 и 10% от номинального напряжения электрической сети.

При проектировании сетей вместо расчета значений отклонения напряжения принято оценивать величину потери напряжения и сравнивать ее с допустимой, устанавливаемой в зависимости от класса напряжения и назначения сети. Проверку по потери напряжения необходимо производить как для нормального, так и для послеаварийных режимов сети.

Для районных электрических сетей на подстанциях, которых установлены трансформаторы, оснащенные устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) допустимую потерю напряжения можно принять равной (15¸20)% для нормального режима максимальных нагрузок и (20-25)% в послеаварийных режимах. При этом проверку на допустимую потерю напряжения можно проводить не для всех узлов сети, а только для так называемых электрически наиболее удаленных точек (ЭНУТ). Для разомкнутых сетей и разомкнутых участков, примыкающих к замкнутым участкам сетей, таковыми являются все конечные точки сети. Для замкнутых сетей в качестве ЭНУТ рассматриваются точки потокораздела.

Изменение напряжения на любом элементе электрической сети зависит от параметров этих элементов и передаваемой мощности. Параметры сети определяются по соответствующим схемам замещения.

Рассмотрим проверку рассматриваемого варианта сети по потери напряжения.

Определим параметры П-образной схемы замещения ЛЭП.

Х_лij=x_oij*l_{i j} / n; (1.24)

R_лij=r_oij*l_{i j} / n; (1.25)

B_лij= *l_{i j} n, (1.26)

где x_oij, r_oij - соответственно погонное индуктивное и активное сопротивления линии участка i-j, (Ом/км);

b_oij – погонная емкостная проводимость (мкСм/км);

X_лij ,R_лij - соответственно индуктивное и активное сопротивления схемы замещения линии участка i-j (Ом);

B_лij - емкостная проводимость схемы замещения линии участка i-j (мкСм).

Значения x_o, r_o и b_o приведены в таблице 1.13.

Таблица 1.13 – Расчетные данные ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминиевыми проводами на один км