Крім забезпечення безпеки, згідно Правил технічної експлуатації (ПТЕ), потрібно передбачити зручність експлуатації: вигідність різного роду перемикань, можливість підходу до обладнання яке знаходиться в ремонті і т.д. Потреби зручності експлуатації можуть привести до більших витрат і через те у кожному конкретному випадку треба находити доцільне рішення.

Необхідно так проектувати мережу, щоб була можливість подальшого розвитку з максимальним використанням існуючих електричних станцій, підстанцій мережі і другого обладнання. Оскільки курсовий проект районної мережі виконується до курсового проекту з електричних станцій і підстанцій, то для полегшення роботи студентів у “Додатку 3”, наведені приклади найбільш поширених схем мережі і понижувальних підстанцій (рис. Д.3.1 – Д.3.3).

Одночасно із схемою вибирають номінальну напругу мережі, яка визначається потужністю на лініях електропередачі та їх довжиною.

Мережа меншої номінальної напруги звичайно менше коштує, але приводить до більших експлуатаційних витрат через збільшення втрат потужності і електроенергії. При підвищенні напруги зменшуються втрати потужності і електроенергії, зменшуються витрати провідникового матеріалу, полегшується подальший розвиток мережі, але одночасно збільшуються витрати на її спорудження. Вибір напруги в проекті проводиться за величинами потужності, що передаються ЛЕП, і довжинами цих ліній [1,4] у відповідності з даними таблиці 1,1.

Таблиця 1,1 Економічні межі номінальних напруг

Потужності на всіх ділянках мережі попередньо визначаються за умови, що мережа є однорідною. (Z₀=const). Тобто, для кожного варіанту запропонованих схем визначаються потоки потужностей по лініях без врахування втрат потужності. Довжина ділянки мережі визначається за формулою:

l = 1,1m_lL,

де m_l – масштаб в км/мм;

L – довжина на карті, мм;

1,1 – коефіцієнт нелінійності траси.

Треба сказати, що наведена вище методика вибору номінальної напруги є приблизною. Уточнення номінальних напруг здійснюється в подальших розрахунках і під час вибору перерізу проводів і техніко-економічному аналізові.

2 Вибір марки проводів ліній електропередач

Для повітряних ліній 35–220 кВ вибір поперечного перерізу проводів у проектуванні протягом довготривалого періоду проводився не на основі зіставляння техніко-економічних розрахунків, а по нормованому узагальненому показнику, за який приймали економічну густину струму j_е Цей показник приблизно відповідає мінімуму приведених народно-господарчих витрат на будівництво й експлуатацію лінії. Для вказаних ліній значення j_е були встановлені із допущення прямолінійності залежності вартості спорудження 1 км лінії від перерізу проводів.

Перехід, на початку 60-х рр. ХХ століття, до спорудження повітряних ліній на уніфікованих опорах відповідно змінив відношення у вартості ліній з різними перерізами проводів [5]. Це, в свою чергу, привело до того, що апроксимація залежності вартості лінії від перерізу проводу прямою лінією вже не відповідала дійсній нелінійній залежності і вносить істотну похибку у вибір перерізу проводів за нормативною економічною густиною струму. В цих умовах більш правильно нормувати не j_е, а економічні струмові інтервали кожної марки проводів, які визначаються з урахуванням уніфікації конструкцій повітряних ліній.

Таблиця 2,1 Економічні інтервали струмових навантажень для проводів марки АС

Метод вибору поперечного перерізу проводів ліній 35–750 кВ за економічними інтервалами більш об’єктивний [4,1] (табл. 2,1). У відповідності з цим методом вибір перерізу проводиться за розрахунковим струмовим навантаженням одного ланцюга лінії І_розр, який визначаться виразом

І_розр = ₁_ТI_(5) / n_л, (1)

де ₁ – коефіцієнт, який враховує зміну навантаження лінії за роками її експлуатації;

_Т – коефіцієнт, що враховує число годин використання максимального навантаження лінії Т_нб і коефіцієнт її попадання в максимум навантаження енергосистеми К_m;

I_(5) – сумарний струм, відповідний до максимального навантаження лінії в 5-ий рік її експлуатації;

n_л – кількість ланцюгів лінії.

Згідно рекомендацій [4] для ліній 35–220 кВ значення ₁ може бути прийняте рівним 1,05, що відповідає математичному сподіванню цього коефіцієнта в області найбільш поширених темпів росту навантаження. Значення коефіцієнта _Т для ліній 35–220 кВ при K_m=1 складають при Т_нб<4000 – 0,8; при 4000<Т_нб<6000 – 1,0; Т_нб>6000 – 1,3.

Одержане за (1) значення І_розр порівнюється зі значеннями граничних економічних навантажень для різних перерізів проводів F_(i-1), F_i, F_(i+1), які підбираються для техніко-економічного розрахунку.

При виконанні умови: І_розр < І_гр(i-1) вибирається поперечний переріз F_i-1;

I_грі > I_розр > І_гр(i-1) – вибирається переріз F_i;

I_гр(і+1) > I_розр> І_грi – вибирається переріз F_i+1.

Значення І_гр у [4] подані в залежності від номінальної напруги лінії, типу опор (одно- або дволанцюгові), матеріалу опор (залізобетон, сталь) і району кліматичних умов з ожеледі (1–4) для України та інших держав. Оскільки в складі вихідних даних проекту відсутні дані про умови вибору і матеріалу опор, то рекомендується для всіх ліній мережі, яка проектується, використовувати опори з одного й того ж матеріалу (або залізобетонні, або металеві; дерев’яні опори в наш час використовуються рідко). У випадках, коли дві лінії передбачається спорудити по одній трасі, рекомендується використовувати двохланцюгові опори, в останніх випадках – одноланцюгові. Якщо у проекті для будь-якої ділянки мережі значення І_розр перевищує граничний економічний струм для максимального перерізу проводів F_max лінії даної номінальної напруги I_{гр.ек.max}, то слід виявити доцільність варіанта спорудження цієї лінії з перетином F_max і її експлуатації з погіршеними техніко-економічними показниками (тобто при І_розр > I_{гр.ек.max}) у порівнянні з варіантами її посилення – переводом на підвищену напругу або спорудженням додаткових ланцюгів.

Разом з тим при виконанні учбового проектування внаслідок обмеженого часу розглядати варіанти з числом ланцюгів на окремих ділянках більше двох не рекомендується, якщо є другі варіанти, де на таких ділянках при такій самій номінальній напрузі умова I_розр > I_{гр.ек.max} виконується.

Для магістральних ліній з проміжними відгалуженнями потужностей вибір перерізу проводів на кожній з ділянок між підстанціями проводиться за відповідним розрахунковим струмом.

Одначе у випадках, коли розрахункові струми суміжних ділянок попадають у сусідні економічні інтервали, допускається вибір однакового перерізу для цих ділянок, який відповідає ділянці найбільшої довжини.

Оскільки механічний розрахунок сталевоалюмінієвих проводів не входить в перелік завдань даного проекту, то марка проводу вибирається відповідно із проектною практикою.

Так, для проводів з перерізом до 185 мм² застосовується марка АС нормального використання (з відповідним перерізом алюмінієвих і сталевих частин приблизно рівним –6, наприклад, АС 185/29 ). Проводи з перерізом 240–500 мм² застосовуються у полегшеному виконанні з відповідним перерізом алюмінієвих і сталевих частин приблизно рівним, наприклад АС 500/64. Параметри вибраних поперечних перерізів визначаються відповідно [4] або табл. 2,2.

2.1 Перевірка вибраних перерізів за умов допустимого нагрівання і оцінка втрат напруги у післяаварійних режимах

Як було вказано, для кожної з ділянок мережі необхідно визначити той післяаварійний режим з найбільшими навантаженнями підстанцій, в якому на ділянках тече максимальний потік потужності. За цих умов потрібно виконати перевірку вибраного перерізу за допустимим нагрівом шляхом порівняння значень струму в цьому режимі з І_доп, який надається в таблицях [4, 5], та табл. 2,3 для вибраної марки проводу. Особливу увагу слід звернути на малонавантажені ділянки кільцевих мереж в нормальних режимах, де досить часто перерізи прийняті мінімальними за умови відсутності коронування проводів.

У зв’язку з тим, що в більшості випадків розрахункові схеми для післяаварійних режимів відрізняються від схем для нормального режиму лише параметрами ділянки, де розглядається аварія (випадок – відключення одного ланцюга двохланцюгової лінії, або відсутність зв’язку між двома вузлами, наприклад, випадок відключення одного з головних ділянок кільцевої мережі), то розрахунок потокорозподілення в них утворюється досить просто і не потребує використання ЕОМ.

Для розрахунку післяаварійних режимів допустимо еквівалентувати ємнісну провідність П-образних схем заміщення ліній електропередачі половинами їх зарядної потужності Q_С, підрахованої за номінальною напругою (нульова ітерація), а підстанції навести розрахунковими навантаженнями , які визначаються виразами

= + , (2,2)

де j = 1, ..., k – номери вузлів, безпосередньо зв’язаних з 1-им вузлом лініями електропередачі;

– задане навантаження (МВА), зведене до вищої сторони трансформаторної підстанції.

Параметри режиму (потоки потужностей на початку і в кінці кожної вітки розрахункової схеми, напруга в її вузлах) визначаються методом розрахунку в два етапи при відомих із лекційного курсу допущеннях.

Мережа двох номінальних напруг розраховується у припущенні, що пристрій РПН триобмоткових трансформаторів або автотрансформаторів забезпечує на стороні середньої напруги рівень на 5–10% вище номінального.

Після визначення напруги у вузлах необхідно оцінити максимальну величину втрат напруги у процентах від номінального знамення. Якщо мережа має ділянки двох номінальних напруг, то ці втрати визначаються лише для тієї ступені, де розглядається аварія.

Таблиця 2,2 Розрахункові дані ПЛ 110-220 кВ

Таблиця 2,3 Допустимі тривалі струми і потужності для проводів марки АС

Одержані значення втрат напруги не повинні перевищувати 20 % від номінального (ПУЕ). Якщо ці умови задовольняються, то умовно припускається, що пристрої РПН двохобмоткових трансформаторів можуть забезпечити на шинах 10 кВ напругу, у відповідності з принципом зустрічного регулювання. Якщо воно не задовольняється, то такий варіант мережі може бути виключений із подальшого розгляду як технічно неконкурентноспроможний. Приклад вибору номінальної напруги і перерізу проводів наданий в додатку 4.

Результати вибору (мережі) перерізу проводів заносять у таблицю 2,4.

Наприклад: