Электрическая сеть промышленного района

Размещено на http://www.allbest.ru/

38

Белорусский национальный технический университет

Кафедра ” Электрические системы”

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему: "Электрическая сеть промышленного района"

По дисциплине: "Передача и распределение электрической энергии"

Руководитель: Волков А.А.

Исполнитель: Азаров М.Л.

Минск 2009

Содержание

Введение

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

2. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном максимальном и послеаварийном режимах для двух вариантов сети

3. Выбор номинального напряжения сети, числа цепей линий и ориентировочной мощности КУ

4. Выбор сечений проводов

5. Выбор числа, типов и мощности трансформаторов на подстанциях

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

7. Расчёт монтажных кривых

8. Технико-экономические характеристики выбранного варианта сети

9. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийного режима

10. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения

Заключение

Литература

Введение

На 1.01.2006г. установленная мощность всех энергоисточников РБ составила 7498,8 тыс.кВт, в том числе: КЭС - 3330, ТЭЦ - 3964, блок-станции -передвижные и дизельные - 198,1, гидроэлектростанции - 6,7. Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию - 272 г у.т/кВт.ч, на тепловую энергию 172,7 кг у.т/Гкал, технологический расход на транспорт электроэнергии 11,92%, тепловой энергии - 9,15%.

Ниже приведена схема основной электрической сети энергосистемы РБ.

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети промышленного района, которая является частью энергосистемы.

Проектируемая электрическая сеть должна удовлетворят определённым технико-экономическим требованиям. С учётом этих требований инженер- проектировщик должен выбрать наиболее подходящий вариант сети. Оптимальным вариантом является тот, который имеет наименьшее значение приведенных затрат. Однако необходимо учитывать и другие требования: напряжение в узлах сети необходимо поддерживать близким к номинальному значению, в послеаварийных режимах (при отключении линии электропередачи) потребители Й и ЙЙ должны получать электроэнергию надлежащего качества и другие.

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

Табл. 1 Длины линий

1-2	1-3	1-5	2-5	2-8	3-5	3-7	3-8	4-6	4-7	5-7	5-8	6-8
57	40	55	66	88	31	40	57	26	75	27	33	48

Рис. 1

I) l=440 км II) l=438 км III) l=462 км IV) l=374 км V) l=438 км

Задача выбора конфигурационной модели сети многокритериальная. Эта схема должна удовлетворять определенным условиям. Необходимо обеспечить технически допустимые потоки мощности (токи) в ветвях и напряжения в узлах в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах, а также необходимый уровень надежности электроснабжения потребителей в соответствии с их категорией и потребляемой мощностью.

В качестве критерия сопоставления вариантов сети используем суммарную длину линий. Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках. Таким образом, для дальнейшей разработки оставляем варианты: I и II.

2. Приближенный расчёт потокораспределения в нормальном максимальном и послеаварийном режиме для двух вариантов сети

В качестве приближенного метода расчета применяем метод контурных уравнений, при этом прибегаем к допущениям:

- номинальные напряжения линий одинаковые;

-сечение проводов линий одинаковые. Следовательно, их сопротивления пропорциональны длинам, проводимости не учитываем.

- потери мощности в трансформаторах не учитываются. Следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы не учитывать.

Для схемы I:



Рис. 2

P₂=39МВт P₃=5 МВт P₄=16 МВт P₅=48 МВт P₆=24 МВт P₇=38 МВт P₈=S₈*cosц=40*0.85=34 МВт

P₇₄=Y-P₇;

P₆₄= P₄-P₇₄=P₄-Y+P₇;

P₈₆=P₆₄+P₆=P₄-Y+P₇+P₆;

P₃₈=X-Y-P₃;

P₅₈=P₈₆-P₃₈-P₈= P₄-Y+P₇+P₆-X+Y+P₃-P₈ = P₄+P₇+P₆-X+P₃-P₈

P₂₅=P₅₈+P₅= P₄+P₇+P₆-X+P₃-P₈+P₅

P₁₂=P₂₅+P₂= P₄+P₇+P₆-X+P₃-P₈+P₅+P₂

Контур I:

-X*l₁₃ +P₁₂*l₁₂+P₂₅*l₂₅+P₅₈*l₅₈-P₃₈*l₃₈=0

-X*(l₁₃+l₁₂+l₂₅+l₅₈+l₃₈) +Y*l₃₈+(P₄+P₇+P₆+P₃-P₈+P₅+P₂)*l₁₂+(P₄+P₇+P₆+P₃-

-P₈+P₅)*l₂₅+ (P₄+P₇+P₆+P₃-P₈)*l₅₈+P₃*l₃₈=0

-X*(40+57+66+31+57)+Y*57+(16+38+24+5-34+48+39)*57+(16+38+24+5-

-34+48)*66+(16+38+24+5-34)*31+5*57=0

-X*251+Y*57+15958=0

Контур II:

P₃₈*l₃₈+P₈₆*l₈₆+P₆₄*l₆₄-P₇₄*l₇₄-Y*l₃₇=0

(X-Y-P₃)*l₃₈+ (P₄-Y+P₇+P₆)*l₈₆+ (P₄-Y+P₇)*l₆₄-(Y-P₇)*l₇₄-Y*l₃₇=0

X*l₃₈-Y*(l₃₈+l₈₆+l₆₄+l₇₄+l₃₇) +( P₄+P₇+P₆)*l₈₆- P₃*l₃₈+(P₄+P₇)* l₆₄ + P₇*l₇₄=0

X*57-Y*(57+48+26+75+40)+(16+38+24)*48-5*57+(16+38)*26+38*75=0

X*57-Y*246+7713=0

Решаем систему:

Находим X=74.625 Y=48.65

Мощности на участках:

P₁₃=74.625 МВт P₃₇=48.65 МВт P₇₄=10.65 МВт P₆₄=5.35МВт

P₈₆=29.35 МВт P₃₈=20.975 МВт P₅₈=-25.625 МВт P₂₅=22.375МВт

P₁₂=61.375 МВт

P₁=136 МВт

Определяем реактивную мощность в линиях.

 Мвар Мвар Мвар Мвар Мвар Мвар

Контур I:

-X*l₁₃ +Q₁₂*l₁₂+Q₂₅*l₂₅+Q₅₈*l₅₈-Q₃₈*l₃₈=0

-X*(l₁₃+l₁₂+l₂₅+l₅₈+l₃₈)+Y*l₃₈+(Q₄+Q₇+Q₆+Q₃-Q₈+Q₅+Q₂)*l₁₂+(Q₄+Q₇+Q₆+Q₃-Q₈+Q₅)*l₂₅+ (Q₄+Q₇+Q₆+Q₃-Q₈)*l₅₈+Q₃*l₃₈=0

-X*(40+57+66+31+57)+Y*57+(11.17+22.55+14.24+3.49-21.07+28.48+ +27.22)*57 +(11.17+22.55+14.24+3.49-21.07 +28.48)*66 +(11.17+22.55+14.24+ +3.49-21.07)*31+3.49*57=0

-X*251+Y*57+9932.03=0

Контур II:

Q₃₈*l₃₈+Q₈₆*l₈₆+Q₆₄*l₆₄-Q₇₄*l₇₄-Y*l₃₇=0

(X-Y-Q₃)*l₃₈+ (Q₄-Y+Q₇+Q₆)*l₈₆+ (Q₄-Y+Q₇)*l₆₄-(Y-Q₇)*l₇₄-Y*l₃₇=0

X*l₃₈-Y*(l₃₈+l₈₆+l₆₄+l₇₄+l₃₇) +( Q₄+Q₇+Q₆)*l₈₆- Q₃*l₃₈+(Q₄+Q₇)* l₆₄ + Q₇*l₇₄=0

X*57-Y*(57+48+26+75+40)+(11.17+22.55+14.24)*48-3.49*57+ +(11.17+22.55)*26+22.55*75=0

X*57-Y*246+4671.12=0

Решаем систему:



Находим X=46.32 Y=29.72

Q₁₃=46.32 МВар Q₃₇=29.72 МВар Q₇₄=7.17 МВар Q₆₄=4МВар

Q₈₆=18.24 МВар Q₃₈=13.11 МВар Q₅₈=-15.94 МВар Q₂₅=12.54МВар

Q₁₂=39.76 МВар

Q₁=86.08 МВар

Таким образом потоки полной мощности в линиях:

S₁₃=87.83 МВА S₃₇=57 МВА S₇₄=12.84 МВА S₆₄=6.68МВА

S₈₆=34.56 МВА S₃₈=24.74 МВА S₅₈=-30.18 МВА S₂₅=25.65МВА

S₁₂=73.13 МВА

S₁=160 МВА

Табл. 2.1

№ ветви	Мощность
	Активная P, МВт	Реактивная Q, Мвар	Полная S, МВА
1-2	61,37	39,76	73,12
1-3	74,63	46,32	87,83
2-5	22,38	12,54	25,65
3-7	48,65	29,72	57,01
3-8	20,98	13,11	24,74
4-6	5,35	4	6,68
5-8	25,63	15,94	30,18
6-8	29,35	18,24	34,56
7-4	10,65	7,17	12,84

Действительные потоки мощности на участках:



Рис. 3

Аварийный режим: отключена линия 8-6.

Рис. 4

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₈₃=X

Уравнение для контура: X*l₃₈ -P₁₃*l₁₃+P₁₂*l₁₂+P₂₅*l₂₅+P₅₈*l₅₈=0

P₅₈=X-P₈;

P₂₅= P₅₈+P₅=X-P₈₊P₅;

P₁₂=P₂₅+P₂=X-P₈+P₅+P₂;

P₁₃= P₃₇+P₃-P₈₃= P₆+P₄+P₇+P₃-X;

P₄₆=P₆

P₇₄=P₄₆+P₄= P₆+P₄;

P₃₇=P₇₄+P₇= P₆+P₄+P₇;

X*(l₃₈+l₁₃+l₁₂+l₂₅+l₅₈)-(P₆+P₄+P₇+P₃)*l₁₃+(-P₈+P₅+P₂)*l₁₂+ (-P₈+P₅)*l₁₂-P₈*l₅₈=0

X*(57+40+57+66+31)-(24+16+38+5)*40+(-34+48+39)*57+(-34+48)*66-34*31=0

251*X-429=0

X=1.71

Мощности на участках:

P₈₃=1.71 МВт P₅₈=-32,29 МВт P₂₅=15,71 МВт P₁₂=54,71 МВт

P₄₆=24 МВт P₇₄=40 МВт P₃₇=78 МВт P₁₃=81,29МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

X*(l₃₈+l₁₃+l₁₂+l₂₅+l₅₈)-(Q₆+Q₄+Q₇+Q₃)*l₁₃+(-Q₈+Q₅+Q₂)*l₁₂+(-Q₈+Q₅)*l₁₂-Q₈*l₅₈=0

X*(57+40+57+66+31)-(14.24+11.17+22.55+3.49)*40+(-21.07+28.48+27.22)*57+(-21.07+28.48)*66-21.07*31=0

251*X-248.2=0

X=0.99

Мощности на участках:

Q₈₃=0,99 Мвар Q₅₈=-20,08 Мвар Q₂₅=8,4 Мвар Q₁₂=35,62 Мвар

Q₄₆=14,24 Мвар Q₇₄=25,41 Мвар Q₃₇=47,96 Мвар Q₁₃=50,46 Мвар

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.2

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	54,71	35,62	65,28
1-3	81,29	50,46	95,67
2-5	15,71	8,4	17,81
3-7	78	47,96	91,56
3-8	1,71	0,99	1,97
4-6	24	14,24	27,90
5-8	32,29	20,08	38,02
6-8	отключена
7-4	40	25,41	47,38

Аварийный режим: отключена линия 3-8.

Рис. 5

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₁₃=X

Уравнение для контура:

-X*l₁₃ -P₃₇*l₃₇-P₇₄*l₇₄+P₆₄*l₆₄+P₈₆*l₈₆+P₅₈*l₅₈+P₂₅*l₂₅+P₁₂*l₁₂=0

P₃₇=X-P₃;

P₇₄= P₃₇-P₇=X-P₃-P₇;

P₆₄=P₄-P₇₄=P₄-X+P₃+P₇;

P₈₆= P₆₄+P₆=P₄-X+P₃+P₇₊P₆;

P₅₈=P₈₆-P₈=P₄-X+P₃+P₇₊P₆-P₈

P₂₅=P₅₈+P₅= P₄-X+P₃+P₇₊P₆-P₈+P₅;

P₁₂=P₂₅+P₂=P₄-X+P₃+P₇₊P₆-P₈+P₅+P₂;

-X*(l₁₃+l₃₇+l₇₄+l₆₄+l₈₆+l₅₈+l₂₅+l₁₂)+P₃*l₁₃+(P₃+P₇)*l₇₄+(P₄+P₃+P₇)*l₆₄-

-(P₄+P₃+P₇+P₆)*l₈₆+(P₄+P₃+P₇+P₆-P₈)*l₅₈+(P₄+P₃+P₇+P₆-P₈+P₅)*l₂₅+ +(P₄+P₃+P₇+P₆-P₈+P₅+P₂)*l₁₂=0

X*(40+40+75+26+48+31+66+57)+5*40+43*75+59*26+83*48+49*31+97*66+136*57=0

-383*X+24616=0

X=64.27

Мощности на участках:

P₁₃=64.27 МВт P₃₇=59.27 МВт P₇₄=21.27 МВт P₆₄=-5.27 МВт

P₈₆=18.73 МВт P₅₈=-15.27 МВт P₂₅=32.73 МВт P₁₂=71.73МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

-X*(l₁₃+l₃₇+l₇₄+l₆₄+l₈₆+l₅₈+l₂₅+l₁₂)+Q₃*l₁₃+(Q₃+Q₇)*l₇₄+(Q₄+Q₃+Q₇)*l₆₄-

-(Q₄+Q₃+Q₇+Q₆)*l₈₆+(Q₄+Q₃+Q₇+Q₆-Q₈)*l₅₈+(Q₄+Q₃+Q₇+Q₆-Q₈+Q₅)*l₂₅+ +(Q₄+Q₃+Q₇+Q₆-Q₈+Q₅+Q₂)*l₁₂=0

X*(40+40+75+26+48+31+66+57)+3.49*40+26.04*75+37.21*26+51.45*48+30.38*31+58.86*66+86.08*57=0

-383*X+15258.76=0

X=39.84

Мощности на участках:

Q₁₃=39,84 Мвар Q₃₇=36,35 Мвар Q₇₄=13,8 Мвар Q₆₄=-2,63 Мвар

Q₈₆=11,61 Мвар Q₅₈=-9,46 Мвар Q₂₅=19,02 Мвар Q₁₂=46,24 Мвар

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.3

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	71,73	46,24	85,342
1-3	64,27	39,84	75,617
2-5	32,73	19,02	37,855
3-7	59,27	36,35	69,529
3-8	отключена
4-6	5,27	2,63	5,8898
5-8	15,27	9,46	17,963
6-8	18,73	11,61	22,036
7-4	21,27	13,8	25,355

Аварийный режим: отключена линия 5-8.

Рис. 6

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₃₈=X

Уравнение для контура:

-X*l₃₈ +P₈₆*l₈₆+P₆₄*l₆₄+P₄₇*l₄₇-P₃₇*l₃₇=0

P₂₅=P₅

P₁₂=P₂₅+P₂= P₅+P₂;

P₈₆=P₈-X;

P₆₄= P₈₆-P₆=P₈-X-P₆;

P₄₇=P₆₄-P₄= P₈-X-P₆-P₄;

P₃₇=-P₄₇+P₇=-P₈+X+P₆+P₄+ P₇;

-X*(l₈₃+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇)+P₈*l₁₃+(P₈-P₆)*l₆₄+(P₈-P₆-P₄)*l₄₇-(-P₈+P₆+P₄+P₇)*l₃₇=0

-X*(57+48+26+75+40)+34*48+(34-24)*26+(34-24-16)*75-(-34+24+16+38)*40=0

-246*X-318=0

X=-1.29

Мощности на участках:

P₃₈=-1.29 МВт P₂₅=48 МВт P₁₂=87 МВт P₈₆=35.29 МВт

P₆₄=11.29 МВт P₄₇=-4.71 МВт P₃₇=42.71 МВт P₁₃=49МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

-X*(l₈₃+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇)+Q₈*l₁₃+(Q₈-Q₆)*l₆₄+(Q₈-Q₆-Q₄)*l₄₇-(-Q₈+Q₆+Q₄+Q₇)*l₃₇=0

-X*(57+48+26+75+40)+21.07*48+(21.07-14.24)*26+(21.07-14.24-11.17)*75-(-21.07+14.24+11.17+22.55)*40=0

-246*X-212.16=0

X=-0.86

Мощности на участках:

Q₃₈=-0.86 Мвар Q₂₅=28.48 Мвар Q₁₂=55.7 Мвар Q₈₆=21.93 Мвар

Q₆₄=7.69 Мвар Q₄₇=-3.48 Мвар Q₃₇=26.03 Мвар Q₁₃=30.38 Мвар

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.4

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	87	55,7	103,3
1-3	49	30,38	57,654
2-5	48	28,48	55,813
3-7	42,71	26,03	50,017
3-8	1,29	0,86	1,5504
4-6	11,29	7,69	13,66
5-8	Отключена
6-8	35,29	21,93	41,549
7-4	4,71	3,48	5,8562

Аварийный режим: отключена линия 1-3.

Рис. 7

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₈₃=X

Уравнение для контура:

-X*l₃₈ +P₈₆*l₈₆+P₆₄*l₆₄+P₄₇*l₄₇-P₃₇*l₃₇=0

P₃₇=X-P₃

P₄₇=P₇-P₃₇= P₇-X+P₃;

P₆₄= P₄₇+P₄=P₇-X+P₃+P₄;

P₈₆=P₆₄+P₆= P₇-X+P₃+P₄+P₆;

-X*(l₃₈+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇)+( P₇+P₃+P₄+P₆)*l₈₆+(P₇+P₃+P₄)*l₆₄+(P₇+P₃)*l₄₇+ P₃*l₃₇=0

X*(57+48+26+75+40)+(38+5+16+24)*48+(38+5+16)*26+(38+5)*75+5*40=0

-246*X+8943=0

X=36.35

Мощности на участках:

P₈₃=36.35 МВт P₃₇=31.35 МВт P₄₇=6.65 МВт P₆₄=22.65 МВт

P₈₆=46.65 МВт

P₅₈=X+P₈₆-P₈=36.35+46.65-34=49;

P₂₅= P₅₈+P₅=49+48=97;

P₁₂= P₂₅+P₂=97+39=136;

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

-X*(l₃₈+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇)+( Q₇+Q₃+Q₄+Q₆)*l₈₆+(Q₇+Q₃+Q₄)*l₆₄+(Q₇+Q₃)*l₄₇+ +Q₃*l₃₇=0

-X*(57+48+26+75+40)+(22.55+3.49+11.17+14.24)*48+(22.55+3.49+11.17)*26+(22.55+3.49)*75+3.49*40=0

-246*X+5529.66=0

X=22.48

Мощности на участках:

Q₈₃=22.48 Мвар Q₃₇=18.99 Мвар Q₄₇=3.56 Мвар Q₆₄=14.73 Мвар

Q₈₆=28.97 Мвар

Q₅₈=X+Q₈₆-Q₈=22.48+28.97-21.07=30.38;

Q₂₅= Q₅₈+Q₅=30.38+28.48=58.86;

Q₁₂= Q₂₅+Q₂=58.86+27.22=86.08;

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.5

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	136	86,08	160,95
1-3	отключена
2-5	97	58,86	113,46
3-7	31,35	18,99	36,653
3-8	36,35	22,48	42,74
4-6	22,65	14,73	27,018
5-8	49	30,38	57,654
6-8	46,65	28,97	54,913
7-4	6,65	3,56	7,543

Аварийный режим: отключена линия 1-2.

Рис. 8

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₃₈=X

Уравнение для контура:

X*l₃₈ +P₈₆*l₈₆+P₆₄*l₆₄+P₄₇*l₄₇-P₃₇*l₃₇=0

P₅₂=P₂

P₈₅=P₅₂+P₅= P₂+P₅;

P₈₆=X+P₈-P₈₅=X+P₈-P₂-P₅;

P₆₄= P₈₆-P₆=X+P₈-P₂-P₅-P₆;

P₄₇=P₆₄-P₄=X+P₈-P₂-P₅-P₆-P₄;

P₃₇= P₇-P₄₇= P₇-X-P₈+P₂+P₅+P₆+P₄;

X*(l₃₈+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇)+(P₈-P₂-P₅)*l₈₆+(P₈-P₂-P₅-P₆)*l₆₄+(P₈-P₂-P₅-P₆-P₄)*l₄₇-(P₇-P₈+P₂+P₅+P₆+P₄)*l₃₇=0

X*(57+48+26+75+40)+(34-39-48)*48+(34-39-48-24)*26+(34-39-48-24-16)*75-(38-34+39+48+24+16)*40=0

246*X-16761=0

X=68.13

Мощности на участках:

P₃₈=68.13 МВт P₅₂=39 МВт P₈₅=87 МВт P₈₆=15.13 МВт

P₆₄=-8.87 МВт P₄₇=-24.87 МВт P₃₇=62.87 МВт P₁₃=136МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

X*(l₃₈+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇)+(Q₈-Q₂-Q₅)*l₈₆+(Q₈-Q₂-Q₅-Q₆)*l₆₄+(Q₈-Q₂-Q₅-Q₆-Q₄)*l₄₇-(Q₇-Q₈+Q₂+Q₅+Q₆+Q₄)*l₃₇=0

X*(57+48+26+75+40)+(21.07-27.22-28.48)*48+(21.07-27.22-28.48-14.24)*26+(21.07-27.22-28.48-14.24-11.17)*75-(22.55-21.07+27.22+28.48+14.24+ +11.17)*40=0

246*X-10739.46=0

X=43.66

Мощности на участках:

Q₃₈=43.66 Мвар Q₅₂=27.22 Мвар Q₈₅=55.7 Мвар Q₈₆=9.03 Мвар

Q₆₄=-5.21 Мвар Q₄₇=-16.38 Мвар Q₃₇=38.93 Мвар Q₁₃=86.08 Мвар

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.6

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	Отключена
1-3	136	86,08	160,95
2-5	39	27,22	47,56
3-7	62,87	38,93	73,947
3-8	68,13	43,66	80,919
4-6	8,87	5,21	10,287
5-8	87	55,7	103,3
6-8	15,13	9,03	17,62
7-4	24,87	16,38	29,78

Для схемы II:

Рис. 9

P₄₇=Y+P₇;

P₄₆= P₄₇+P₄=Y+P₇+P₄;

P₈₆=P₄₆+P₆=Y+P₇+P₄+P₆;

P₅₃=X+P₃-Y;

P₈₅=P₅₃+P₅=X+ P₃-Y+P₅

P₂₈=P₈₅+P₈₆-P₈=X+P₃-Y+P₅+Y+P₇+P₄+P₆-P₈=X+P₃+P₅+P₇+P₄+P₆-P₈

P₁₂=P₂₈+P₂= X+P₃+P₅+P₇+P₄+P₆-P₈+P₂

Контур I:

X*l₁₃ +P₁₂*l₁₂+P₂₈*l₂₈+P₈₅*l₈₅+P₅₃*l₅₃=0

X*(l₁₃+l₁₂+l₂₈+l₈₅+l₅₃)-Y*(l₈₅+l₅₃)+(P₃+P₅+P₇+P₄+P₆-P₈+P₂)*l₁₂+(P₃+P₅+P₇+P₄+P₆-P₈)*l₂₈+ (P₃+P₅)*l₈₅+P₃*l₅₃=0

X*(40+57+88+33+31)-Y*(33+31)+(5+48+38+16+24-34+39)*57+(5+48+38+16+24-34)*88+(5+48)*33+5*31=0

X*249-Y*64+18192=0

Контур II:

P₈₆*l₈₆+P₄₆*l₄₆+P₄₇*l₄₇+Y*l₇₃-P₅₃*l₅₃-P₈₅*l₈₅=0

-X*(l₅₃+l₈₅)+Y*(l₈₆+l₄₆+l₄₇+l₇₃+l₅₃+l₈₅)+( P₇+P₄+P₆)*l₈₆+(P₇+P₄)*l₄₆+P₇*l₄₇- P₃*l₅₃-(P₃+P₅)*l₈₅=0

-X*(31+33)+Y*(48+26+75+40+31+33)+(38+16+24)*48+(38+16)*26+38*75-5*31-(5+48)*33=0

-X*64-Y*253+6094=0

Решаем систему:



Находим X=-84.76 Y=-45.53

Мощности на участках:

P₁₃=-84.76 МВт P₇₃=-45.53 МВт P₄₇=-7.53 МВт P₄₆=8.47МВт

P₈₆=32.47 МВт P₅₃=-34.23 МВт P₈₅=13.77 МВт P₂₈=12.24МВт

P₁₂=51.24 МВт

P₁=136 МВт

Определяем реактивную мощность в линиях.

Контур I:

X*l₁₃ +Q₁₂*l₁₂+Q₂₈*l₂₈+Q₈₅*l₈₅+Q₅₃*l₅₃=0

X*(l₁₃+l₁₂+l₂₈+l₈₅+l₅₃)-Y*(l₈₅+l₅₃)+(Q₃+Q₅+Q₇+Q₄+Q₆-Q₈+Q₂)*l₁₂ +(Q₃+Q₅+Q₇+ Q₄ +Q₆-Q₈)*l₂₈+ (Q₃+Q₅)*l₈₅+Q₃*l₅₃=0

X*(40+57+88+33+31)-Y*(33+31)+(3.49+28.48+22.55+11.17+14.24-21.07+27.22)*57+(3.49+28.48+22.55+11.17+14.24-21.07)*88+(3.49+28.48)*33+3.49*31=0

X*249-Y*64+11249.44=0

Контур II:

Q₈₆*l₈₆+Q₄₆*l₄₆+Q₄₇*l₄₇+Y*l₇₃-Q₅₃*l₅₃-Q₈₅*l₈₅=0

X*(l₅₃+l₈₅)+Y*(l₈₆+l₄₆+l₄₇+l₇₃+l₅₃+l₈₅)+(Q₇+Q₄+Q₆)*l₈₆+(Q₇+Q₄)*l₄₆+Q₇*l₄₇-Q₃*l₅₃-(Q₃+Q₅)*l₈₅=0

X*(31+33)+Y*(48+26+75+40+31+33)+(22.55+11.17+14.24)*48+(22.55+11.17)*26+22.55*75-3.49*31-(3.49+28.48)*33=0

-X*64-Y*253+3706.85=0

Решаем систему:

Находим X=-52.35 Y=-27.9

Q₁₃=-52.35 МВар Q₃₇=-27.9 МВар Q₄₇=-5.35 МВар Q₄₆=5.82МВар

Q₈₆=20.06 МВар Q₅₃=-20.96 МВар Q₈₅=7.52 МВар Q₂₈=6.51МВар

Q₁₂=33.73 МВар

Q₁=86.08 МВар

Таким образом потоки полной мощности в линиях:

S₁₃=-99.62 МВА S₃₇=-53.40 МВА S₄₇=-9.24 МВА S₄₆=10.28МВА

S₈₆=38.17 МВА S₅₃=-40.14 МВА S₈₅=-15.69 МВА S₂₈=13.86МВА

S₁₂=61.35 МВА

S₁=160 МВА

Табл. 2.7

№ ветви	Мощность
	Активная P, МВт	Реактивная Q, Мвар	Полная S, МВА
1-2	51,24	33,73	61,35
1-3	84,76	52,35	99,62
2-8	12,24	6,51	13,86
3-5	34,23	20,96	40,14
3-7	45,53	27,9	53,40
4-6	8,47	5,82	10,28
4-7	7,53	5,35	9,24
5-8	13,77	7,52	15,69
6-8	32,47	20,06	38,17

Действительные потоки мощности на участках:

Рис. 10

Аварийный режим: отключена линия 2-8.

Рис. 11

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₈₅=X

Уравнение для контура:

-X*l₈₅ +P₈₆*l₈₆+P₆₄*l₆₄+P₄₇*l₄₇-P₃₇*l₃₇+P₃₅*l₃₅=0

P₃₅=P₅-X;

P₈₆= P₈-X;

P₆₄=P₈₆-P₆= P₈-X-P₆;

P₄₇=P₆₄-P₄=P₈-X-P₆-P₄;

P₃₇=P₇-P₄₇=P₇- P₈+X+P₆+P₄;

-X*(l₈₅+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇+l₃₅)+P₈*l₈₆+(P₈-P₆)*l₆₄+(P₈-P₆-P₄)*l₄₇-(P₇-P₈+P₆+P₄)*l₃₇+P₅*l₃₅=0

-X*(33+48+26+75+40+31)+34*48+(34-24)*26+(34-24-16)*75-(38-34+24+16)*40+45*31=0

-253*X+1077=0

X=4.26

Мощности на участках:

P₈₅=4.26 МВт P₃₅=43.74 МВт P₈₆=29.74 МВт P₆₄=5.74 МВт P₄₇=-10.26 МВт P₃₇=48.26 МВт

P₁₃= P₃₅+P₃₇+P₃=43.74+48.26+5=97МВт

P₁₂=P₂=39 МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

-X*(l₈₅+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇+l₃₅)+Q₈*l₈₆+(Q₈-Q₆)*l₆₄+(Q₈-Q₆-Q₄)*l₄₇-(Q₇-Q₈+Q₆+Q₄)*l₃₇+Q₅*l₃₅=0

-X*(33+48+26+75+40+31)+21.07*48+(21.07-14.24)*26+(21.07-14.24-11.17)*75-(22.55-21.07+14.24+11.17)*40+28.48*31=0

-253*X+670.72=0

X=2.65

Мощности на участках:

Q₈₅=2.65 Мвар Q₃₅=25.83 Мвар Q₈₆=18.42 Мвар Q₆₄=4.18 Мвар Q₄₇=-6.99 Мвар Q₃₇=29.54 Мвар

Q₁₃= Q₃₅+Q₃₇+Q₃=25.83+29.54+3.49=58.86 Мвар

Q₁₂=Q₂=27.22 Мвар

Q₁=86.08 Мвар

Табл. 2.8

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	39	27,22	47,56
1-3	97	58,86	113,46
2-8	Отключена
3-5	43,74	25,83	50,797
3-7	48,26	29,54	56,583
4-6	5,74	4,18	7,1007
4-7	10,26	6,99	12,415
5-8	4,26	2,65	5,017
6-8	29,74	18,42	34,982

Аварийный режим: отключена линия 5-8.

Рис. 12

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₆₄=X

Уравнение для контура:

X*l₆₄ -P₇₄*l₇₄-P₃₇*l₃₇-P₁₃*l₁₃+P₁₂*l₁₂+P₂₈*l₂₈+P₈₆*l₈₆+=0

P₇₄=P₄-X;

P₃₇= P₇₄+P₇=P₄-X+P₇;

P₃₅=P₅;

P₁₃= P₃+P₃₅+P₃₇=P₃+P₅+P₄-X+P₇;

P₈₆=X+P₆

P₂₈=P₈₆-P₈=X+P₆-P₈;

P₁₂=P₂+P₂₈=P₂+X+P₆-P₈;

X*(l₆₄+l₇₄+l₃₇+l₁₃+l₁₂+l₂₈+l₈₆)-P₄*l₇₄-(P₄+P₇)*l₃₇-(P₃+P₅+P₄+P₇)*l₁₃+(P₂+P₆-P₈)*l₁₂+(P₆-P₈)*l₂₈+P₆*l₈₆=0

X*(26+75+40+40+57+88+48)-16*75-(16+38)*40-(5+48+16+38)*40+(39+24-34)*57+(24-34)*88+24*48=0

374*X-5715=0

X=15.28

Мощности на участках:

P₆₄=15.28 МВт P₇₄=0.72 МВт P₃₇=38.72 МВт P₃₅=48 МВт

P₁₃=91.72 МВт P₈₆=39.28 МВт P₂₈=5.28 МВт P₁₂=44.28 МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

X*(l₆₄+l₇₄+l₃₇+l₁₃+l₁₂+l₂₈+l₈₆)-Q₄*l₇₄-(Q₄+Q₇)*l₃₇-(Q₃+Q₅+Q₄+Q₇)*l₁₃+(Q₂+Q₆-Q₈)*l₁₂+(Q₆-Q₈)*l₂₈+Q₆*l₈₆=0

X*(26+75+40+40+57+88+48)-11.17*75-(11.17+22.55)*40-(3.49+28.48+11.17+22.55)*40+(27.22+14.24-21.07)*57+(14.24-21.07)*88+14.24*48=0

374*X-3569.44=0

X=9.54

Мощности на участках:

Q₆₄=9.54 Мвар Q₇₄=1.63 Мвар Q₃₇=24.18 Мвар Q₃₅=28.48 Мвар

Q₁₃=56.15 Мвар Q₈₆=23.78 Мвар Q₂₈=2.71 Мвар Q₁₂=29.93 Мвар

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.9

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	44,28	29,93	53,446
1-3	91,72	56,15	107,54
2-8	5,28	2,71	5,9349
3-5	48	28,48	55,813
3-7	38,72	24,18	45,65
4-6	15,28	9,54	18,014
4-7	0,72	1,63	1,7819
5-8	Отключена
6-8	39,28	23,78	45,917

Аварийный режим: отключена линия 8-6.

Рис. 13

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₄₆=X

Уравнение для контура:

X*l₈₅+P₅₃*l₅₃-P₁₃*l₁₃+P₁₂*l₁₂+P₂₈*l₂₈=0

P₄₆=P₆

P₇₄=P₄₆+P₄= P₆+P₄;

P₃₇=P₇₄+P₇= P₆+P₄+P₇;

P₅₃=X-P₅;

P₁₃= P₃₇+P₃-P₅₃= P₆+P₄+P₇+P₃-X+ P₅;

P₂₈=X-P₈;

P₁₂=P₂+P₂₈=P₂+X-P₈;

X*(l₈₅+l₅₃+l₁₃+l₁₂+l₂₈)-P₅*l₅₃-(P₆+P₄+P₇+P₃+P₅)*l₁₃+(P₂-P₈)*l₁₂-P₈*l₂₈=0

X*(33+31+40+57+88)-48*31-(24+16+38+5+48)*40+(39-34)*57-34*88=0

249*X-9435=0

X=37.89

Мощности на участках:

P₈₅=37.89 МВт P₄₆=24 МВт P₇₄=40 МВт P₃₇=78 МВт

P₅₃=-10.11 МВт P₁₃=93.11 МВт P₂₈=3.89 МВт P₁₂=42.89 МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

X*(l₈₅+l₅₃+l₁₃+l₁₂+l₂₈)-Q₅*l₅₃-(Q₆+Q₄+Q₇+Q₃+Q₅)*l₁₃+(Q₂-Q₈)*l₁₂-Q₈*l₂₈=0

X*(33+31+40+57+88)-28.48*31-(14.24+11.17+22.55+3.49+28.48)*40+(27.22-21.07)*57-21.07*88=0

249*X-5583.69=0

X=22.42

Мощности на участках:

Q₈₅=22.42 Мвар Q₄₆=14.24 Мвар Q₇₄=25.41 Мвар Q₃₇=47.96 Мвар

Q₅₃=-6.06 Мвар Q₁₃=57.51 Мвар Q₂₈=1.35 Мвар Q₁₂=28.57 Мвар

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.10

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	42,89	28,57	51,534
1-3	93,11	57,51	109,44
2-8	3,89	1,35	4,1176
3-5	10,11	6,06	11,787
3-7	78	47,96	91,565
4-6	24	14,24	27,907
4-7	40	25,41	47,388
5-8	37,89	22,42	44,026
6-8	Отключена

Аварийный режим: отключена линия 1-2.

Рис. 14

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₈₅=X

Уравнение для контура:

X*l₈₅-P₃₅*l₃₅+P₃₇*l₃₇+P₇₄*l₇₄-P₆₄*l₆₄-P₈₆*l₈₆=0

P₈₂=P₂

P₈₆=P₈-X-P₈₂= P₈-X-P₂;

P₆₄= P₈₆-P₆=P₈-X-P₂-P₆;

P₇₄=P₄-P₆₄=P₄-P₈+X+P₂+P₆;

P₃₇= P₇+P₇₄=P₇+P₄-P₈+X+P₂+P₆;

P₃₅=P₅-X

P₁₃=P₃+P₃₇+ P₃₅

X*(l₈₅+l₃₅+l₃₇+l₇₄+l₆₄+l₈₆)-P₅*l₃₅+(P₇+P₄-P₈+P₂+P₆)*l₃₇+(P₄-P₈+P₂+P₆)*l₇₄-(P₈-P₂-P₆)*l₆₄-(P₈-P₂)*l₈₆=0

X*(33+31+40+75+26+48)-48*31+(38+16-34+39+24)*40+(16-34+39+24)*75-(34-39-24)*26-(34-39)*48=0

253*X+6201=0

X=-24.51

Мощности на участках:

P₈₅=-24.51 МВт P₈₂=39 МВт P₈₆=19.51 МВт P₆₄=-4.49 МВт

P₇₄=20.49 МВт P₃₇=58.49 МВт P₃₅=72.51 МВт P₁₃=136МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

X*(l₈₅+l₃₅+l₃₇+l₇₄+l₆₄+l₈₆)-Q₅*l₃₅+(Q₇+Q₄-Q₈+Q₂+Q₆)*l₃₇+(Q₄-Q₈+Q₂+Q₆)*l₇₄-(Q₈-Q₂-Q₆)*l₆₄-(Q₈-Q₂)*l₈₆=0

X*(33+31+40+75+26+48)-28.48*31+(22.55+11.17-21.07+27.22+14.24)*40+(11.17-21.07+27.22+14.24)*75-(21.07-27.22-14.24)*26-(21.07-27.22)*48=0

253*X+4473.86=0

X=-17.68

Мощности на участках:

Q₈₅=-17.68 Мвар Q₈₂=27.22 Мвар Q₈₆=11.53 Мвар Q₆₄=-2.71 Мвар

Q₇₄=13.88 Мвар Q₃₇=36.43 Мвар Q₃₅=46.16 Мвар Q₁₃=86.08 Мвар

Q₁=86,08 Мвар

Табл. 2.11

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	Отключена
1-3	136	86,08	160,95
2-8	39	27,22	47,56
3-5	72,51	46,16	85,956
3-7	58,49	36,43	68,907
4-6	4,49	2,71	5,2444
4-7	20,49	13,88	24,749
5-8	24,51	17,68	30,221
6-8	19,51	11,53	22,662

Аварийный режим: отключена линия 1-3.

Рис. 15

Рассчитываем потоки активной мощности:

Пусть P₈₅=X

Уравнение для контура:

-X*l₈₅ +P₈₆*l₈₆+P₆₄*l₆₄+P₄₇*l₄₇-P₃₇*l₃₇-P₅₃*l₅₃=0

P₅₃=X-P₅

P₃₇=P₅₃-P₃=X-P₅-P₃;

P₄₇= P₇-P₃₇=P₇-X+P₅+P₃;

P₆₄=P₄₇+P₄=P₇-X+P₅+P₃+P₄;

P₈₆=P₆₄+P₆=P₇-X+P₅+P₃+P₄+P₆;

P₂₈=X+P₈₆-P₈;

P₁₂=P₂+P₂₈;

-X*(l₈₅+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇+l₅₃)+(P₇+P₅+P₃+P₄+P₆)*l₈₆+ (P₇+P₅+P₃+P₄)*l₆₄+(P₇+P₅+P₃)*l₄₇+(P₅+P₃)*l₃₇+P₅*l₅₃=0

-X*(33+48+26+75+40+31)+(38+48+5+16+24) *48+(38+48+5+16)*26+(38+48+

+5)*75+(48+5)*40+48*31=0

-253*X+19503=0

X=77.09

Мощности на участках:

P₈₅=77.09 МВт P₅₃=29.09 МВт P₃₇=24.09 МВт P₄₇=13.91 МВт

P₆₄=29.91 МВт P₈₆=53.91 МВт P₂₈=97 МВт P₁₂=136 МВт

P₁=136 МВт

Потоки реактивной мощности:

-X*(l₈₅+l₈₆+l₆₄+l₄₇+l₃₇+l₅₃)+( Q₇+Q₅+Q₃+Q₄+Q₆)*l₈₆+(Q₇+Q₅+Q₃+Q₄)* l₆₄+(Q₇+Q₅+Q₃)*l₄₇+(Q₅+Q₃)*l₃₇+Q₅*l₅₃=0

-X*(33+48+26+75+40+31)+(22.55+28.48+3.49 +11.17+14.24)*48+(22.55+28.48+

+3.49+11.17)*26+(22.55+28.48+3.49)*75+(28.48+3.49)*40+28.48*31=0

-253*X+11.795.26=0

X=46.62

Мощности на участках:

Q₈₅=46.62 Мвар Q₅₃=18.14 Мвар Q₃₇=14.65 Мвар Q₄₇=7.9 Мвар

Q₆₄=19.07 Мвар Q₈₆=33.31 Мвар Q₂₈=58.26 Мвар Q₁₂=86.08 Мвар

Q₁=86.08 Мвар

Табл. 2.12

№ ветви	Pав реж, МВт	Qав реж, Мвар	Sав реж, МВА
1-2	136	86,08	160,95
1-3	Отключена
2-8	97	58,86	113,46
3-5	29,09	18,14	34,282
3-7	24,09	14,65	28,195
4-6	29,91	19,07	35,472
4-7	13,91	7,9	15,997
5-8	77,09	46,62	90,09
6-8	53,91	33,31	63,371

3. Выбор номинального напряжения сети, числа цепей линий и ориентировочной мощности КУ

Номинальное напряжение - это основной параметр, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений. Номинальное напряжение выбирается на основе сопоставления вариантов по их технико-экономическим показателям.

Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам или по эмпирическим формулам. Во всех случаях независимыми переменными являются длины линий и протекающие по ним активные мощности.

Табл. 3.1

Схема I
Номер ЛЭП	Длина линии	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое Uном, кВ
			По экономическим зонам	Формула Залесского	Формула Илларионова	Формула Стилла
1-2	57	61,371	110	114,40	142,12	109,59	110
1-3	40	74,625	110	120,59	147,44	119,44	110
2-5	66	22,375	110	70,46	91,55	70,01	110
3-7	40	48,650	110	97,37	125,11	97,27	110
3-8	57	20,975	110	66,88	88,40	67,37	110
4-6	26	5,350	35	30,73	45,34	35,92	110
5-8	31	25,625	110	68,58	93,79	71,40	110
6-8	48	29,350	110	77,36	102,28	77,35	110
7-4	75	10,650	110	49,48	64,36	53,26	110

Табл. 3.2

Схема II
Номер ЛЭП	Длина линии	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое Uном, кВ
			По экономическим зонам	Формула Залесского	Формула Илларионова	Формула Стилла
1-2	57	51,240	110	104,53	131,81	100,68	110
1-3	40	84,760	110	128,52	154,31	127,04	110
2-8	88	12,240	110	54,28	69,02	57,28	110
3-5	31	34,230	110	79,26	105,90	81,79	110
3-7	40	45,530	110	94,19	121,80	94,25	110
4-6	26	8,470	35	38,66	56,40	43,21	110
4-7	75	7,530	110	41,61	54,34	47,54	110
5-8	33	13,770	35	50,63	71,30	54,11	110
6-8	48	32,470	110	81,37	106,96	81,00	110

В проектируемых сетях двух вариантов наблюдаются пониженные значения напряжения (особенно в узлах 42,43,61 (табл. 3.3, 3.4)). Это является показателем дефицита реактивной мощности в системообразующей сети. С помощью РПН на трансформаторах невозможно добиться необходимого уровня напряжения на шинах потребителей.

Включение КУ дает возможность снизить передаваемую по питающей линии реактивную мощность и за счет этого уменьшить потери напряжения в линии.

С учетом этого ставим КУ в узлы, потребляющие значительную реактивную мощность. Установленные КУ приведены в табл. 3.5

Табл. 3.5

Узел	Тип КУ	Мощность, Мвар	Напряжение, кВ	Стоимость, тыс. р.
21	СКРМ	20	10	510
51	СКРМ	20	10	510
61	СКРМ	12,5	10	300
71	СКРМ	20	10	510

4. Выбор сечений проводов

трансформатор напряжение сеть подстанция

Провода воздушных линий выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них.

В качестве экономического критерия принимается минимум приведенных затрат. По этому критерию построены для каждого сечения интервалы мощности и вычислена экономическая плотность тока. При этом необходимо знать средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки, равное:

 ч,

Здесь I - номера узлов нагрузок, P_нбi и T_нбi - наибольшая нагрузка и время использования наибольшей нагрузки в i-том узле.

По параметру T_нбср и табл.7-5 [1] принимаем ј_ЭК=1,1 А/мм².

Экономическое сечение провода вычисляется по формуле:

,

это значение округляется до ближайшего стандартного( табл)

Принятое сечение провода проверяется по условиям допустимого тока нагрева. Для выбранного сечения провода допустимый ток по нагреву устанавливается по табл. Это значение тока должно быть больше расчетного тока, протекающего по линии в послеаварийном режиме.

Выбранные сечения провода должны быть больше рекомендуемых по условию короны. Необходимо подобрать наименьшее сечение провода, удовлетворяющее условию

,

где U_раб - рабочее напряжение, U_крит - критическое напряжение короны.

Критическое напряжение вычисляется:

,

где r - радиус провода,см;

D - среднегеометрическое расстояние между фазами, см;

д - коэффициент, зависящий от температуры и давления воздуха, принять д=1;

m_п - коэффициент погоды, принять m_п=1;

m₀ -коэффициент гладкости провода, принять m₀=0,85.

Расчетная мощность (ток) принимается по результатам расчета потокораспределения для нормального режима наибольших нагрузок при выбранном номинальном напряжении.

Проверка по допустимому току нагрева осуществляется по данным потокораспределения для наиболее тяжелого для этой линии послеаварийного режима. (табл. 4.1 и 4.2)

Результаты расчета послеаварийных режимов

Табл. 4.1

Схема I
Номер ЛЭП	Мощность при откл. ветви	Ток при откл. ветви	Наибольшее значение тока
	6-8	3-8	5-8	1-3	1-2	6-8	3-8	5-8	1-3	1-2
1-2	65,28	85,34	103,3	160,95	-	343	448	542	845	-	845
1-3	95,67	75,61	57,65	-	160,95	502	397	303	-	845	845
2-5	17,81	37,85	55,81	113,46	47,56	94	199	293	596	250	596
3-7	91,56	69,52	50,01	36,65	73,94	481	365	263	192	388	481
3-8	1,975	-	1,55	42,74	80,91	10	-	8	224	425	425
4-6	27,90	5,88	13,66	27,01	10,28	146	31	72	142	54	146
5-8	38,02	17,96	-	57,65	103,3	200	94	-	303	542	542
6-8	-	22,03	41,54	54,91	17,62	-	116	218	288	92	288
7-4	47,38	25,35	5,85	7,54	29,78	249	133	31	40	156	249

Табл. 4.2

Схема 2
Номер ЛЭП	Мощность при откл. ветви	Ток при откл. ветви	Наибольшее значение тока
	2-8	5-8	6-8	1-2	1-3	2-8	5-8	6-8	1-2	1-3
1-2	47,56	53,45	51,53	-	160,95	250	281	270	-	845	845
1-3	113,46	107,54	109,44	160,95	-	596	564	574	845	-	845
2-8	-	5,93	4,12	47,56	113,46	-	31	22	250	596	596
3-5	50,80	55,81	11,79	85,96	34,28	267	293	62	451	180	451
3-7	56,58	45,65	91,57	68,91	28,19	297	240	481	362	148	481
4-6	7,10	18,01	27,91	5,24	35,47	37	95	146	28	186	186
4-7	12,41	1,78	47,39	24,75	16,00	65	9	249	130	84	249
5-8	5,02	-	44,03	30,22	90,09	26	-	231	159	473	473
6-8	34,98	45,92	-	22,66	63,37	184	241	-	119	333	333

Выбор проводов производится по приложению 1 [ ].

Схема I

Т.к. для 110 кВ применяются провода сечением не более 240 мм², то на участке 1-2, 1-3, применим двухцепную линию, при этом необходимо, чтобы один провод сечением проходил по условию нагрева в нормальном режиме.

Для схемы 2 двухцепную линию принимаем также на участках 1-2 и 1-3. Результаты расчета представлены в таблице (4.3 и 4.4):

Табл. 4.3 Вариант 1

Ветвь	Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, к А	Наибольший по-слеаварийный ток, кА	Выбранное сечение, мм2, по условиям	Принятое сечение (А/С)
			экономическим	короны	нагрева (А/С)
			Расчетное	принято
1-2 1-3 2-5 3-7 3-8 4-6 5-8 6-8 7-4	0,384 0,461 0,135 0,299 0,130 0,035 0,158 0,181 0,067	0,845 0,845 0,596 0,481 0,425 0,146 0,542 0,288 0,249	349 420 123 272 118 32 144 165 62	2*185/29 2*185/43 120/27 240/32 120/19 70/11 150/19 185/29 70/11	95 95 95 95 95 95 95 95 95	2*150/19 2*150/19 240/32 185/29 150/19 70/11 240/32 95/16 70/11	2*185/29 2*185/43 240/32 240/32 150/19 95/16 240/32 185/29 95/16

Таблица 4.4 Вариант 2

Ветвь	Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, к А	Наибольший по-слеаварийный ток, кА	Выбранное сечение, мм2, по условиям	Принятое сечение (А/С)
			экономическим	короны	нагрева (А/С)
			Расчетное	принято
1-2 1-3 2-8 3-5 3-7 4-6 4-7 5-8 6-8	0,322 0,523 0,073 0,211 0,280 0,054 0,048 0,082 0,200	0,845 0,845 0,596 0,451 0,481 0,186 0,249 0,473 0,333	293 475 66 192 255 49 44 75 182	2*150/19 2*240/32 70/11 185/43 240/32 70/11 70/11 70/11 185/29	95 95 95 95 95 95 95 95 95	2*150/19 2*150/19 240/32 185/29 185/29 70/11 70/11 185/29 120/19	2*150/19 2*240/32 240/32 185/43 240/32 95/16 95/16 185/29 185/29

5. Выбор числа, типов и мощности трансформаторов на подстанциях

Для питания потребителей I-II категории устанавливаются два трансформатора одинаковой мощности. Для питания потребителей на двух напряжениях используются трехобмоточные трансформаторы.

При установке на подстанциях двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 30-40? на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течение пяти суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 0,93. Мощность каждого трансформатора:

,

где S_H- наибольшая мощность нагрузки подстанции.

Расчетная мощность трансформатора округляется до ближайшей большей (приложение 4 и 5 [ ]).

Табл. 5

Номер узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВА	С учетом перегрузки(1,4), МВА	Категория потребителей электроэнергии	Количество трансформаторов	Тип и мощность трансформатора
2	47,6	34	1	2	ТРДН-40000/110
3	6,1	4,3	1	2	ТМН-6300/110
4	19,5	13,9	1	2	ТДТН-16000/110
5	55,8	39,9	2	2	ТРДН-40000/110
6	27,9	19,9	2	2	ТРДН-25000/110
7	44,2	31,57	2	2	ТРДН-40000/110

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

Сопоставляемые варианты электрической сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети, числом цепей, марками и сечениями проводов и протяженностью линий на отдельных участках. У них могут быть различия в номинальных напряжениях, надежности электроснабжения, величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их осуществления потребуются разной величины капитальные затраты.

Из этого перечня факторов вытекает, что для сопоставления вариантов сети необходимо использовать какой-то перечень критериев, т.е. реализовать многокритериальный подход, но многим из указанных факторов трудно дать количественную оценку. Поэтому на практике используют однокритериальный способ сопоставления вариантов. В практике проектирования сопоставляют варианты по одному целевому критерию - приведенным затратам.

Предпочтение отдают тому варианту, приведенные затраты у которого наименьшие.

В общем случае при записи формулы приведенных затрат варианта сети учитывается фактор времени, если сеть не может быть построена за короткий срок (1 год). Электросетевые объекты, как правило, сооружаются за 1-2 года. Поэтому фактор времени здесь можно не учитывать.

Приведённые затраты: Приведённые затраты:

где К- единовременные капитальные вложения;

-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, рекомендуемый на данное время равным 0,12;

-годовые эксплуатационные расходы (издержки).

,

где Кл - капитальные вложения в строительство линии (по табл.8-8 [1]);

Кпс - капитальные вложения в строительство подстанции (по табл.8-19;

8-20; 8-21 [1]);

- затраты на увеличение мощности станций на 1 кВт;

где Км - коэффициент попадания расчетной нагрузки в максимум

энергосистемы, принять Км=1;

Ксн - коэффициент, учитывающий увеличение установленной мощности электростанции на питание собственных нужд, принять Ксн=1,07;

Кр - коэффициент, учитывающий резерв мощности в системе, принять Кр=1,1;

- максимальные потери мощности (за год) в проектируемой сети (берем из результатов расчета по программе RASTR), = 6417 Квт;

Куд - удельные затраты на строительство электростанций, принять Куд=170 руб/кВт ;

где Кт - удельные вложения в топливную базу и транспортировку топлива, принять Кт=65 руб/т ;

bут - удельный расход топлива на электростанциях,

принять bут=320 г/кВтч ;

- потери энергии за год в сети;

-нагрузочные потери энергии кВт•ч

- потери энергии холостого хода кВт•ч

где - потери активной мощности на корону. Отбрасываем, так как эта составляющая затрат учитывается в линиях 220 кВ и выше.

- потери активной мощности в стали трансформаторов

-нагрузочные потери активной мощности, кВт

Т - число часов в году; T=8760

- время максимальных потерь, час;

где -коэффициент одновременности использования максимума нагрузки

,

где и - отчисления на амортизацию, техобслуживание и ремонт линий и трансформаторов,?( по табл.8-2 [1]);

вн и вхх - удельные затраты на возмещение нагрузочных потерь и потерь холостого хода, коп/кВтч ( по рис.8-1 [1]).

Табл. 6.1 Стоимость подстанций. Схема 1