Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Белорусский национальный технический университет

Кафедра ” Электрические системы”

Группа 106338

Курсовой проект

На тему: Электрическая сеть промышленного района

По дисциплине: Электроэнергетические системы

Исполнитель: Лесота А.В.

Руководитель: Шиманская Т.А.

Минск 2011



Содержание

Введение

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

2. Приближённый расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий

4. Приближенные расчёты потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах при выбранном номинальном напряжении

5. Выбор сечений проводов и (при необходимости) ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций

7. Формирование однолинейной схемы электрической сети

8. Технико-экономическое сравнение вариантов

9. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжёлых послеаварийных режимов

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

11. Расчёт технико-экономических показателей

Заключение

Литература



Введение

электрический подстанция потокораспределение трансформатор

Целью выполнения данного курсового проекта является формирование знаний в области теории расчетов и анализа режимов электрических систем и сетей, обеспечение при их проектировании и эксплуатации экономичности, надежности, а также качества электроэнергии.

Создание мощных энергетических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование.

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учетом этого и ведется их проектирование.

Курсовой проект по дисциплине "Электрические системы и сети" состоит из следующих основных разделов:

1) выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;

2) сопоставление этих вариантов по различным показателям;

3) выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

4) расчет характерных режимов работы электрической сети;

5) решение вопросов, связанных с регулированием напряжения;

6) определение технико-экономических показателей электрической сети.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям -- это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.



1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

Создание конфигурационной модели электрической сети производится следующим образом: зная координаты источников питания и нагрузок, на схему наносятся расстояния между узлами проектируемой сети, которые увеличиваются на 10-15% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии. При этом необходимо учитывать следующее: потребители Й и ЙЙ категории должны снабжаться электроэнергией от двух источников, а потребители ЙЙЙ категории допускается снабжать электроэнергией от одного источника; напряжения в узлах не должны выходить за пределы (0,9-1,1)Uном ; принятый вариант схемы при прочих равных условиях должен быть экономичным.

В данном курсовом проекте рассмотрено 4 вариантов схем, из которых в дальнейшем выбираются 2 наиболее предпочтительных варианта.

Рис. 1.1 - Варианты конфигурации электрической сети

Таблица 1.1 - Суммарная длина линий для разработанных вариантов

№ схемы	1	2	3	4
Длина, км	415,5	346	418	369

В своём решении я руководствовался не только суммарными длинами линий, но и критериями надёжности, а также дальнейшим развитием схем, поэтому дальнейший расчёт я вёл для схем №1 и №3.

2. Приближённый расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

При приближённых расчётах потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок прибегают к следующим допущениям:

1) Номинальные напряжения линий одинаковые.

2) Сечения проводов линий одинаковые. Следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам. Проводимости линий не учитываются.

3) Потери мощности в трансформаторах не учитываются. Следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы в расчетах не учитывать.

Средневзвешенное удельное сопротивление линий принимается равным

Zo = Ro + jXo = (0,2 + jO,4),Om/km;

Номинальное напряжение электрической сети принимается завышенным. Для расчетов принято напряжение 500 кВ.

Приведём исходную информацию в виде таблицы 2.1 и таблицы 2.2.



Таблица 2.1 - Исходная информация по узлам

Номер узла	Мощность генерации	Мощность нагрузки	Номинальное напряжение
	активная, Рг, МВт	реактивная, Qг, МВар	активная, Рн, МВт	реактивная, Qн, МВт
1	--	--	43,8	24,8	750
2	--	--	31,3	17,7	750
3	--	--	56,3	31,8	750
4	--	--	31,3	17,7	750
5	--	--	31,3	17,7	750
6	--	--	12,5	7,1	750
7	--	--	--	--	788
8	55	18,1ч32,6	--	--	750

Таблица 2.2 - Исходная информация по ветвям сети для варианта №1

Номер узла начала ветви	Номер узла конца ветви	Длина линии, км	Сопротивление
			активное R, Oм	реактивное Х, Ом
1	7	45	9	18
1	8	45	9	18
2	3	46,5	9,3	18,6
2	5	60	12	24
2	7	52,5	10,5	21
3	6	33	6,6	13,2
3	8	52,5	10,5	21
4	5	45	9	18
4	7	36	7,2	14,4

Таблица 2.3 - Исходная информация по ветвям сети для варианта №3

Номер узла начала ветви	Номер узла конца ветви	Длина линии, км	Сопротивление
			активное R, Oм	реактивное Х, Ом
1	7	45	9	18
1	8	45	9	18
2	3	46,5	9,3	18,6
2	7	52,5	10,5	21
2	8	46,5	9,75	19,5
3	8	52,5	10,5	21
4	5	45	9	18
4	7	36	7,2	14,4
5	6	49	9,75	19,5

Таблица 2.4 - Результаты расчета в программе RASTR схемы №1

Номер Ny	Название Название	V	Delta	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		786,91	-0,10	43,8	24,8
7	Базисный	788,0	0,0	38	29	0,03	0,07	35
8	Станция	786,9	0,0	6	-4	0,00	0,00	5
2		786,28	-0,14	31,3	17,7
5		786,1	-0,0	-6	-1	0,00	0,00	4
3		785,6	-0,0	-21	-17	0,01	0,02	19
7	Базисный	788,0	0,1	57	36	0,08	0,16	50
3		785,64	-0,16	56,3	31,8
2		786,3	0,0	21	17	0,01	0,02	19
8	Станция	786,9	0,1	49	22	0,05	0,10	39
6		785,4	-0,0	-13	-7	0,00	0,00	11
4		786,84	-0,12	31,3	17,7
7	Базисный	788,0	0,1	59	34	0,05	0,11	50
5		786,1	-0,0	-28	-16	0,01	0,03	24
5		786,15	-0,15	31,3	17,7
2		786,3	0,0	6	1	0,00	0,00	4
4		786,8	0,0	28	16	0,01	0,03	24
6		785,41	-0,17	12,5	7,1
3		785,6	0,0	13	7	0,00	0,00	11
7	Базисный	788,00	-0,07			154,8	99,2
1		786,9	-0,0	-38	-29	0,03	0,07	35
4		786,8	-0,1	-59	-34	0,05	0,11	50
2		786,3	-0,1	-58	-36	0,08	0,16	50
8	Станция	786,88	-0,09			55,0	18,1	117,0	18,1	32,6
1		786,9	-0,0	-6	4	0,00	0,00	5
3		785,6	-0,1	-49	-22	0,05	0,10	39

Таблица 2.5 - Результаты расчета в программе RASTR схемы №3

Номер Ny	Название Название	V	Delta	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		786,95	-0,10	43,8	24,8
7	Базисный	788,0	0,0	37	27	0,03	0,06	34
8	Станция	787,0	0,0	7	-2	0,00	0,00	5
2		786,70	-0,11	31,3	17,7
7	Базисный	788,0	0,0	39	29	0,04	0,08	36
3		786,1	-0,0	-23	-15	0,01	0,02	20
8	Станция	787,0	0,0	15	4	0,00	0,01	11
3		786,08	-0,14	56,3	31,8
2		786,7	0,0	23	15	0,01	0,02	20
8	Станция	787,0	0,0	34	17	0,02	0,05	28
4		786,51	-0,14	31,3	17,7
5		785,4	-0,1	-46	-25	0,04	0,08	39
7	Базисный	788,0	0,1	78	43	0,09	0,18	65
5		785,41	-0,20	31,3	17,7
6		785,1	-0,0	-13	-7	0,00	0,01	11
4		786,5	0,1	46	25	0,04	0,08	39
6		785,07	-0,21	12,5	7,1
5		785,4	0,0	13	7	0,00	0,01	11
7	Базисный	788,00	-0,07			154,8	99,2
1		787,0	-0,0	-37	-27	0,03	0,06	34
4		786,5	-0,1	-78	-43	0,09	0,18	65
2		786,7	-0,0	-39	-29	0,04	0,08	36
8	Станция	786,97	-0,09			55,0	18,1	115,0	18,1	32,6
1		787,0	-0,0	-7	2	0,00	0,00	5
3		786,1	-0,0	-34	-17	0,02	0,05	28
2		786,7	-0,0	-15	-4	0,00	0,01	11

Результаты расчётов потоков мощностей нанесём на принципиальные схемы (рисунки 2.1 и 2.2) с указанием величины потоков и их направлений. Правильность расчётов подтверждается балансом мощностей в узлах по первому закону Кирхгофа. Величина напряжений в узлах и потери мощности в дальнейших расчётах не используются.



Рис2.1- Приближённое потокораспределение для варианта №1

Рис 2.2 - Приближённое потокораспределение для варианта №3

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий

Номинальное напряжение сети предварительно может быть выбрано по экономическим зонам или же по эмпирическим формулам.



Формула Стилла:

(3.1)

где l - длина линии, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт.

Формула Залесского:

. (3.2)

Формула Илларионова:

. (3.3)

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности. Эти параметры уже определены на этапе предварительного расчета.

Приведем пример расчета для линии 1-7 схемы №1.

По формуле Стилла:

По формуле Залесского:

По формуле Илларионова:

Выбор номинального напряжения по экономическим областям произведём по графику “Экономические области номинальных напряжений 35-220кВ” [1].

Расчётные параметры выбора номинального напряжения представлены в таблицах 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1 - Для первого варианта схемы электрической сети

Номер линии	Длина линии, км	Переда-ваемая активная мощность, Мвт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое номиналь-ное напряже-ние,кВ
			по экономи-ческим зонам	по эмпирическим формулам
				по формуле Стилла	по формуле Залесского	по формуле Илларио-нова
1-8	45	6,2	110	52,12	35,27	49,13	110
1-7	45	37,5	110	110,22	86,74	113,39
2-5	60	5,7	110	53,37	35,10	47,30
2-7	52,5	57,5	110	135,34	109,54	137,36
2-3	46,5	20,5	110	83,99	64,40	86,81
3-6	33	13	110	67,37	49,20	69,43
4-7	36	58,9	110	135,75	105,79	133,23
4-5	45	27,6	110	95,74	74,41	99,17
3-8	52,5	48,8	110	125,28	100,92	128,30

Таблица 3.2 - Для второго варианта схемы электрической сети

Номер линии	Длина линии,км	Переда-ваемая активная мощность, Мвт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое номиналь-ное напряже-ние, кВ
			по экономическим зонам	по эмпирическим формулам
				по формуле Стилла	по формуле Залесского	по формуле Илларио-нова
1-8	45	6,8	110(35)	53,82	36,94	51,38	110
1-7	45	37	110	109,54	86,16	112,74
2-7	52,5	39,4	110	113,41	90,68	117,06
2-3	46,5	22,7	110	87,85	67,76	90,95
2-8	46,5	14,6	110	72,64	54,35	74,13
3-8	52,5	33,6	110	105,43	83,74	109,16
5-6	49	13	110	69,58	51,62	70,27
4-5	45	46,3	110	121,66	96,38	123,93
4-7	36	77,6	110	155,13	121,42	147,27

При расчёте схем №1 и №3 программа RASTR показала, что номинальное напряжение 110 кВ обеспечивает необходимый уровень напряжения в узлах в послеаварийных режимах, поэтому принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Для поддержания напряжения в узлах в допустимых пределах и допустимой загрузки линий в послеаварийных режимах, для схемы №1 мною был использован вариант установки трёх двухцепных линий (это линии 1-7, 4-7, 3-8) и компенсирующего устройства (КУ) в узле №5. Выбор был сделан в пользу этих линий, так как линии 1-7, 4-7 и 3-8 являются самыми загруженными питающими линями в схеме и при их повреждении напряжения в некоторых узлах оказываются меньше номинального более, чем на 10%. Также при обрыве линии 4-5 в узле №5 наблюдалось сильное снижение напряжения (-15%). Из этих соображений, а также для более надёжного электроснабжения, я решил установить КУ в данном узле.

Для схемы №3 я аналогично, как и для схемы №1 использовал вариант установки трёх двухцепных линий (линии 2-7, 4-7, 4-5). Выбор был сделан в пользу этих линий, так как линии 2-7, 4-7 и 4-5 являются самыми загруженными питающими линями в схеме и при их повреждении напряжения в некоторых узлах оказываются меньше номинального более, чем на 10%.



4. Приближенные расчёты потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах при выбранном номинальном напряжении

В результате расчёта потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах при выбранном номинальном напряжении и выбора числа цепей линий получились следующие конфигурации сетей:

Таблица 4.1 - Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок схемы №1

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	P_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		116,92	-1,32	43,8	24,8
7		121,0	1,3	24	14	0,52	1,04	139
7		121,0	1,3	24	14	0,52	1,04	139
8		116,0	-0,2	-5	-4	0,02	0,05	30
2		112,18	-2,89	31,3	17,7
5		112,1	-0,2	-2	0	0,00	0,01	9
3		110,1	-0,6	-11	-7	0,13	0,25	68
7		121,0	2,8	44	24	2,11	4,22	259
3		110,09	-3,53	56,3	31,8
2		112,2	0,6	11	7	0,13	0,25	68
8		116,0	2,0	29	16	0,95	1,91	174
8		116,0	2,0	29	16	0,95	1,91	174
6		108,5	-0,6	-13	-7	0,12	0,23	76
4		116,95	-1,36	31,3	17,7
7		121,0	1,3	31	17	0,66	1,31	174
7		121,0	1,3	31	17	0,66	1,31	174
5		112,1	-1,7	-30	-17	0,79	1,58	171
5		112,09	-3,09	31,3	17,7		3,0
2		112,2	0,2	2	-0	0,00	0,01	9
4		117,0	1,7	30	15	0,79	1,58	171
6		108,46	-4,10	12,5	7,1
3		110,1	0,6	13	7	0,12	0,23	76
7		121,00	-0,07			158,8	96,0
1		116,9	-1,3	-25	-15	0,52	1,04	139
1		116,9	-1,3	-25	-15	0,52	1,04	139
4		117,0	-1,3	-31	-19	0,66	1,31	174
4		117,0	-1,3	-31	-19	0,66	1,31	174
2		112,2	-2,8	-46	-29	2,11	4,22	259
8		116,00	-1,56			55,0	32,6	117,0	18,1	32,6
1		116,9	0,2	5	3	0,02	0,05	30
3		110,1	-2,0	-30	-18	0,95	1,91	174
3		110,1	-2,0	-30	-18	0,95	1,91	174

Результаты расчётов потоков мощностей нанесём на принципиальную схему (рисунок 4.1) с указанием величины потоков, их направлений и уровня напряжений в узлах. Правильность расчётов подтверждается балансом мощностей в узлах по первому закону Кирхгофа. Аналогично для схемы №3.

Рис. 4.1 - Расчёт потокораспределения и напряжений в режиме наибольших нагрузок для варианта №1



Таблица 4.2 - Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок схемы №3

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	P_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		115,75	-1,65	43,8	24,8
7	базисный	121,0	1,6	31	18	0,85	1,70	177
8	станция	117,8	0,7	13	7	0,15	0,29	74
2		116,20	-1,48	31,3	17,7
7	базисный	121,0	1,4	24	14	0,60	1,21	138
7	базисный	121,0	1,4	24	14	0,60	1,21	138
3		111,6	-1,5	-26	-16	0,64	1,28	151
8	станция	117,8	0,6	10	5	0,08	0,16	53
3		111,61	-2,96	56,3	31,8
2		116,2	1,5	25	15	0,64	1,28	151
8	станция	117,8	2,1	31	17	1,06	2,11	183
4		115,81	-1,65	31,3	17,7
5		112,0	-1,2	-22	-13	0,46	0,92	130
7	базисный	121,0	1,6	38	22	1,05	2,09	220
7	базисный	121,0	1,6	38	22	1,05	2,09	220
5		112,0	-1,2	-22	-13	0,46	0,92	130
5		112,00	-2,90	31,3	17,7
6		109,6	-0,8	-13	-7	0,17	0,34	76
4		115,8	1,2	22	13	0,46	0,92	130
4		115,8	1,2	22	13	0,46	0,92	130
6		109,62	-3,72	12,5	7,1
5		112,0	0,8	13	7	0,17	0,34	76
7	базисный	121,00	-0,07			158,5	100,0
1		115,8	-1,6	-31	-20	0,85	1,70	177
4		115,8	-1,6	-39	-24	1,05	2,09	220
4		115,8	-1,6	-39	-24	1,05	2,09	220
2		116,2	-1,4	-24	-16	0,60	1,21	138
2		116,2	-1,4	-24	-16	0,60	1,21	138
8	станция	117,82	-0,90			55,0	31,1	18,1	32,6
1		115,8	-0,7	-13	-7	0,15	0,29	74
3		111,6	-2,1	-32	-19	1,06	2,11	183
2		116,2	-0,6	-10	-5	0,08	0,16	53

Рис.4.2 - Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших нагрузок для варианта схемы №3

Приведем результаты расчетов наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для схемы №1 наиболее тяжелый послеаварийный режим будет при отключении линии 2-7, т.к. при обрыве именно этой линии в схеме наблюдается наиболее сильное снижение уровня напряжения (узел №2 - 98,7 кВ [-10.3%], узел №6 - 98,5 кВ [-10.45%]).

Таблица 4.3 - Результаты расчета потокораспределения в наиболее тяжёлом послеаварийном режиме схемы №1

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	P_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		114,53	-1,90	43,8	24,8
7	базисный	121,0	1,8	36	23	1,24	2,49	215
7	базисный	121,0	1,8	36	23	1,24	2,49	215
8	станция	109,1	-1,5	-28	-21	0,84	1,68	177
2		98,67	-7,26	31,3	17,7
5		104,8	2,0	22	14	0,83	1,66	152
3		100,3	0,8	9	4	0,10	0,19	59
7	базисный
3		100,30	-6,48	56,3	31,8
2		98,7	-0,8	-9	-4	0,10	0,19	59
8	станция	109,1	3,1	39	22	2,09	4,17	257
8	станция	109,1	3,1	39	22	2,09	4,17	257
6		98,5	-0,7	-13	-7	0,14	0,28	84
4		114,77	-1,89	31,3	17,7
7	базисный	121,0	1,8	44	27	1,47	2,94	261
7	базисный	121,0	1,8	44	27	1,47	2,94	261
5		104,8	-3,4	-57	-36	3,15	6,29	341
5		104,75	-5,25	31,3	17,7		3,0
2		98,7	-2,0	-23	-15	0,83	1,66	152
4		114,8	3,4	54	30	3,15	6,29	341
6		98,50	-7,17	12,5	7,1
3		100,3	0,7	13	7	0,14	0,28	84
7	базисный	121,00	-0,07			166,0	110,5
1		114,5	-1,8	-37	-25	1,24	2,49	215
1		114,5	-1,8	-37	-25	1,24	2,49	215
4		114,8	-1,8	-46	-30	1,47	2,94	261
4		114,8	-1,8	-46	-30	1,47	2,94	261
2
8	станция	109,09	-3,37			55,0	32,6	117,0	18,1	32,6
1		114,53	-1,90	43,8	24,8
3		100,3	-3,1	-41	-26	2,09	4,17	257
3		100,3	-3,1	-41	-26	2,09	4,17	257

Рис. 4.3 - Приближенный расчёт потокораспределения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме для варианта №1

Для схемы №3 наиболее тяжелый послеаварийный режим будет при отключении линии 1-7, т.к. при обрыве именно этой линии в схеме наблюдается наиболее сильное падение уровня напряжения (узел №1 - 100,99 кВ [-8.19%]).

Таблица 4.4 - Результаты расчета потокораспределения в наиболее тяжёлом послеаварийном режиме схемы №3

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	P_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		100,99	-6,07	43,8	24,8
7	базисный
8	станция	109,5	2,9	44	25	2,23	4,46	288
2		112,26	-2,49	31,3	17,7
7	базисный	121,0	2,4	40	26	1,92	3,83	247
7	базисный	121,0	2,4	40	26	1,92	3,83	247
3		105,3	-2,3	-37	-24	1,45	2,90	228
8	станция	109,5	-0,7	-12	-10	0,19	0,39	82
3		105,26	-4,74	56,3	31,8
2		112,3	2,3	36	21	1,45	2,90	228
8	станция	109,5	1,6	21	11	0,51	1,01	127
4		115,81	-1,65	31,3	17,7
5		112,0	-1,2	-22	-13	0,46	0,92	130
7	базисный	121,0	1,6	38	22	1,05	2,09	220
7	базисный	121,0	1,6	38	22	1,05	2,09	220
5		112,0	-1,2	-22	-13	0,46	0,92	130
5		112,00	-2,90	31,3	17,7
6		109,6	-0,8	-13	-7	0,17	0,34	76
4		115,8	1,2	22	13	0,46	0,92	130
4		115,8	1,2	22	13	0,46	0,92	130
6		109,62	-3,72	12,5	7,1
5		112,0	0,8	13	7	0,17	0,34	76
7	базисный	121,00	-0,07			162,7	108,5
1
4		115,8	-1,6	-39	-24	1,05	2,09	220
4		115,8	-1,6	-39	-24	1,05	2,09	220
2		112,3	-2,4	-42	-30	1,92	3,83	247
2		112,3	-2,4	-42	-30	1,92	3,83	247
8	станция	109,45	-3,14			55,0	31,1	18,1	32,6
1		101,0	-2,9	-46	-29	2,23	4,46	288
3		105,3	-1,6	-21	-12	0,51	1,01	127
2		112,3	0,7	12	10	0,19	0,39	82

Рис. 4.4 - Приближенный расчёт потокораспределения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме для варианта №3

5. Выбор сечений проводов и (при необходимости) ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

Для электрических сетей и ЛЭП напряжением 110 и 220 кВ сечения проводов выбираю по экономической плотности тока.

, (5.1)

где F - сечение провода, мм;

I - расчетный ток в линии, А;

jэ - экономическая плотность тока, А/мм.

Ток в линии находится по результатам расчета в программе RASTR. Полученное расчётное сечение округляем до ближайшего стандартного и по [2] выбираем сталеалюминевые провода.

Продолжительность использования максимума нагрузки участка сети находится по формуле:

(5.2)

где P_i - максимальные нагрузки потребителей, МВт; Т_нб - число часов использования максимума, ч.

Для Т_нб.ср = 3600 экономическая плотность тока составляет jэ = 1,1 А/мм².

Далее провода воздушных линий системообразующей сети проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ. . Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них: F=max[F_Э, F_К, F_Н], где F_Э, F_К, F_Н - соответственно сечения, выбранные по экономическим условиям, по условиям нагрева и короны.

В таблице 5.1 и 5.2 приведены результаты расчетов послеаварийных режимов.

Далее выбираем сечение проводов по условиям короны. Для этого необходимо рассчитать критическое напряжение короны - U_кр.

(5.3)

где г - радиус провода, см;

D - среднегеометрическое расстояние между фазами, см;

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

m_п -коэффициент погоды, принять (m_п = 1);

m₀ -коэффициент гладкости провода (m₀ = 0,85).

При этом должно выполняться условие: U_ном < U_кр.

Критическое напряжение для провода АС-70/11 на 110 кВ:

Проверка по допустимому току (мощности) осуществляется по данным потокораспределения для наиболее тяжёлого для этой линии послеаварийного или ремонтного режима.

Таблица 5.1 - Токи в послеаварийных режимах для схемы №1

Номер ветви сети	Ток, А, при отключении ветви сети	Наибольшее значение тока Iнб,А
	1-7(2)	1-8	2-3	2-5	2-7	3-6	3-8(2)	4-7(2)	4-5
1-7(2)	252	124	179	138	215	124	123	145	169	252
1-8	4	----	108	28	177	14	17	41	88	177
2-3	101	98	----	69	59	32	124	58	17	124
2-5	8	8	27	----	152	19	14	44	201	201
2-7	284	281	209	254	----	231	300	288	412	412
3-6	78	78	80	76	84	----	79	77	79	84
3-8(2)	161	162	218	173	257	152	305	180	207	305
4-7(2)	180	179	163	178	261	168	184	321	87	321
4-5	182	181	149	178	341	159	176	138	----	182

Таблица 5.2 - Токи в послеаварийных режимах для схемы №3

Номер ветви сети	Ток, А, при отключении ветви сети	Наибольшее значение тока Iнб,А
	1-7	1-8	2-3	2-8	2-7(2)	3-8	5-6	4-7(2)	4-5(2)
1-7	----	256	235	154	223	129	177	177	177	256
1-8	288	----	23	96	31	120	74	74	74	288
2-3	228	125	----	123	142	360	151	151	151	360
2-8	82	100	69	----	83	183	53	53	53	183
2-7(2)	247	101	123	151	243	179	138	138	138	247
3-8	127	203	367	210	203	----	183	183	183	367
5-6	76	76	76	76	76	76	----	80	79	80
4-7(2)	220	220	220	220	220	220	180	465	225	465
4-5(2)	130	130	130	130	130	130	91	138	272	272

Таблица 5.3 - Выбор сечений проводов воздушных линий для схемы №1

Номер линии	Расчётный ток (норм. режим), А	Расчётное сечение провода, мм2	Принятое сечение и марка провода
		по экономи-ческим условиям	по условиям короны	по допустимой мощности нагрева
1-7(2)	139	120/19	70/11	70/11	2ЧАС-120/19
1-8	30	70/11	70/11	70/11	АС-70/11
2-3	68	70/11	70/11	70/11	АС-70/11
2-5	9	70/11	70/11	70/11	АС-70/11
2-7	259	240/32	70/11	150/24	АС-240/32
3-6	76	70/11	70/11	70/11	АС-70/11
3-8(2)	174	150/24	70/11	95/16	2ЧАС-150/24
4-7(2)	174	150/24	70/11	95/16	2ЧАС-150/24
4-5	171	150/24	70/11	95/16	АС-150/24

Таблица 5.4 - Выбор сечений проводов воздушных линий для схемы №3

Номер линии	Расчётный ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	Принятое сечение и марка провода
		по экономи-ческим условиям	по условиям короны	по допустимой мощности нагрева
1-7	177	150/24	70/11	70/11	АС-150/24
1-8	74	70/11	70/11	95/16	АС-95/16
2-3	151	150/24	70/11	120/19	АС-150/24
2-8	53	70/11	70/11	70/11	АС-70/11
2-7(2)	138	120/19	70/11	70/11	2ЧАС-120/19
3-8	183	150/24	70/11	120/19	АС-150/24
5-6	76	70/11	70/11	70/11	АС-70/11
4-7(2)	220	185/29	70/11	185/29	2ЧАС-185/29
4-5(2)	130	120/19	70/11	95/16	2ЧАС-120/19



6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций

Мощность трансформаторов в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. На подстанциях питающих потребителей I и II категорий должно быть установлено не менее двух трансформаторов одинаковой мощности [2]. При установке на подстанции двух трансформаторов допустимы их технологические перегрузки до 30-40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6-ти часов в сутки в течении 5-ти суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки К_з ? 0,93.

С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора на двухтрансформаторной подстанции потребителя:

S_р ? S_н/1,4, (6.1)

где S_н - максимальная мощность нагрузки подстанции, МВ·А.

(6.2)

где P_i, cosц_i - максимальная активная мощность i-ой нагрузки подстанции и коэффициент мощности i-ой нагрузки.



Таблица 6.1 - Результаты выбора количества и мощностей трансформаторов

№ узла нагру-зки	Макс.нагрузка ТП Sн, МВА (Sн/1,4)	Категории потреби-телей ЭЭ	Кол-во Транс-форма-торов	Тип трансформаторов для схемы №1	Тип трансформаторов для схемы №2
1	50,3 (35,95)	I	2	ТРДН-40000/110	ТРДН-40000/110
2	35,9 (25,65)	I	2	ТРДН -25000/110	ТРДН -25000/110
3	64,6 (46,15)	II	2	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110
4	35,9 (25,65)	II	2	ТРДН-25000/110	ТРДН-25000/110
5	35,9 (25,65)	I	2	ТРДН-25000/110	ТРДН-25000/110
6	14,36	III	1	ТДН-16000/110	ТДН-16000/110

Таблица 6.2 - Основные параметры выбранных трансформаторов

Тип и мощность трансформаторов	Пределы регули-рования	Uном обмоток, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	, кВт	,кВт	,квар
		ВН	НН
ТДН-16000/110	9х1,78%	115	11	4,38	86,7	85	19	112
ТРДН-25000/110	9х1,78%	115	10,5	2,54	55,9	120	27	175
ТРДН-40000/110	9х1,78%	115	10,5	1,4	34,7	172	36	260
ТРДЦН-63000/110	9х1,78%	115	10,5	0,87	22	260	59	410

Таблица 6.1 - Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок схемы №1 c учетом параметров линий и тр-ров

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
	Название	V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		116,33	-1,33
7	базисный	121,0	1,3	24	15	0,65	1,11	141	-0,00	-1,69
7	базисный	121,0	1,3	24	15	0,65	1,11	141	-0,00	-1,69
8	станция	115,2	-0,2	-5	-1	0,04	0,04	24	-0,00	-1,54
11		10,2	-3,3	-22	-14	0,07	1,75	130
11		10,2	-3,3	-22	-14	0,07	1,75	130
2		112,82	-3,35
5		112,0	-0,0	-2	-1	0,01	0,01	10	0,00	-1,93
3		109,0	-0,3	-12	-8	0,36	0,37	75	-0,00	-1,46
7	базисный	121,0	3,3	45	30	1,43	4,82	277	0,00	-2,02
22		9,8	-4,0	-16	-10	0,07	1,56	96
22		9,8	-4,0	-16	-10	0,07	1,56	96
3		109,04	-3,67
2		112,8	0,3	12	9	0,36	0,37	79	-0,00	-1,46
8	станция	115,2	2,1	29	17	0,97	2,05	178	0,00	-1,78
8	станция	115,2	2,1	29	17	0,97	2,05	178	0,00	-1,78
6		106,2	-0,3	-13	-8	0,29	0,30	81	0,00	-0,98
33		9,6	-3,0	-28	-18	0,08	2,07	177
33		9,6	-3,0	-28	-18	0,08	2,07	177
4		116,86	-1,47
7	базисный	121,0	1,4	31	18	0,65	1,39	176	-0,00	-1,38
7	базисный	121,0	1,4	31	18	0,65	1,39	176	-0,00	-1,38
5		112,0	-1,9	-30	-15	0,77	1,63	168	0,00	-1,59
44		10,2	-3,7	-16	-10	0,07	1,44	93
44		10,2	-3,7	-16	-10	0,07	1,44	93
5		112,03	-3,37
2		112,8	0,0	2	3	0,01	0,01	16	0,00	-1,93
4		116,9	1,9	30	15	0,77	1,63	172	0,00	-1,59
55		9,8	-4,1	-16	-9	0,07	1,44	93
55		9,8	-4,1	-16	-9	0,07	1,44	93
6		106,20	-3,99
3		109,0	0,3	13	9	0,29	0,30	84	0,00	-0,98
66		9,5	-5,8	-13	-9	0,09	1,83	84
7	базисный	121,00	-0,07			159,8	96,6
1		116,3	-1,3	-25	-14	0,65	1,11	137	-0,00	-1,69
1		116,3	-1,3	-25	-14	0,65	1,11	137	-0,00	-1,69
4		116,9	-1,4	-32	-18	0,65	1,39	173	-0,00	-1,38
4		116,9	-1,4	-32	-18	0,65	1,39	173	-0,00	-1,38
2		112,8	-3,3	-47	-33	1,43	4,82	272	0,00	-2,02
8	станция	115,22	-1,56			55,0	32,6	117,0	18,1	32,6
1		116,3	0,2	5	3	0,04	0,04	27	-0,00	-1,54
3		109,0	-2,1	-30	-18	0,97	2,05	174	0,00	-1,78
3		109,0	-2,1	-30	-18	0,97	2,05	174	0,00	-1,78
11		10,19	-4,59	43,8	24,8
1		116,3	3,3	22	12	0,07	1,75	1425
1		116,3	3,3	22	12	0,07	1,75	1425
22		9,79	-7,38	31,3	17,7
2		112,8	4,0	16	9	0,07	1,56	1060
2		112,8	4,0	16	9	0,07	1,56	1060
33		9,59	-6,69	56,3	31,8
3		109,0	3,0	28	16	0,08	2,07	1947
3		109,0	3,0	28	16	0,08	2,07	1947
44		10,18	-5,21	31,3	17,7
4		116,9	3,7	16	9	0,07	1,44	1020
4		116,9	3,7	16	9	0,07	1,44	1020
55		9,79	-7,45	31,3	17,7		3,0
5		112,0	4,1	16	7	0,07	1,44	1020
5		112,0	4,1	16	7	0,07	1,44	1020
66		9,49	-9,75	12,5	7,1
6		106,2	5,8	12	7	0,09	1,83	874

Таблица 6.2 - Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок схемы №3 c учетом параметров линий и тр-ров

Номер	Название Название	V	Delta	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		115,22	-1,73
7	базисный	121,0	1,7	31	21	0,92	1,96	188		-1,70
8	станция	117,9	0,7	13	7	0,22	0,31	74		-1,60
11		10,1	-3,3	-22	-14	0,07	1,79	131
11		10,1	-3,3	-22	-14	0,07	1,79	131
2		115,50	-1,51
7	базисный	121,0	1,4	24	15	0,76	1,30	142	0,00	-1,95
7	базисный	121,0	1,4	24	15	0,76	1,30	142	0,00	-1,95
3		110,9	-1,6	-26	-15	0,63	1,33	149	-0,00	-1,61
8	станция	117,9	0,5	9	5	0,16	0,16	53	-0,00	-1,61
22		10,0	-3,8	-16	-10	0,07	1,48	94
22		10,0	-3,8	-16	-10	0,07	1,48	94
3		110,87	-3,14
2		115,5	1,6	25	15	0,63	1,33	153	-0,00	-1,61
8	станция	117,9	2,1	31	21	1,16	2,47	196	-0,00	-1,86
33		9,8	-2,9	-28	-18	0,08	2,00	174
33		9,8	-2,9	-28	-18	0,08	2,00	174
4		115,99	-1,85
5		111,4	-1,2	-23	-14	0,61	1,05	133	-0,00	-1,55
7	базисный	121,0	1,8	39	24	0,88	2,26	227	0,00	-1,39
7	базисный	121,0	1,8	39	24	0,88	2,26	227	0,00	-1,39
5		111,4	-1,2	-23	-14	0,61	1,05	133	-0,00	-1,55
44		10,1	-3,8	-16	-10	0,07	1,47	94
44		10,1	-3,8	-16	-10	0,07	1,47	94
5		111,37	-3,07
6		107,2	-0,5	-13	-8	0,41	0,43	79		-1,49
4		116,0	1,2	22	14	0,61	1,05	137	-0,00	-1,55
4		116,0	1,2	22	14	0,61	1,05	137	-0,00	-1,55
55		9,6	-4,1	-16	-10	0,07	1,61	98
55		9,6	-4,1	-16	-10	0,07	1,61	98
6		107,25	-3,56
5		111,4	0,5	13	9	0,41	0,43	83		-1,49
66		9,6	-5,6	-13	-9	0,09	1,79	83
7	базисный	121,00	-0,07			160,4	100,4
1		115,2	-1,7	-32	-21	0,92	1,96	183		-1,70
4		116,0	-1,8	-39	-25	0,88	2,26	223	0,00	-1,39
4		116,0	-1,8	-39	-25	0,88	2,26	223	0,00	-1,39
2		115,5	-1,4	-25	-14	0,76	1,30	137	0,00	-1,95
2		115,5	-1,4	-25	-14	0,76	1,30	137	0,00	-1,95
8	станция	117,87	-1,05			55,0	31,1	18,1	32,6
1		115,2	-0,7	-13	-6	0,22	0,31	71		-1,60
3		110,9	-2,1	-32	-22	1,16	2,47	190	-0,00	-1,86
2		115,5	-0,5	-10	-4	0,16	0,16	50	-0,00	-1,61
11		10,09	-5,06	43,8	24,8
1		115,2	3,3	22	12	0,07	1,79	1440
1		115,2	3,3	22	12	0,07	1,79	1440
22		10,05	-5,34	31,3	17,7
2		115,5	3,8	16	9	0,07	1,48	1033
2		115,5	3,8	16	9	0,07	1,48	1033
33		9,76	-6,06	56,3	31,8
3		110,9	2,9	28	16	0,08	2,00	1913
3		110,9	2,9	28	16	0,08	2,00	1913
44		10,09	-5,65	31,3	17,7
4		116,0	3,8	16	9	0,07	1,47	1028
4		116,0	3,8	16	9	0,07	1,47	1028
55		9,65	-7,20	31,3	17,7
5		111,4	4,1	16	9	0,07	1,61	1076
5		111,4	4,1	16	9	0,07	1,61	1076
66		9,60	-9,19	12,5	7,1
6		107,2	5,6	12	7	0,09	1,79	864



7. Формирование однолинейной схемы электрической сети

Зная число отходящих линий, номинальные напряжения сети, тип и мощность трансформаторов, категории потребителей можно составить однолинейную схему сети.

В зависимости от требований надёжности на стороне высшего напряжения подстанции необходимо рассмотреть следующие схемы: блочные схемы с питанием подстанции по отдельной линии, блочные схемы линий, мостиковые схемы, схемы четырёхугольника, схему с одной секционированной системой шин, схему с двумя рабочими и одной обходной системой шин. В отдельных случаях могут быть рассмотрены схемы с полутора и двумя выключателями на присоединение.

На стороне среднего напряжения в зависимости от класса напряжения и числа присоединений выбирают одиночную не секционированную и одиночную секционированную схемы, а также схемы с одиночной секционированной системой шин или двумя рабочими системами шин и одной обходной.

На стороне низшего напряжения подстанции обычно принимают: при одном трансформаторе одну не секционированную систему шин, при двух - схему с двумя секциями шин.

Таблица 7.1 - Ориентировочные значения мощностей на одну цепь линий

Напряжение, кВ	6	10	35	110	220	330
Мощность, МВт	0,5-2	1-3	5-10	15-30	90-150	270-450

Таблица 7.2 - Количество радиальных линий от шин подстанций схемы

№ узла	Количество радиальных линий от шин подстанций
	ВН (110 кВ)	НН (10 кВ)
1	-	16
2	-	12
3	-	20
4	-	12
5	-	12
6	-	6

Рис. 7.1 - Однолинейная схема электрической сети №1



Рис. 7.2 - Однолинейная схема электрической сети №2

8. Технико-экономическое сравнение вариантов

На данном этапе необходимо выбрать наиболее экономически выгодную схему сети. Для этого проводится технико-экономическое сравнение вариантов.

Сопоставление вариантов производится по одному критерию - приведенным затратам.

Приведённые затраты находятся по формуле:

(8.1)

где К_л - капитальные затраты на сооружение линий, тыс. у.е.;

К_п - капитальные затраты на сооружение подстанций, тыс. у.е.;

р_л - коэффициент отчислений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание линий (р_л = 0,148 [2]);

р_п - коэффициент отчислений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание подстанций (р_п = 0,214 [2]);

W₀ - потери энергии холостого хода, МВт·ч;

W_н - нагрузочные потери электроэнергии, МВт·ч;

₀ - стоимость потерь электроэнергии холостого хода;

_н - стоимость 1 кВт·ч нагрузочных потерь электроэнергии.

Стоимость линии определяется по формуле:

(8.2)

где УК_0i - удельная стоимость i-ой линии, тыс. у.е./км;

L_i - протяженность i-ой линии, км.

Суммарные капитальные затраты на сооружение линий по двум рассматриваемым схемам приведены в таблицы 8.1 и 8.2.

Для определения удельной стоимости линий на 1 км принимаем третий район по гололёду.

Таблица 8.1 - Стоимость линий схемы №1

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс.руб/км	Полная стоимость ЛЭП, тыс. руб
1-7(2)	45	2ЧАС-120/19	38,0	1710,0
1-8	45	АС-70/11	19,4	873,0
2-3	46,5	АС-70/11	19,4	902,1
2-5	60	АС-70/11	19,4	1164,0
2-7	52,5	АС-240/32	20,0	1050,0
3-6	33	АС-70/11	19,4	640,2
3-8(2)	52,5	2ЧАС-150/24	38,0	1995,0
4-7(2)	36	2ЧАС-150/24	38,0	1368,0
4-5	45	АС-150/24	19,0	855,0
Итого	10557,3

Таблица 8.2 - Стоимость линий схемы №3

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс.руб./км	Полная стоимость ЛЭП, тыс. руб
1-7	45	АС-150/24	19,0	855,0
1-8	45	АС-95/16	19,1	859,5
2-3	46,5	АС-150/24	19,0	883,5
2-8	46,5	АС-70/11	19,4	902,1
2-7(2)	52,5	2ЧАС-120/19	38,0	1995,0
3-8	52,5	АС-150/24	19,0	997,5
5-6	49	АС-70/11	19,4	950,6
4-7(2)	36	2ЧАС-185/29	38,4	1382,4
4-5	45	2ЧАС-120/19	38,0	1710
Итого	10535,6

Стоимость подстанции вычисляется по формуле:

(8.3)

где К_руi - расчетная стоимость распределительного устройства подстанции, тыс. руб.;

К_трi - расчетная стоимость трансформаторов на i-той подстанции, тыс. руб.;

К_постi - постоянная часть затрат на i-тую подстанцию, тыс. руб.;

К_допi - затраты на дополнительное оборудование, тыс. руб. (КУ и т.д.).

Для подстанций со сборными шинами стоимость ОРУ находим по формуле:

(8.4)

где n_яч - количество ячеек с выключателями;

К_яч - стоимость одной ячейки, тыс. у.е.

Полную стоимость подстанций сведём в таблицы 8.3 и 8.4.

Таблица 8.3 - Стоимость подстанций схемы №1

Номер узла	Стоимость тр-ров, тыс. руб.	Стоимость РУ, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Затраты на доп. оборудование, тыс. руб.	Полная стоимость подстанций, тыс. руб.
1	109Ч2	35Ч6	290	-	718
2	84Ч2	35Ч6	290	-	668
3	136Ч2	35Ч7	290	-	807
4	84Ч2	35Ч6	290	-	668
5	84Ч2	120	210	30	528
6	63	11,5	130	-	204,5
Итого		3593,5

Таблица 8.4 - Стоимость подстанций схемы №3

Номер узла	Стоимость тр-ров, тыс. руб.	Стоимость РУ, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Затраты на доп. оборудование, тыс. руб.	Полная стоимость подстанций, тыс. руб.
1	109Ч2	120	210	-	548
2	84Ч2	35Ч7	290	-	703
3	136Ч2	120	210	-	602
4	84Ч2	35Ч7	290	-	703
5	84Ч2	35Ч6	290	-	668
6	63	11,5	130	-	204,5
Итого		3428,5

Потери электроэнергии холостого хода:

(8.5)

где Р_0л - потери активной мощности на корону, МВт;

Р_0п - потери активной мощности в стали трансформаторов, МВт.

, (8.6)

где Р_0лj - удельные потери активной мощности на корону, МВт/км.

, (8.7)

где Р_0пj - удельные потери активной мощности в стали трансформаторов на i-й подстанции, МВт.

В нашем случае потери активной мощности на корону не рассчитываются, так как эта составляющая затрат учитывается в линиях напряжением 220 кВ и выше.

Потери активной мощности в стали трансформаторов:

Для схемы 1: МВт.

Для схемы 3: МВт.

Потери электроэнергии холостого хода:

Для схемы 1: МВт?ч.

Для схемы 3: МВт?ч.

Нагрузочные потери электроэнергии:

(8.8)

где ДР_нб - нагрузочные потери активной мощности, МВт; принимаем по данным электрического расчета режима максимальных нагрузок для каждого из составляемых вариантов;

ф - время потерь, ч.

(8.9)

Для схемы 1: МВт?ч.

Для схемы 3: МВт?ч.

Значение удельных затрат на возмещение потерь в электрических сетях определяется из графика [4. с. 317. рис 8.1]:

во = 0,018 тыс. руб./ МВт·ч;

вн = 0,028 тыс. руб./ МВт·ч.

Определяем приведенные затраты.

Для схемы №1:

З = р_лК_л + р_пК_п + ДW₀·в₀ + ДW_н·в_н = 0,028·10557,3+ 0,094·3593,5+ 3250·0,018 + 16929·0,028 = 1165,9 тыс. руб.

Для схемы №3:

З = р_лК_л + р_пК_п + ДW₀·в₀ + ДW_н·в_н = 0,028·10535,6 + 0,094·3428,5 + 3250·0,018 + 18078·0,028 = 1181,96 тыс. руб.

Таблица 8.5 - Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов

Показатели	Вариант 1	Вариант 2
Номинальное напряжение сети	Uн	110 кВ	110 кВ
Капитальные затраты на ЛЭП		10557,3 тыс.руб.	10535,6 тыс.руб.
Капитальные затраты на подстанцию		3593,5 тыс.руб.	3428,5 тыс.руб.
Полные капитальные затраты		14120,8 тыс.руб.	13964,1 тыс.руб.
Потери электроэнергии холостого хода
Нагрузочные потери электроэнергии		16929 МВт?ч	18078 МВт?ч
Полные потери электроэнергии		20179 МВт?ч	21328 МВт?ч
Полные затраты	З	1165,9 тыс. руб.	1181,96 тыс.руб.

Из данных расчетов можем сделать вывод, что лучшим из двух вариантов схем сетей является схема №1. Этот вывод был сделан исходя из того, что приведенные затраты для схемы №1 меньше, чем для схемы №3. Поэтому дальнейшие расчёты будем производить только для первого варианта схемы.

9. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжёлых послеаварийных режимов

Электрические расчёты сети необходимы для проверки ее работоспособности и управляемости, а также для уточнения значения режимных параметров по фактическим параметрам ее элементов.

Таблица 9.1 - Параметры узлов

Тип	Номер	Название	U_ном, кВ	P_н, МВт	Q_н, Мвар	P_г, МВт	Q_г, Мвар	V_зд, кВ	Q_min, Мвар	Q_max, Мвар
Нагр	1		110
Нагр	2		110
Нагр	3		110
Нагр	4		110
Нагр	5		110
Нагр	6		110
База	7	базисный	121			159,8	96,6
Ген+	8	станция	110			55,0	32,6	117,0	18,1	32,6
Нагр	11		11	43,8	24,8
Нагр	22		11	31,3	17,7
Нагр	33		11	56,3	31,8
Нагр	44		11	31,3	17,7
Нагр	55		11	31,3	17,7		3,0
Нагр	66		11	12,5	7,1

Таблица 9.2 - Параметры ветвей

Tип	N_нач	N_кон	Название	R	X	B	Кт/r
ЛЭП	1	7	базисный	11,20	19,20	-119,7
ЛЭП	1	7	базисный	11,20	19,20	-119,7
ЛЭП	1	8	станция	19,26	20,00	-114,8
ЛЭП	2	5		25,70	26,65	-153,0
ЛЭП	2	3		19,90	20,65	-118,6
ЛЭП	4	7	базисный	7,13	15,12	-97,2
ЛЭП	4	7	базисный	7,13	15,12	-97,2
ЛЭП	3	8	станция	10,40	22,05	-141,8
ЛЭП	3	8	станция	10,40	22,05	-141,8
ЛЭП	2	7	базисный	6,30	21,30	-147,5
ЛЭП	4	5		8,91	18,90	-121,5
ЛЭП	3	6		14,12	14,65	-84,2	0,091
Тр-р	1	11		1,40	34,70		0,091
Тр-р	1	11		1,40	34,70		0,091
Тр-р	2	22		2,54	55,90		0,091
Тр-р	2	22		2,54	55,90		0,091
Тр-р	3	33		0,87	22,00		0,091
Тр-р	3	33		0,87	22,00		0,091
Тр-р	4	44		2,54	55,90		0,091
Тр-р	4	44		2,54	55,90		0,091
Тр-р	5	55		2,54	55,90		0,091
Тр-р	5	55		2,54	55,90		0,091
Тр-р	6	66		4,38	86,70		0,096

Расчёт режима наибольших нагрузок выполним вручную. Расчёт режима наименьших нагрузок и наиболее тяжёлых послеаварийных режимов выполним на ЭВМ. Для ручного расчета будем использовать метод контурных уравнений.

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения, а нагрузки сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Поэтому вначале приведем нагрузки к сети высшего напряжения по формуле (для двухобмоточного трансформатора):

(9.1)

где P_нагр, Q_нагр - соответственно активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения;

R_нагр, X_нагр -суммарные активные и реактивные сопротивления трансформа-торов данной подстанции;

, - потери активной и реактивной мощности холостого хода трансформаторов данной подстанции.

Режим максимальных нагрузок

В результате приведения по формуле (9.1) получим:

По методу контурных уравнений расчет ведется в два этапа. Сначала определяется потокораспределение мощностей по участкам без учета потерь мощности сети, а затем рассчитываются напряжения узлов, потери мощности и потокораспределение с учетом потерь мощности.

Для нахождения потокораспределения без учета потерь используются контурные уравнения мощности:

(9.2)



Если направление обхода контура совпадает с намеченным направлением мощности участка, то произведение мощности этого участка на его сопротивление берётся со знаком плюс; если не совпадает - со знаком минус.

В выбранной мной схеме два контура, поэтому в систему контурных уравнений будет входить два уравнения, в каждом из которых буду задаваться по одному известному потоку мощности. Обход по контуру задаём произвольно в каждом из контуров.

Система контурных уравнений для выбранной конфигурации сети:

(9.3)

(9.4)

Принимаем в 1-ом , во 2-ом известным. Выразим через и остальные потоки.

Для 1-ого уравнения(9.3):



Для 2-ого уравнения(9.4):

Подставим данные потоки в (9.3) и (9.4) и выразим и .

Для (9.3):

Для (9.4):

Решая систему этих уравнений, определяем потоки и .

Теперь рассчитываем остальные потоки через известные . В результате расчета определено потокораспределение мощностей в сети без учета потерь мощности и напряжения в узлах:

Следующим этапом расчета замкнутой сети является расчет потерь мощности, уточнение потокораспределения и напряжений узлов.

Точки потокораздела - узлы 3 и 5. Условно разрежем сеть в точках потокораздела мощностей и представим замкнутую разомкнутыми сетями.

Положим, что подсчитанные потоки мощности соответствуют концам участков, примыкающих к точкам потокораздела. Тогда найдём:

Линия 2-3

Линия 2-5

Линия 4-5



Линия 3-8

Линия 1-8

Линия 2-7

Линия 4-7



Линия 1-7

Таким образом, генерирующая мощность БУ находится как:

В результате получаем:



Определяем напряжения в узлах, начиная от балансирующего узла:

и т.д.

В результате получаем:



Результаты ручного расчета практически совпадают с результатами расчета на ЭВМ (таблица 6.1), отклонение в результатах можно объяснить малым количеством итераций при ручном расчете.

При расчёте наиболее тяжёлого аварийного режима, напряжение в узле №2 и в узле №5 на стороне низшего напряжения трансформаторов выходило за пределы (0,9-1,1)U_ном с учётом располагаемых диапазонов регулирования напряжения на трансформаторах с помощью РПН. Поэтому я принял решение по замене принятого в узле №5 КУ с на более мощное с В качестве КУ будем использовать статический тиристорный компенсатор [3, с.340, табл.9.28], т.к. выдаваемая им реактивная мощность не зависит от напряжения на шинах устройства. В узле №2 также КУ с Также я решил поставить КУ небольшой мощности в узле №6 c , так как использование варианта с двухцепной линией требует больших затрат, а напряжение на шинах НН выходило за требуемые пределы.

Приведем результат расчета наиболее тяжелого послеаварийного режима, выполненного на ЭВМ (таблица 9.4). Наиболее тяжелый послеаварийный режим наблюдается при отключении линии 2-7, т.к. при обрыве именно этой линии в схеме наблюдаются сильные снижения уровня напряжения (таблица 9.3).

Таблица 9.3 - Уровень напряжения в узлах сети

Номер узла	Номинальное напряжение UНОМ, кВ	Фактическое напряжение UФ, кВ	Отклонение UФ от UНОМ, %
1	110	114,27	3,88
2	110	98,31	-10,62
3	110	99,35	-9,68
4	110	115,34	4,85
5	110	107,18	-2,56
6	110	96,81	-11,99
8	110	107,67	-2.12
11	10,5	10	-4,76
22	10,5	8,73	-16,83
33	10,5	8,66	-17,48
44	10,5	10,03	-4,47
55	10,5	9,56	-8,91
66	11	8,87	-15,5

Таблица 9.4 - Результаты расчета потокораспределения в наиболее тяжёлом послеаварийном режиме (отключение линии 2-7)

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	P_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		114,27	-2,05
7	базисный	121,0	2,0	36	19	1,40	2,40	206		-1,66
7	базисный	121,0	2,0	36	19	1,40	2,40	206		-1,66
8	станция	107,7	-1,6	-28	-10	1,32	1,37	150		-1,42
11		10,0	-3,4	-22	-14	0,07	1,82	132
11		10,0	-3,4	-22	-14	0,07	1,82	132
2		98,31	-8,50
5		107,2	2,0	23	11	1,72	1,78	151		-1,62
3		99,3	1,3	8	-2	0,15	0,16	49	-0,00	-1,16
7	базисный
22		8,7	-5,3	-16	-4	0,07	1,53	95
22		8,7	-5,3	-16	-4	0,07	1,53	95
3		99,35	-7,19
2		98,3	-1,3	-8	3	0,15	0,16	51	-0,00	-1,16
8	станция	107,7	3,6	39	19	1,94	4,11	251	0,00	-1,52
8	станция	107,7	3,6	39	19	1,94	4,11	251	0,00	-1,52
6		96,8	-0,7	-13	-4	0,27	0,28	79	0,00	-0,81
33		8,7	-3,7	-28	-18	0,10	2,54	196
33		8,7	-3,7	-28	-18	0,10	2,54	196
4		115,34	-2,26
7	базисный	121,0	2,2	45	22	1,34	2,85	252	-0,00	-1,36
7	базисный	121,0	2,2	45	22	1,34	2,85	252	-0,00	-1,36
5		107,2	-4,2	-59	-23	2,73	5,79	318		-1,51
44		10,0	-3,8	-16	-10	0,07	1,49	94
44		10,0	-3,8	-16	-10	0,07	1,49	94
5		107,18	-6,49
2		98,3	-2,0	-25	-11	1,72	1,78	147		-1,62
4		115,3	4,2	57	19	2,73	5,79	321		-1,51
55		9,6	-4,4	-16	-4	0,06	1,27	87
55		9,6	-4,4	-16	-4	0,06	1,27	87
6		96,81	-7,90
3		99,3	0,7	13	5	0,27	0,28	81	0,00	-0,81
66		8,9	-6,9	-13	-5	0,09	1,70	81
7	базисный	121,00	-0,07			167,9	86,9
1		114,3	-2,0	-37	-20	1,40	2,40	202		-1,66
1		114,3	-2,0	-37	-20	1,40	2,40	202		-1,66
4		115,3	-2,2	-47	-23	1,34	2,85	249	-0,00	-1,36
4		115,3	-2,2	-47	-23	1,34	2,85	249	-0,00	-1,36
2
8	станция	107,67	-3,62			55,0	32,6	117,0	18,1	32,6
1		114,3	1,6	26	11	1,32	1,37	152		-1,42
3		99,3	-3,6	-41	-22	1,94	4,11	247	0,00	-1,52
3		99,3	-3,6	-41	-22	1,94	4,11	247	0,00	-1,52
11		10,00	-5,44	43,8	24,8
1		114,3	3,4	22	12	0,07	1,82	1453
1		114,3	3,4	22	12	0,07	1,82	1453
22		8,73	-13,78	31,3	17,7		12,5
2		98,3	5,3	16	3	0,07	1,53	1049
2		98,3	5,3	16	3	0,07	1,53	1049
33		8,66	-10,86	56,3	31,8
3		99,3	3,7	28	16	0,10	2,54	2154
3		99,3	3,7	28	16	0,10	2,54	2154
44		10,03	-6,11	31,3	17,7
4		115,3	3,8	16	9	0,07	1,49	1035
4		115,3	3,8	16	9	0,07	1,49	1035
55		9,56	-10,91	31,3	17,7		12,5
5		107,2	4,4	16	3	0,06	1,27	958
5		107,2	4,4	16	3	0,06	1,27	958
66		8,87	-14,76	12,5	7,1		3,8
6		96,8	6,9	12	3	0,09	1,70	841



Рис. 9.1 - Расчёт потокораспределения и напряжений в наиболее тяжелом послеаварийном режиме (отключение линии 1-2)

В связи с введением КУ в узле №5 большей мощности, а также с введением КУ в узле №2 и №6, необходимо уточнить уровни напряжений в нормальном режиме наибольших нагрузок, что в дальнейшем нам понадобится для выбора ответвлений трансформаторов.

Таблица 9.5 - Потокораспределение в нормальном режиме наибольших нагрузок

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	P_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		116,88	-1,40
7	базисный	121,0	1,3	24	12	0,56	0,96	131		-1,69
7	базисный	121,0	1,3	24	12	0,56	0,96	131		-1,69
8	станция	116,9	-0,6	-3	4	0,04	0,04	28		-1,57
11		10,2	-3,2	-22	-14	0,07	1,73	129
11		10,2	-3,2	-22	-14	0,07	1,73	129
2		115,35	-3,73
5		114,5	-0,1	-2	-1	0,01	0,01	11	-0,00	-2,02
3		111,4	-0,4	-13	-9	0,38	0,40	78	0,00	-1,53
7	базисный	121,0	3,7	46	16	1,14	3,84	247		-2,06
22		10,3	-3,8	-16	-4	0,05	1,09	81
22		10,3	-3,8	-16	-4	0,05	1,09	81
3		111,45	-4,09
2		115,4	0,4	13	10	0,38	0,40	82	0,00	-1,53
8	станция	116,9	2,1	28	15	0,84	1,78	166	-0,00	-1,85
8	станция	116,9	2,1	28	15	0,84	1,78	166	-0,00	-1,85
6		109,3	-0,6	-13	-4	0,21	0,21	69	0,00	-1,03
33		9,8	-2,9	-28	-18	0,08	1,98	173
33		9,8	-2,9	-28	-18	0,08	1,98	173
4		117,57	-1,59
7	базисный	121,0	1,5	31	13	0,56	1,18	163		-1,38
7	базисный	121,0	1,5	31	13	0,56	1,18	163		-1,38
5		114,5	-2,2	-30	-5	0,60	1,26	149		-1,64
44		10,2	-3,7	-16	-10	0,06	1,43	92
44		10,2	-3,7	-16	-10	0,06	1,43	92
5		114,53	-3,80
2		115,4	0,1	2	3	0,01	0,01	17	-0,00	-2,02
4		117,6	2,2	29	5	0,60	1,26	150		-1,64
55		10,2	-3,9	-16	-4	0,05	1,11	81
55		10,2	-3,9	-16	-4	0,05	1,11	81
6		109,27	-4,68
3		111,4	0,6	13	5	0,21	0,21	71	0,00	-1,03
66		10,1	-5,3	-13	-5	0,07	1,30	71
7	базисный	121,00	-0,07			158,5	65,3
1		116,9	-1,3	-24	-11	0,56	0,96	127		-1,69
1		116,9	-1,3	-24	-11	0,56	0,96	127		-1,69
4		117,6	-1,5	-31	-12	0,56	1,18	160		-1,38
4		117,6	-1,5	-31	-12	0,56	1,18	160		-1,38
2		115,4	-3,7	-48	-18	1,14	3,84	243		-2,06
8	станция	116,95	-1,98			55,0	32,6	117,0	18,1	32,6
1		116,9	0,6	3	-3	0,04	0,04	22		-1,57
3		111,4	-2,1	-29	-15	0,84	1,78	162	-0,00	-1,85
3		111,4	-2,1	-29	-15	0,84	1,78	162	-0,00	-1,85
11		10,25	-4,64	43,8	24,8
1		116,9	3,2	22	12	0,07	1,73	1418
1		116,9	3,2	22	12	0,07	1,73	1418
22		10,33	-7,53	31,3	17,7		12,5
2		115,4	3,8	16	3	0,05	1,09	887
2		115,4	3,8	16	3	0,05	1,09	887
33		9,81	-6,98	56,3	31,8
3		111,4	2,9	28	16	0,08	1,98	1902
3		111,4	2,9	28	16	0,08	1,98	1902
44		10,24	-5,29	31,3	17,7
4		117,6	3,7	16	9	0,06	1,43	1013
4		117,6	3,7	16	9	0,06	1,43	1013
55		10,25	-7,66	31,3	17,7		12,5
5		114,5	3,9	16	3	0,05	1,11	894
5		114,5	3,9	16	3	0,05	1,11	894
66		10,13	-10,00	12,5	7,1		3,8
6		109,3	5,3	12	3	0,07	1,30	736

Рис. 9.2 - Расчёт потокораспределения и напряжений в нормальном режиме наибольших нагрузок

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

Основная цель регулирования напряжения в распределительных сетях заключается в обеспечении допустимых отклонений напряжения у электроприёмников. Сущность регулирования напряжения с помощью трансформаторов заключается в том, что при необходимости изменения напряжения на вторичной стороне трансформатора изменяют его коэффициент трансформации. С этой целью на трансформаторах выполняют специальные ответвления, каждое из которых соответствует определенному числу витков обмотки.

Если известно приведенное к высокой стороне трансформатора напряжение на шинах низшего напряжения подстанции , то можно определить желаемое (расчётное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора:

где - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора; - желаемое напряжение, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети (1,05 для режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима).

Для сетей с номинальным напряжением 10 кВ данное значение составляет 10.5 кВ, т.е. Если в послеаварийных режимах невозможно добиться напряжения 1.05, то допустимо его снижение, но не ниже, чем до .

Применение трансформаторов с РПН позволяет изменять регулировочное ответвление без их отключения. Поэтому следует определять напряжение регулировочного ответвления раздельно для режимов наибольшей и наименьшей нагрузки, а также для послеаварийных режимов. Время возникновения аварийного режима неизвестно, поэтому считаем, что он возникает в режиме наибольших нагрузок. С учётом сказанного регулировочное ответвление трансформатора определяется по формулам:

для режима наибольших нагрузок:

для послеаварийного режима:

По найденному значению расчётного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчётному. Для этого полезно предварительно рассчитать напряжения, соответствующие каждому ответвлению обмотки высокого напряжения трансформатора.

Таблица 10.1 - Стандартные ответвления трансформатора на высшей стороне

№ Ответвления	Добавка напряжения, %	Напряжение ответвления, кВ	Кт тр-ра с UНН=10,5	Кт тр-ра с UНН=11
+9	+16,02%	133,4	0,079	0,082
+8	+14,24%	131,4	0,080	0,084
+7	+12,46%	129,3	0,081	0,085
+6	+10,68%	127,3	0,082	0,086
+5	+8,9%	125,2	0,084	0,088
+4	+7,12%	123,2	0,085	0,089
+3	+5,34%	121,1	0,087	0,091
+2	+3,56%	119,1	0,088	0,092
+1	+1,78%	117	0,090	0,094
0	0%	115	0,091	0,096
-1	-1,78%	113	0,093	0,097
-2	-3,56%	110,9	0,095	0,099
-3	-5,34%	108, 9	0,096	0,101
-4	-7,12%	106,8	0,098	0,103
-5	-8,9%	104,8	0,100	0,105
-6	-10,68%	102,7	0,102	0,107
-7	-12,46%	100,7	0,104	0,109
-8	-14,24%	98,6	0,106	0,112
-9	-16,02%	96,6	0,109	0,114

Таким образом, действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций составят в режиме:

наибольших нагрузок:

послеаварийном режиме:

Рассмотрим нормальный режим наибольших нагрузок:

Узел 6 (трансформатор ТДН-16000/110).

Выбираем:

Узел 1 (трансформатор ТРДН-40000/110).

Выбираем:

Узел 2 (трансформатор ТДН-25000/110).

Выбираем:



Узел 3 (трансформатор ТДН-63000/110).

Выбираем:

Узел 4 (трансформатор ТРДН-25000/110).

Выбираем:

Узел 5 (трансформатор ТРДН-25000/110).

Выбираем:

Аналогично выполняем расчёт для наиболее тяжёлого послеаварийного режима. Результаты расчётов занесём в таблицу 10.3.

Таблица 10.2. - Ответвления трансформаторов в режиме наибольших нагрузок

Узел	Тип тр-ра						Ответвление	KT с учётом выбранного ответвления
1	ТРДН-40000/110	10,25	112,26	112,26	113,0	10,43	-1,78	0,093
2	ТРДН-25000/110	10,33	113,14	113,14	113,0	10,51	-1,78	0,093
3	ТРДН-63000/110	9,81	107,44	107,44	106,8	10,56	-7,12	0,098
4	ТРДН-25000/110	10,24	121,1	112,1	110,9	10,61	-3,56	0,095
5	ТРДН-25000/110	10,25	112,26	112,26	113,0	10,43	-1,78	0,093
6	ТДН-16000/110	10,13	105,9	110,94	110,9	10,5	-3,56	0,099



Таблица 10.3. - Ответвления трансформаторов в наиболее тяжёлом послеаварийном режиме

Узел	Тип тр-ра						Ответвление	KT с учётом выбранного ответвления
1	ТРДН-40000/110	10,22	111,93	111,93	110,9	10,6	-3,56	0,095
2	ТРДН-25000/110	8,93	97,8	98,6	96,6	10,42	-14,24	0,106
3	ТРДН-63000/110	9,33	102,0	102,0	102,7	10,43	-10,68	0,102
4	ТРДН-25000/110	10,47	114,6	114,6	115,0	10,46	0	0,091
5	ТРДН-25000/110	9,77	107,0	107,0	106,8	10,52	-7,12	0,098
6	ТДН-16000/110	9,15	95,66	100,2	100,7	10,45	-12,46	0,109

Приведем результат расчета нормального режима наибольших нагрузок, а также наиболее тяжелого послеаварийного режима, выполненного на ЭВМ с помощью программы RASTR с учётом выбранных ответвлений.

Таблица 10.4 - Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок схемы №1 c учетом выбранных ответвлений

Номер	Название	V	Delta	P_н	Q_н	P_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	Q_ш
		V_2	dDelta	P_л	Q_л	dP	dQ	I_л	P_ш	Q_ш
1		116,88	-1,40
7	базисный	121,0	1,3	24	12	0,56	0,96	131		-1,69
7	базисный	121,0	1,3	24	12	0,56	0,96	131		-1,69
8	станция	116,9	-0,6	-3	4	0,04	0,04	28		-1,57
11		10,5	-3,2	-22	-14	0,07	1,73	129
11		10,5	-3,2	-22	-14	0,07	1,73	129
2		115,35	-3,73
5		114,5	-0,1	-2	-1	0,01	0,01	11		-2,02
3		111,4	-0,4	-13	-9	0,38	0,40	78	0,00	-1,53
7	базисный	121,0	3,7	46	16	1,14	3,84	247		-2,06
22		10,6	-3,8	-16	-4	0,05	1,09	81
22		10,6	-3,8	-16	-4	0,05	1,09	81
3		111,45	-4,09
2		115,4	0,4	13	10	0,38	0,40	82	0,00	-1,53
8	станция	116,9	2,1	28	15	0,84	1,78	166	-0,00	-1,85
8	станция	116,9	2,1	28	15	0,84	1,78	166	-0,00	-1,85
6		109,3	-0,6	-13	-4	0,21	0,21	69		-1,03
33		10,6	-2,9	-28	-18	0,08	1,98	173
33		10,6	-2,9	-28	-18	0,08	1,98	173
4		117,57	-1,59
7	базисный	121,0	1,5	31	13	0,56	1,18	163		-1,38
7	базисный	121,0	1,5	31	13	0,56	1,18	163		-1,38
5		114,5	-2,2	-30	-5	0,60	1,26	149		-1,64
44		10,7	-3,7	-16	-10	0,06	1,43	92
44		10,7	-3,7	-16	-10	0,06	1,43	92
5		114,53	-3,80
2		115,4	0,1	2	3	0,01	0,01	17		-2,02
4		117,6	2,2	29	5	0,60	1,26	150		-1,64
55		10,5	-3,9	-16	-4	0,05

Подобные документы

• Электрическая сеть промышленного района

  Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.
  
  курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014
  

• Разработка вариантов конфигурации электрической сети

  Возможные варианты конфигураций соединения цепей электропередач. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий. Электрический расчёт сети в послеаварийном режиме.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 06.08.2013
  

• Расчеты режимов электрических сетей

  Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Электроснабжение: районная электрическая сеть

  Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети. Расчет основных режимов работы, затрат электрической сети.
  
  дипломная работа [353,6 K], добавлен 18.07.2014
  

• Электрическая сеть района нагрузок

  Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети. Предварительный расчет мощности источника питания. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих подстанций. Основные технико-экономические показатели электрической сети.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 15.10.2014
  

• Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.
  
  курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012
  

• Проект электросети для электроснабжения промышленного района

  Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Электроснабжение ремонтно-механического цеха

  Характеристика потребителей электроэнергии. Расчет мощности компенсирующих устройств реактивной мощности, выбор распределительной сети. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет заземляющего устройства и спецификация электрооборудования.
  
  курсовая работа [719,7 K], добавлен 15.12.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам