Рисунок 7 – Расчетная схема радиально-магистральной сети
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 4-3 равен мощности потребителя 3, то есть:
Поток мощности на участке 1-4 определяем суммированием потоков, вытекающих из узла 4, и разницей между этой суммой и потоком, втекающим в узел 4:
Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке РПП-2:
Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110 кВ.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.
Таблица 2 – Выбор номинального напряжения на участках цепи для радиально-магистральной
сети
| Участок | L, км | Pi, MBт | Qi, MBAp | 
| UНОМ, кВ |
| РПП2 | 10,6 | 3,25 | 44,14 | ||
| РПП1 | 11,98 | 5,68 | 45,65 | ||
| 7,92 | 0,49 | 39,13 | |||
| 11,7 | 3,34 | 47,19 | |||
| 4ТЭЦ | 17,77 | 74,91 |
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.
Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:
– ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке
– полная мощность каждого участка
– величина номинального напряжения учатка
Ток на участке РПП-2:
Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.
Определяем расчетную токовую нагрузку линии.
- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05,
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для 
принимаем 1,3.
Расчетная токовая нагрузка участка РПП-2:
Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.
Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.
Таблица 3 – Сечения и марки проводов
| Участок | Imax, A | Ip, A | Iпав, А | Сеч, мм2 | Iдоп., А | Марка провода |
| РПП2 | 29,10 | 39,72 | 79,43 | АС-120/19 | ||
| РПП1 | 34,79 | 47,49 | 94,99 | АС-120/19 | ||
| 20,82 | 28,43 | 56,85 | АС-120/19 | |||
| 31,93 | 43,59 | 87,17 | АС-120/19 | |||
| 4ТЭЦ | 112,47 | 153,52 | 307,05 | АС-240/32 |
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети.
Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам (приложение 1) и для удобства заносим их в таблицу 4.
=15% для сетей 35-110 кВ в нормальном режиме;
=20% для сетей 35-110 кВ в аварийном режиме.
Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.
Определяем активное и индуктивное сопротивления участка РПП-2:
Определяем потерю напряжения на участке 1-2:
Определяем потерю мощности на участке 1-2:
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.
Таблица 4 – Параметры линий
| Участок | L, км | r0,Ом/км | R, Ом | x0, Ом/км | Х, Ом | ΔU, % | ΔP,МВт |
| РПП2 | 0,244 | 1,464 | 0,427 | 2,562 | 0,217 | 0,015 | |
| РПП1 | 0,244 | 0,976 | 0,427 | 1,708 | 0,194 | 0,014 | |
| 0,244 | 2,806 | 0,427 | 4,9105 | 0,224 | 0,015 | ||
| 0,244 | 2,806 | 0,427 | 4,9105 | 0,448 | 0,034 | ||
| 4ТЭЦ | 0,118 | 0,59 | 0,405 | 2,025 | 0,536 | 0,090 |
Потеря напряжения в радиально-магистральной сети считается от источника до самого удалённого потребителя. В нашем случае посчитаем для потребителей 3:
Суммарные потери активной мощности:
Для расчета берём участки, у которого самая большая потеря напряжения.
Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).
Кольцевая сеть
Рисунок 8 - Расчетная схема кольцевой сети.
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка РПП-2:
Поток мощности на участке 3-1 определяем по первому закону Кирхгофа:
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.
Выполним проверку посредством баланса мощностей.
Поток мощности, рассчитанный таким образом, совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.
Балансы активной и реактивной мощностей:
Баланс по обеим мощностям сошелся.
Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-1:
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично п.3.1.
Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: 
,
то есть они проходят по нагреву.
Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме
| Участок | P, МВт | Q, Мвар | сеч, мм2 | r0, Ом/км | x0, Ом/км | L, км | R, Ом | X, Ом | ΔU, % | ΔP, МВт |
| РПП2 | 0,36 | -2,59 | 0,422 | 0,444 | 2,532 | 2,664 | -0,054 | 0,000 | ||
| 2ТЭЦ | 10,24 | 5,84 | 0,244 | 0,427 | 4,636 | 8,113 | 0,862 | 0,118 | ||
| ТЭЦ4 | 28,76 | 11,93 | 0,159 | 0,413 | 0,795 | 2,065 | 0,432 | 2,304 | ||
| 11,46 | 5,3 | 0,244 | 0,427 | 2,806 | 4,9105 | 0,529 | 0,151 | |||
| 0,24 | -1,96 | 0,422 | 0,444 | 4,853 | 5,106 | -0,080 | 0,000 | |||
| 1РПП | 20,14 | 4,21 | 0,204 | 0,42 | 0,816 | 1,68 | 0,214 | 0,705 |
| Участок | Imax, A | Ip, A | Iдоп., А | Марка провода |
| РПП2 | 13,72 | 18,73 | АС-70/11 | |
| 2ТЭЦ | 61,87 | 84,46 | АС-120/19 | |
| ТЭЦ4 | 163,42 | 223,07 | АС-185/29 | |
| 66,27 | 90,46 | АС-120/19 | ||
| 10,36 | 14,15 | АС-70/11 | ||
| 1РПП | 107,99 | 147,41 | АС-150/24 |
Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы:
Потери напряжения при нормальном режиме меньше допустимых (15%).
Самым тяжелым считается аварийный режим. За аварию примем выход из строя участка В-1.
Рисунок 9 - Расчетная схема послеаварийного режима кольцевой сети
Определяем потоки мощности на всех участках по первому закону Кирхгофа. Определяем потерю напряжения на каждом из участков.
Таблица 6 – Некоторые параметры линий в аварийном режиме
| Участок | P, МВт | Q,Мвар | ΔU, % | Iпав, А | Iдоп., А | Марка провода |
| РПП2 | 20,5 | 1,62 | 0,511 | 147,33 | АС-70/11 | |
| 2ТЭЦ | 9,9 | -1,63 | 0,297 | 71,88 | АС-120/19 | |
| ТЭЦ4 | 48,9 | 16,14 | 0,656 | 368,93 | АС-185/29 | |
| 31,6 | 9,51 | 1,231 | 236,42 | АС-120/19 | ||
| 19,9 | 6,17 | 1,164 | 149,27 | АС-70/11 |
Из полученных данных видно, что проверка по потере напряжения выполняется:
Потеря напряжения в аварийном режиме меньше допустимых (20%).
Комбинированная сеть
Рисунок 10 - Расчетная схема комбинированной сети
Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая – радиально-магистральной.
На участке 3-4 находим мощности по первому закону Кирхгофа:
Поскольку остальная часть сети кольцевая, то разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием. Учитываем то, что мощность в точке 4 соответственно:
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:
На всех оставшихся участках цепи находим потокораспределение по первому закону Кирхгофа, аналогично тому, как мы это делали, при расчете кольцевой сети.
Проверка:
Баланс по мощностям сошелся.
Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку В-1:
Принимаем номинальное напряжение кольцевого участка 110 кВ.
По этой же формуле выбираем величину напряжения участка 3-4:
Принимаем значение 110кВ, собственно как и для всей сети, т.к. в противном случае мы будем вынуждены на ПС4 ставить автотрансформатор.
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной и кольцевой схемах.
Таблица 7 – Параметры линий в нормальном режиме
| Участок | P, МВт | Q, Мвар | сеч, мм2 | r0, Ом/км | x0, Ом/км | L, км | R, Ом | X, Ом | ΔU, % | ΔP, МВт |
| РПП2 | 3,26 | 0,422 | 0,444 | 2,532 | 2,664 | 0,045 | 0,003 | |||
| 2ТЭЦ | 7,34 | 0,244 | 0,427 | 4,636 | 8,113 | 0,641 | 0,045 | |||
| ТЭЦ4 | 31,66 | 0,118 | 0,405 | 0,59 | 2,025 | 0,414 | 3,083 | |||
| 2,66 | 0,422 | 0,444 | 4,853 | 5,106 | 0,271 | 0,004 | ||||
| 1РПП | 17,24 | 0,244 | 0,427 | 0,976 | 1,708 | 0,198 | 0,435 | |||
| 11,7 | 0,422 | 0,444 | 4,853 | 5,106 | 0,671 | 0,143 |
| Участок | Imax, A | Ip, A | Iдоп., А | Марка провода |
| РПП2 | 18,33 | 25,01 | АС-70/11 | |
| 2ТЭЦ | 45,19 | 61,68 | АС-120/19 | |
| ТЭЦ4 | 180,18 | 245,94 | АС-240/32 | |
| 22,25 | 30,37 | АС-70/11 | ||
| 1РПП | 91,73 | 125,21 | АС-120/19 | |
| 31,93 | 43,59 | АС-70/11 |
Потеря напряжения до узла «3» равна:
1,771<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.
Отключаем головной участок В-1, тогда расчетная схема будет иметь вид:
Рисунок 11 - Расчетная схема аварийного режима комбинированной сети
Рассчитаем потоки мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима (рис.11).
Далее рассчитаем некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 8.
Таблица 8 – Параметры линий в аварийном режиме
| Участок | P, МВт | Q, Мвар | сеч, мм2 | r0, Ом/км | x0, Ом/км | L, км | R, Ом | X, Ом | ΔU, % | ΔP, МВт |
| РПП2 | 20,5 | 1,62 | 0,422 | 0,444 | 2,532 | 2,664 | 0,511 | 0,716 | ||
| 2ТЭЦ | 9,9 | -1,63 | 0,244 | 0,427 | 3,416 | 5,978 | 0,219 | 0,082 | ||
| ТЭЦ4 | 8,9 | 16,14 | 0,118 | 0,405 | 0,59 | 2,025 | 0,345 | 0,250 | ||
| 19,9 | 6,17 | 0,422 | 0,444 | 4,853 | 5,106 | 1,164 | 0,714 | |||
| 11,7 | 3,34 | 0,422 | 0,444 | 4,853 | 5,106 | 0,671 | 0,143 |
| Участок | Iпав, A | Iдоп., А | Марка провода |
| РПП2 | 147,33 | АС-70/11 | |
| 2ТЭЦ | 71,88 | АС-150/24 | |
| ТЭЦ4 | 132,05 | АС-150/24 | |
| 149,27 | АС-70/11 | ||
| 43,59 | АС-70/11 |
Посчитаем суммарные потери напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 1 и 3, т.к. протяженность линий до этих участков 83 км.
Суммарная потеря напряжения подстанции 1:
Суммарная потеря напряжения подстанции 3:
В послеаварийном режиме условие 
выполняется, т.к. 2,239<20 и 1,746<20.