Размещено на http://www.allbest.ru/

- 58 -

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

3. Выбор номинального напряжения сети и чила цепей линии

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

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

6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Определение числа линий

7. Формирование однолинейной схемы электрической сети

8. Выбор конструкции фазы и материала опор

9. Технико-экономическое сравнение вариантов

10. Электрические расчеты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов

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

12. Проверка токонесущей способности проводов линий

13. Расчет технико-экономических показателей

Заключение

Литература

Введение

Темой данного проекта является разработка электрической сети промышленного района.

Электрическая сеть -- это совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, линий электропередачи.

В задачи проектирования входит выбор конфигурации сети, номинального напряжения, а в соответствии с этим -- выбор соответствующих электроустановок, например трансформаторов, схем распределительных устройств подстанций, расчет и выбор сечений проводов ЛЭП. Эти расчеты ведутся параллельно для двух предположительно наиболее оптимальных схем.

Следующим этапом проектирования является технико-экономическое сравнение двух вариантов и выбор окончательного варианта, для которого проводится уточненный расчет режимов (максимальных нагрузок, минимальных и двух наиболее тяжелых послеаварийных).

Для расчета использованы программы “RASTR” и “REGUS”. На основании полученных результатов делается вывод о качестве и надежности снабжения потребителей электроэнергией.

Последним этапом является технико-экономический расчет сети.

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

Выбор конфигурации сети, пожалуй, один из самых ответственных этапов проектирования. От выбранной конфигурации зависит не только конечная стоимость сети, но и качество снабжения электроэнергией потребителей, например, способность сети поддерживать необходимые напряжения в узлах сети, бесперебойность снабжения и др.

Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у приемников, удобство и безопасность эксплуатации сети, возможность ее дальнейшего развития и подключения новых потребителей. Электрическая сеть должна обладать также необходимой экономичностью.

Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации, желательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме сказывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.

Учитывая приближенность расчета, критерием выбора оптимальной конфигурации примем минимум суммарной длины всех ЛЭП для данного варианта. При подсчете длины одноцепных линий умножим на коэффициент 1.1, двухцепных - 1.5. Необходимо также учитывать, что потребители 1 и 2 категорий должны снабжаться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. Предпочтительно также связывать крупных потребителей напрямую с источниками энергии. Для более полного представления об эффективности данного варианта сети следует рассмотреть случаи отключения отдельных линий (послеаварийные режимы). При этом нежелательно появление длинных радиальных линий, т.к. это приводит к большим потерям напряжения и мощности в таких режимах.

Ниже приведены 5 вариантов конфигурации сети (рис.1.1):



Размещено на http://www.allbest.ru/

- 58 -

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

- 58 -

Размещено на http://www.allbest.ru/

В соответствии с принятым критерием остановимся на схемах № 3 и № 5.

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

Для данного расчёта примем следующие допущения:

номинальные напряжения всех линий одинаковы;

сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

потери мощности в трансформаторах не учитываются;

средневзвешенное сопротивление линий Z₀, Ом/км, принимаем равным:

Z₀ = R₀ + jX₀ = (0.2 + j0.4) Ом/км (2.1)

Сопротивление линий Z, Ом, найдём по формуле:

Z = (R₀ + jX₀)*L, Ом (2.2)

где: L - длина линии, км.

Сопротивление двухцепных линий поделим на 2.

Исходные данные по ветвям сети для расчёта потокораспределения представлены в табл. 2.1, 2.2 соответственно для схем 3 и 5:

Таблица 2.1 Таблица 2.2

№ линии	Длина линии L, км	R, Ом	Х, Ом	№ линии	Длина линии l, км	R, Ом	Х, Ом
1-4	35.2	7.04	14.08	1-4	35.2	7.04	14.08
1-2	24.2	4.84	9.68	1-2	24.2	4.84	9.68
4-5	27.5	5.50	11.00	4-3	27.5	5.50	11.00
4-3	27.5	5.50	11.00	4-5	27.5	5.50	11.00
2-3	27.5	5.50	11.00	2-6	12.1	2.42	4.84
2-6	16.5	1.65	3.30	3-8	19.8	3.96	7.92
5-8	36.3	7.26	14.52	3-7	37.4	7.48	14.96
3-8	19.8	3.96	7.92	5-8	36.3	7.26	14.52
6-7	16.5	1.65	3.30	6-7	12.1	2.42	4.84

Реактивные мощности в узлах Q, квар, рассчитываем по формуле:

Q = Ptgц, (2.3)

где: P - активная мощность узла, км; tgц - тангенс угла.

Исходная информация по узлам сети для расчёта потокораспределения представлены в табл. 2.3:

Таблица 2.3

№ узла	Pнаг, МВт	Qнаг, Мвар	Pген, МВт	Qген, Мвар
2	22	15.36
3	35	24.43
4	21	14.66
5	36	25.13
6	3	2.09
7	2	1.4
8	40	27.92	80	50

5) номинальное напряжение электрической сети завышаем (U = 1150 кВ), чтобы потери мощности и напряжения в ветвях существенно не искажали результат приближённого потокораспределения.

Расчёт приближённого потокораспределения провели с помощью программы RASTR. Результаты представлены в табл. 2.4, 2.5 соответственно для схем 3 и 5:

Таблица 2.4 Таблица 2.5

Узел	U	Pнаг Pлин	Qнаг Qлин	Pген dP	Qген dQ	Uзад Ток	Узел	U	Pнаг Pлин	Qнаг Qлин	Pген DP	Qген dQ	Uзад Ток
1	1150.0	0.0	0.0	79.0	61.1	1150.0	1	1150.0	0.0	0.0	79.0	61.1	1150.0
2		-37.9	-29.6	0.01	0.02	0.024	4		-41.9	-33.0	0.02	0.03	0.027
4		-41.1	-31.5	0.01	0.02	0.026	2		-37.1	-28.0	0.01	0.02	0.023
2	1149.6	22.0	15.4	0.0	0.0	1150.0	2	1149.6	22.0	15.4	0.0	0.0	1150.0
6		41.1	31.5	0.01	0.02	0.026	1		37.1	28.0	0.01	0.02	0.023
3		-14.1	-12.6	0.00	0.00	0.009	6		-15.1	-12.7	0.00	0.00	0.010
1		37.9	29.6	0.00	0.00	0.024
							3	1149.3	35.0	24.4	0.0	0.0	1150.0
3	1149.4	35.0	24.4	0.0	0.0	1150.0	4		4.7	5.0	0.00	0.00	0.003
8		1.7	2.4	0.00	0.00	0.001	8		20.2	10.2	0.00	0.00	0.011
2		14.1	12.6	0.00	0.00	0.009	7		10.1	9.1	0.00	0.00	0.007
4		-37.9	-29.5	0.00	0.00	0.024
							4	1149.3	21.0	14.7	0.0	0.0	1150.0
4	1149.4	21.0	14.7	0.0	0.0	1150.0	1		41.9	33.0	0.02	0.03	0.027
3		37.9	29.5	0.01	0.02	0.024	3		-4.7	-5.0	0.00	0.00	0.003
5		-15.2	-12.4	0.00	0.00	0.010	5		-16.2	-13.3	0.00	0.00	0.011
1		41.1	31.5	0.00	0.00	0.026
							5	1149.1	36.0	25.1	0.0	0.0	1150.0
5	1149.2	36.0	25.1	0.0	0.0	1150.0	4		16.2	13.3	0.00	0.00	0.011
8		15.2	12.4	0.00	0.00	0.010	8		19.8	11.8	0.00	0.01	0.012
4		15.2	12.5	0.00	0.01	0.010
							6	1149.5	3.0	2.1	0.0	0.0	1150.0
6	1149.5	3.0	2.1	0.0	0.0	1150.0	2		15.1	12.7	0.00	0.00	0.010
7		5.0	3.5	0.00	0.00	0.003	7		-12.1	-10.5	0.00	0.00	0.008
2		-41.1	-31.5	0.00	0.00	0.026
							7	1149.5	2.0	1.4	0.0	0.0	1150.0
7	1149.5	2.0	1.4	0.0	0.0	1150.0	3		-10.1	-9.2	0.00	0.00	0.007
6		-5.0	-3.5	0.00	0.00	0.003	6		12.1	10.5	0.00	0.00	0.008
8	1149.5	40.0	27.9	80.0	50.0	1150.0	8	1149.4	40.0	27.9	80.0	50.0	1150.0
3		-1.7	-2.4	0.00	0.01	0.001	3		-20.2	-10.2	0.00	0.00	0.011
5		-15.2	-12.4	0.00	0.00	0.010	5		-19.8	-11.8	0.00	0.01	0.012

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линии

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

Основываясь на результатах приближенного расчета потокораспределения, выберем номинальные напряжения и число цепей ЛЭП. При этом необходимо учитывать категории потребителей, пропускную способность линии данного напряжения, максимальную длину, при которой целесообразно сооружение линии выбранного напряжения и др.

Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по эмпирической формуле и по экономическим зонам [2, с. 106], табл. 3.1, 3.2.

Для расчета желаемого напряжения воспользуемся :

- формулой Илларионова:

(3.1)

где L - длина линии, км;

Р - активная мощность на одну цепь линии, МВт.

Результаты расчетов приведены в таблицах 3.1 и 3.2 соответственно для схем 3 и 5. Анализируя полученные данные, можно заключить, что в данных вариантах целесообразно иметь сеть одного номинального напряжения - 110 кВ, чтобы обеспечить однородность сети по напряжению.

Таблица 3.1

№ линии	Длинналинии l, км	Предварительное число цепей линии	Передаваемаяактивная мощность Р, МВт	Расчётное номинальное напряжение U, кВ	Принятоеноминальное напряжение U, кВ
				по экономическим зонам, кВ	эмпирическая ф-ла Илларионова
1-4	35.2	1	41.1	110	115.446	110
1-2	24.2	1	37.9	110	107.444
4-5	27.5	1	15.2	110	73.992
4-3	27.5	1	37.9	110	109.015
2-3	27.5	1	14.1	110	71.522
2-6	16.5	2	41.1	110	104.754
5-8	36.3	1	15.2	110	74.901
3-8	19.8	1	1.7	110	25.856
6-7	16.5	2	5.0	110	43.425

Таблица 3.2

№ линии	Длинна линии l, км	Предварительное число цепей линии	Передаваемая активная мощность Р, МВт	Расчётное номинальное напряжение U, кВ	Принятое номинальное напряжение U, кВ
				по экономическим зонам, кВ	эмпирическая ф-ла Илларионова
1-4	35.2	1	41.9	110	116.350	110
1-2	24.2	1	37.1	110	106.572
4-3	27.5	1	4.7	110	42.636
4-5	27.5	1	16.2	110	76.138
2-6	12.1	1	15.1	110	69.524
3-8	19.8	1	20.2	110	81.919
3-7	37.4	1	10.1	110	61.911
5-8	36.3	1	19.8	110	84.504
6-7	12.1	1	12.1	110	63.509

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

Результаты расчётов потокораспределения в режиме наибольших нагрузок представлены в таблицах 4.1, 4.2 соответственно для схем 3 и 5:

Таблица 4.1 Таблица 4.2

Узел	U	Pнаг Pлин	Qнаг Qлин	Pген dP	Qген dQ	Uзад Ток	Узел	U	Pнаг Pлин	Qнаг Qлин	Pген DP	Qген dQ	Uзад Ток
1	121.0	0.0	0.0	81.4	66.0	121.0	1	121.0	0.0	0.0	82.1	67.3	121.0
4		-39.3	-32.4	1.25	2.50	0.243	4		-43.8	-36.9	1.58	3.15	0.273
2		-42.1	-33.5	0.96	1.91	0.257	2		-38.3	-30.4	0.79	1.58	0.233
2	116.7	22.0	15.4	0.0	0.0	110.0	2	117.1	22.0	15.4	0.0	0.0	110.0
1		41.1	31.6	0.96	1.91	0.257	1		37.5	28.8	0.79	1.58	0.233
3		-14.6	-13.7	0.16	0.33	0.099	6		-15.5	-13.6	0.08	0.15	0.102
6		-4.8	-3.2	0.00	0.01	0.028
							3	113.5	35.0	24.4	0.0	0.0	110.0
3	114.7	35.0	24.4	0.0	0.0	110.0	4		4.7	5.1	0.02	0.04	0.035
4		1.6	2.3	0.00	0.01	0.014	8		19.9	9.6	0.15	0.30	0.112
2		14.5	13.4	0.16	0.33	0.099	7		10.3	9.6	0.12	0.23	0.072
8		18.9	8.7	0.13	0.26	0.105
							4	114.2	21.0	14.7	0.0	0.0	110.0
4	115.0	21.0	14.7	0.0	0.0	110.0	1		42.2	33.7	1.58	3.15	0.273
1		38.1	29.9	1.25	2.50	0.243	3		-4.7	-5.2	0.02	0.04	0.035
5		-15.5	-13.0	0.17	0.34	0.102	5		-16.6	-13.9	0.20	0.40	0.109
3		-1.6	-2.3	0.00	0.01	0.014
							5	112.1	36.0	25.1	0.0	0.0	110.0
5	113.0	36.0	25.1	0.0	0.0	110.0	4		16.4	13.5	0.20	0.40	0.109
4		15.3	12.7	0.17	0.34	0.102	8		19.6	11.6	0.30	0.60	0.117
8		20.6	12.5	0.33	0.66	0.123
							6	116.2	3.0	2.1	0.0	0.0	110.0
6	116.5	3.0	2.1	0.0	0.0	110.0	2		15.5	13.4	0.08	0.15	0.102
2		4.8	3.2	0.00	0.01	0.028	7		-12.5	-11.4	0.05	0.10	0.084
7		-2.1	-1.5	0.00	0.00	0.013
							7	115.4	2.0	1.4	0.0	0.0	110.0
7	116.4	2.0	1.4	0.0	0.0	110.0	3		-10.5	-9.9	0.12	0.23	0.072
6		2.1	1.5	0.00	0.00	0.013	6		12.5	11.3	0.05	0.10	0.084
8	115.9	40.0	27.9	80.0	50.0	121.0	8	114.8	40.0	27.9	80.0	50.0	121.0
5		-20.9	-13.1	0.33	0.66	0.123	3		-20.1	-9.9	0.15	0.30	0.112
3		-19.0	-9.0	0.13	0.26	0.105	5		-19.9	-12.2	0.30	0.60	0.117

Таблица 4.3 Результаты расчётов послеаварийных режимов для схемы 3

Номер ветви сети	Ток, А, при отключении ветви сети	Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок,А	Наиболь-шее значение тока Iнб, А
	1-4	1-2	4-5	4-3	2-3	2-6 (одна цепь)	5-8	3-8	6-7 (одна цепь)
1-4	-	570	224	238	353	243	281	224	243	243	570
1-2	546	-	290	268	160	257	231	288	257	257	546
4-5	49	186	-	110	130	102	231	30	102	102	231
4-3	192	245	96	-	92	14	81	93	14	14	245
2-3	380	193	127	106	-	99	74	125	99	99	380
2-6	30	36	30	30	30	56	30	30	28	28	56
5-8	206	62	236	116	102	123	-	220	123	123	236
3-8	52	192	31	112	133	105	223	-	105	105	223
6-7	13	14	12	12	12	13	12	12	26	13	26

Таблица 4.4 Результаты расчётов послеаварийных режимов для схемы 5

Номер ветви сети	Ток, А, при отключении ветви сети	Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, А	Наиболь-шее значение тока Iнб, А
	1-4	1-2	4-3	4-5	2-6	3-8	3-7	5-8	6-7
1-4	-	573	255	259	388	257	352	303	366	273	573
1-2	637	-	239	259	130	256	160	215	149	233	637
4-3	233	247	-	131	117	126	92	62	102	35	247
4-5	59	187	127	-	139	30	130	232	134	109	232
2-6	497	165	111	127	-	124	30	84	18	102	497
3-8	58	192	134	32	143	-	133	225	137	112	225
3-7	463	195	86	96	32	94	-	54	13	72	463
5-8	246	61	99	240	95	221	102	-	99	117	246
6-7	477	184	98	109	20	107	12	66	-	84	477

Для выбранного номинального напряжения (110 кВ) применяется марка провода АС-240/39 с наибольшим длительно допустимым током 610 А. В ветви 1-2 схемы 5 наибольшее значение тока - 637 А, поэтому для этой ветви установим 2 цепи.

Проведем перерасчет для схемы 5 потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и послеаварийных режимов. Результаты занесем в таблицы 4.5 и 4.6 соответственно.

Таблица 4.5

Узел	U	Pнаг Pлин	Qнаг Qлин	Pген DP	Qген dQ	Uзад Ток
1	121.0	0.0	0.0	81.8	66.6	121.0
4		-40.1	-33.8	1.32	2.65	0.250
2		-41.7	-32.8	0.47	0.93	0.253
2	118.9	22.0	15.4	0.0	0.0	110.0
1		41.2	31.9	0.47	0.93	0.253
6		-19.2	-16.6	0.11	0.22	0.123
3	114.4	35.0	24.4	0.0	0.0	110.0
4		2.1	3.2	0.01	0.01	0.019
8		19.1	9.0	0.13	0.27	0.106
7		13.8	12.3	0.20	0.39	0.093
4	114.8	21.0	14.7	0.0	0.0	110.0
1		38.8	31.1	1.32	2.65	0.250
3		-2.1	-3.2	0.01	0.01	0.019
5		-15.7	-13.3	0.18	0.35	0.104
5	112.7	36.0	25.1	0.0	0.0	110.0
4		15.5	12.9	0.18	0.35	0.104
8		20.5	12.2	0.32	0.65	0.122
6	117.8	3.0	2.1	0.0	0.0	110.0
2		19.1	16.3	0.11	0.22	0.123
7		-16.1	-14.2	0.08	0.16	0.105
7	116.9	2.0	1.4	0.0	0.0	110.0
3		-14.0	-12.7	0.20	0.39	0.093
6		16.0	14.1	0.08	0.16	0.105
8	115.6	40.0	27.9	80.0	50.0	121.0
3		-19.2	-9.2	0.13	0.27	0.106
5		-20.8	-12.8	0.32	0.65	0.122

Таблица 4.6

Номер ветви сети	Ток, А, при отключении ветви сети	Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, А	Наиболь-шее значение тока Iнб, А
	1-4	1-2 (одна цепь)	4-3	4-5	2-6	3-8	3-7	5-8	6-7
1-4	-	250	238	234	387	233	351	282	366	250	366
1-2	587	506	256	278	129	275	159	232	147	253	587
4-3	212	19	-	106	116	102	92	80	102	19	212
4-5	53	104	111	-	139	30	130	231	133	104	231
2-6	454	123	127	148	-	145	29	102	18	123	454
3-8	54	106	118	32	142	-	133	223	137	106	223
3-7	422	93	100	118	31	116	-	73	13	93	422
5-8	224	122	112	237	96	220	102	-	99	122	237
6-7	435	105	112	130	20	128	12	85	-	105	435

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

Выбор сечений проводов по экономическим критериям проведём по методу экономической плотности тока.

Рассчитаем средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки, равное

(5.1)

Здесь i - номера узлов нагрузок;

P_нбi и T_нбi - наибольшая активная нагрузка и время использования наибольшей активной нагрузки в i-м узле.

ч.

По параметру Т_нбср и таблице [3, табл. 6.6] принимаем расчётное значение экономической плотности тока: .

Экономическое сечение провода вычисляем по формуле

, (5.2)

где I_нб - наибольший ток, протекающий по линии в нормальном режиме.

По условиям короны выбираем сечение проводов 70 мм², так как это наименьшее допустимое сечение проводов по короне для напряжения 110 кВ.

По допустимому току нагрева сечение выбираем из [3, табл. П9].

Результаты сведем в таблицы 5.1 и 5.2 для схем 3 и 5 соответственно:

Таблица 5.1 Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линии	Расчётный ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	Принятое сечение и марка провода
		по экономическим условиям	по условиям короны	по допустимому току нагрева
1-4	243	240	70	240	АС-240/32
1-2	257	240	70	240	АС-240/32
4-5	102	95	70	70	АС-95/16
4-3	14	35	70	70	АС-70/11
2-3	99	95	70	120	АС-120/19
2-6	28	35	70	35	АС-70/11
5-8	123	120	70	70	АС-120/19
3-8	105	95	70	70	АС-95/16
6-7	13	35	70	35	АС-70/11

Таблица 5.2 Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линии	Расчётный ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	Принятое сечение и марка провода
		по экономическим условиям	по условиям короны	по допустимому току нагрева
1-4	250	240	70	120	АС-240/32
1-2	253	240	70	185	АС-240/32
4-3	19	35	70	70	АС-70/11
4-5	104	95	70	70	АС-95/16
2-6	123	120	70	185	АС-185/29
3-8	106	120	70	70	АС-120/19
3-7	93	95	70	150	АС-150/24
5-8	122	120	70	70	АС-120/19
6-7	105	95	70	150	АС-150/24

Окончательное сечение провода для каждой линии выбираем из условия

,

где F_э, F_н, F_к - соответственно сечения, выбранные по экономическим условиям, по условиям нагрева и короны.

Напряжения в узлах не должны выходить за пределы (0,9?1,1)*U_ном по условиям качества напряжения и располагаемых диапазонов регулирования напряжения на трансформаторах с помощью РПН.

В аварийных режимах при отключении линий в некоторых узлах напряжение выходит за допустимые пределы. С целью поднятия напряжения установим компенсирующие устройства (их мощность выберем путем подбора в программе RASTR). Результаты сведем в таблицу для каждой расчетной схемы отдельно. Схема 3 - таблица 5.3, схема 5 - таблица 5.4:

Таблица 5.3 Выбор ориентировочной мощности компенсирующих устройств

Номер узла сети	Напряжение, кВ, при отключении ветви сети	Мощность компенсирующего устройства, Мвар	Напряжение, кВ, с компенсирующим устройством
	1-2
2	98.3	7	101.0
6	98.1	-	100.8
7	98.0	-	100.7

Таблица 5.4 Выбор ориентировочной мощности компенсирующих устройств

Номер узла сети	Напряжение, кВ, при отключении ветви сети	Мощность компенсирующего устройства, Мвар	Напряжение, кВ, с компенсирующим устройством
	1-4
3	96.7	10	103.7
4	92.6	-	100.5
5	91.6	10	100.1
8	97.1	-	104.5

Напряжения находятся в допустимых пределах.

6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Определение числа линий

Мощность трансформаторов в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. На подстанциях, питающих потребителей I и II категорий, должно быть установлено не менее двух трансформаторов одинаковой мощности. 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 часов в сутки в течении 5 суток подряд при условии, что коэффициент его начальной загрузки К_з ? 0,93.

С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых

S_тр ? S_н/(1.3…1.4), (6.1)

где: S_н - максимальная мощность нагрузки подстанции, МВ*А.

Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций представлен в таблице 6.1:

Таблица 6.1

Номер узла нагрузки	Максимальная нагрузка трансформатора Sтр, МВ*А	Категории потребителей электроэнергии	Количество трансформаторов	Тип и мощность выбранных трансформаторов
2	6.7	I, II	2	ТДТН-10000/110
3	12.6	I, II	2	ТДТН-16000/110
4	5.2	I, II	2	ТМН-6300/110
5	17.8	I, II	2	ТДТН-25000/110
6	2.2	II, III	2	ТМН-2500/110
7	1.5	II, III	2	ТМН-2500/110
8	69.9	I, II	2	ТДЦ-80000/110

Основные параметры выбранных трансформаторов представлены в таблице 6.2 и 6.3 соответственно для двух- и трехобмоточных трансформаторов:

Таблица 6.2

Номер узла	Тип и мощность трансформаторов	Пределы регулирования	Uном обмоток, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Iх, %	Рx,кВт	Qx,квар	Uк, %
			ВН	НН
4	ТМН-6300/110	9х1.78%	115	11	14.7	220.4	0.8	11.5	50.4	10.5
6, 7	ТМН-2500/110	10х1.5%	110	11	42.6	508.2	1.5	5.5	37.5	10.5
8	ТДЦ-80000/110	2х2.5%	121	10.5	0.71	19.2	0.6	70	480	10.5

Таблица 6.3

Номер узла	Тип и мощность трансформаторов	Пределы регулирования	Uном обмоток, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Iх, %
			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
2	ТДТН-10000/110	9х1.78%	115	38.5	11	5	5	5	142.2	0	82.7	1.1
3	ТДТН-16000/110	9х1.78%	115	38.5	11	2.6	2.6	2.6	88.9	0	52	1.0
5	ТДТН-25000/110	9х1.78%	115	38.5	11	1.5	1.5	1.5	56.9	0	35.7	0.7
Номер узла	Рк,кВт	Рx,кВт	Qx,квар	Uк, %
				ВН	СН	НН
2	76	17	110	10.5	17	6
3	100	23	160	10.5	17	6
5	140	31	175	10.5	17.5	6.5

Число цепей линий для схем 3 и 5 приведено в таблицах 6.4 и 6.5 соответственно:

Таблица 6.4 Таблица 6.5

№ линии	Число цепей линии	№ линии	Число цепей линии
1-4	1	1-4	1
1-2	1	1-2	2
4-5	1	4-3	1
4-3	1	4-5	1
2-3	1	2-6	1
2-6	2	3-8	1
5-8	1	3-7	1
3-8	1	5-8	1
6-7	2	6-7	1

7. Формирование однолинейной схемы электрической сети

Определяющими факторами при формировании однолинейной схемы сети являются количество присоединений (линий и трансформаторов) и требования надёжности. Количество линий, отходящих от шин каждого напряжения данной подстанции, определим по заданной общей мощности потребителей на шинах высшего, среднего и низшего напряжений, руководствуясь таблицей 7.1 (приведена из учебного пособия [5]).

Таблица 7.1 Ориентировочные значения мощностей на одну цепь линий электропередачи

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 электропередачи, отходящих от подстанций проектируемой сети

Номер узла	Количество радиальных линий от шин высшего, среднего и низшего напряжений подстанции
	ВН	СН	НН
2	1	1	2
3	1	2	2
4	1	-	4
5	1	2	4
6	-	-	1
7	-	-	1
8	2	-	-

В соответствии с количеством присоединений из [2, с. 124] выбираем типовые схемы распределительных устройств.

Однолинейные схемы для вариантов 3 и 5 электрической сети представлены на листах 1 и 2 графического материала соответственно.

8. Выбор конструкции фазы и материала опор

Для обоих вариантов сети выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе, так как номинальное напряжение сети 110 кВ. Для одноцепных линий выбираем расположение проводов на опорах треугольником, для двухцепных - шестиугольником.

Проектируемая сеть расположена на равнинной местности на расстоянии не более 1500 км от завода железобетонных изделий. Поэтому при номинальном напряжении 110 кВ наиболее целесообразно применение железобетонных опор, которые мы и выбираем. Стойки опор должны быть выполнены из центрифугированного бетона, так как центрифугирование должно применяться для обеспечения необходимой плотности бетона в опорах на напряжения 35 кВ и выше.

9. Технико-экономическое сравнение вариантов

Сопоставим рассматриваемые варианты электрической сети по критерию приведенных затрат. Предпочтение отдаётся тому из вариантов, приведенные затраты у которого наименьшие. За условную единицу (у.е.) стоимости принят рубль в ценах 1985 года [2].

Формулу приведенных затрат можно представить в виде:

, (9.1)

где - стоимость линий; - стоимость подстанций; - потери электроэнергии холостого хода; - нагрузочные потери электроэнергии; и - стоимость 1потерь электроэнергии холостого хода и нагрузочных потерь.

, (9.2)

отчисления на амортизацию, текущий ремонт, обслуживание и ссудный процент, отн. ед.; принимаются по данным [2, с. 315].

, (9.3)

где - удельная стоимость j-той линии, тыс. у.е./км; принимается по укрупнённым показателям [2, с. 323-331]; - протяжённость j-той линии, км.

, (9.4)

где - расчётная стоимость трансформаторов на i-той подстанции, тыс. у.е., принимается по данным [2, с. 331-346]; - стоимость распределительного устройства подстанции, для типовых подстанций принимается по данным [2, с. 333, табл. 9.14], для комплектных - по [2, с. 344, табл. 9.36].

, (9.5)

где Кяi - стоимость ячейки соответствующего напряжения i-той подстанции [2, с. 334, табл. 9.15]; - количество выключателей на i-той подстанции.

- постоянная часть затрат на i-тую подстанцию; принимается по обобщённым данным [2, с. 343, табл. 9.3].

- стоимость дополнительного оборудования [2, с. 331-346].

, (9.6)

где - потери активной мощности в линиях на корону; - потери активной мощности в стали трансформаторов.

Потери на корону в расчётах не учитываем, так как номинальное напряжение сети 110 кВ.

(9.7)

где - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-той подстанции, МВт [2, с. 238-248].

Нагрузочные потери электроэнергии:

, (9.8)

где - нагрузочные потери активной мощности в линиях, МВт; принимаются по данным электрического расчёта режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов; - время потерь, ч; - нагрузочные потери в трансформаторах.

, (9.9)

где - нагрузочные потери в трансформаторах i-той подстанции.

Для подстанций с двухобмоточными трансформаторами:

, (9.10)

где - активная мощность на шинах НН подстанции;

- активное сопротивление трансформатора;

- напряжение на шинах ВН.

Для подстанций с трёхобмоточными трансформаторами:

, (9.11)

где - активная мощность нагрузки на шинах НН;

- активная мощность нагрузки на шинах СН;

- сопротивление обмотки НН;

- сопротивление обмотки СН;

- сопротивление обмотки ВН.

ч, (9.12)

где - средневзвешенное время использования наибольшей нагрузки; берём значение из расчёта по формуле (5.1).

Рассчитаем приведенные затраты для варианта 3:

Таблица 9.1 Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость,тыс. у.е./км	Полная стоимость линий, тыс. у.е.
1-4	35.2	АС-240/32	14.0	492.800
1-2	24.2	АС-240/32	14.0	338.800
4-5	27.5	АС-95/16	12.0	330.000
4-3	27.5	АС-70/11	12.0	330.000
2-3	27.5	АС-120/19	11.4	313.500
2-6	16.5	2*АС-70/11	17.8	293.700
5-8	36.3	АС-120/19	11.4	413.820
3-8	19.8	АС-95/16	12.0	237.600
6-7	16.5	2*АС-70/11	17.8	293.700
Суммарная стоимость линий: 3043.920 тыс. у.е.

Таблица 9.2 Стоимость подстанций

Номерузла	Стоимость трансформаторов, тыс. у.е.	Стоимость распределительных устройств, тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Стоимость дополнительного оборудования, тыс. у.е.	Полная стоимость подстанции,тыс. у.е.
1	-	86	-	-	86
2	134	477	320	40	971
3	158	471	320	-	949
4	98	371	290	-	759
5	182	471	320	-	973
6	70	371	290	-	731
7	70	145	210	-	425
8	288	344	290	-	922
Суммарная стоимость подстанций: 5816 тыс. у.е.

Потери активной мощности в стали трансформаторов - по формуле (9.7):

кВт;

Потери электроэнергии холостого хода - по формуле (9.6):

Нагрузочные потери в трансформаторах:

;

;

;

;

;

;

;

Нагрузочные потери - по формуле (9.8):

Приведенные затраты на вариант 3 сети - по формуле (9.1):

тыс. у.е.

Рассчитаем приведенные затраты на 5 вариант сети:

Таблица 9.3Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость,тыс. у.е./км	Полная стоимость линий, тыс. у.е.
1-4	35.2	АС-240/32	14.0	492.800
1-2	24.2	2*АС-240/32	24.0	580.800
4-3	27.5	АС-70/11	12.0	330.000
4-5	27.5	АС-95/16	12.0	330.000
2-6	12.1	АС-185/29	12.9	156.090
3-8	19.8	АС-120/19	11.4	225.720
3-7	37.4	АС-150/24	11.7	437.580
5-8	36.3	АС-120/19	11.4	413.820
6-7	12.1	АС-150/24	11.7	141.570
Суммарная стоимость линий: 3108.380 тыс. у.е.

Таблица 9.4Стоимость подстанций

Номерузла	Стоимость трансформаторов,тыс. у.е.	Стоимость распределительных устройств, тыс. у.е.	Постоянная часть затрат, тыс. у.е.	Стоимость дополнительного оборудования, тыс. у.е.	Полная стоимость подстанции,тыс. у.е.
1	-	129	-	-	129
2	134	434	320	-	888
3	158	471	320	40	989
4	98	371	290	-	759
5	182	471	320	40	1013
6	70	145	210	-	425
7	70	145	210	-	425
8	288	344	290	-	922
Суммарная стоимость подстанций: 5550 тыс. у.е.

Потери активной мощности в стали трансформаторов - по формуле (9.7):

кВт;

Потери электроэнергии холостого хода - по формуле (9.6):

Нагрузочные потери в трансформаторах:

;

;

;

;

;

;

;

Нагрузочные потери - по формуле (9.8):

Приведенные затраты на вариант 5 сети - по формуле (9.1):

тыс. у.е.

Сравним затраты на два варианта:

Приведенные затраты на 3 вариант на 0.07% больше, чем на 5. При такой малой разнице рассматриваемые варианты можно считать равнозначными по критерию приведенных затрат. Следовательно, при выборе лучшего варианта сети необходимо использовать другие критерии.

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

Выполним расчёты характерных режимов сети с учётом выбранных марок проводов и трансформаторов. Трансформаторы учитываем при расчёте в виде трансформаторных ветвей. В нулевой точке трёхобмоточных трансформаторов номинальное напряжение задаём равным номинальному напряжению на шинах ВН. Варианты схем для расчёта показаны на рис. 10.1 и 10.2.

Рис. 10.1 Схема с учётом трансформаторных ветвей для варианта 3

Рис. 10.2 Схема с учётом трансформаторных ветвей для варианта 5

Таблица 10.1 Результаты расчёта нормального режима наибольших нагрузок для схемы 3

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	115.50
1	2	-47.652	-42.794	0.901	3.042	0.320	2	110.67
	4	-41.151	-45.205	1.202	4.058	0.306	3	107.33
2	20	-9.112	-8.367	0.062	1.777	0.065	4	108.39
	6	-10.189	-7.52	0.047	0.048	0.066	5	104.93
	3	-14.44	-22.638	0.415	0.711	0.140	6	110.10
	1	46.75	40.621	0.901	3.042	0.323	7	109.87
3	30	-17.193	-16.413	0.128	4.36	0.128	8	108.28
	8	18.317	-0.84	0.177	0.251	0.099	20	102.15
	2	14.025	22.797	0.415	0.711	0.144	21	34.47
	4	2.815	6.995	0.052	0.054	0.041	22	9.96
4	41	-7.117	-6.661	0.119	1.783	0.052	30	100.34
	3	-2.867	-6.227	0.052	0.054	0.037	31	35.50
	5	-15.987	-19.679	0.472	0.67	0.135	32	10.1
	1	39.949	42.388	1.202	4.058	0.310	41	10.17
5	50	-24.212	-22.479	0.149	5.64	0.182	50	103.28
	8	20.609	11.045	0.439	0.753	0.129	51	35.16
	4	15.514	19.826	0.472	0.67	0.139	52	10.53
6	61	-3.061	-2.819	0.061	0.726	0.022	61	10.78
	7	-4.033	-2.836	0.007	0.007	0.026	71	10.17
	2	10.143	7.728	0.047	0.048	0.067	81	10.11
7	71	-2.025	-1.688	0.025	0.293	0.014
	6	4.025	3.083	0.007	0.007	0.027
8	81	79.496	37.396	0.467	12.638	0.468
	3	-18.494	1.189	0.177	0.251	0.099
	5	-21.049	-10.701	0.439	0.753	0.126
20	22	-4.011	-2.978	0.012	0.206	0.029
	21	-5.015	-3.466	0.019	0	0.035
	2	9.05	6.59	0.062	1.777	0.065
21	20	4.996	3.466	0.019	0	0.105
22	20	3.998	2.772	0.012	0.206	0.300
30	32	-6.03	-4.448	0.016	0.328	0.046
	31	-11.069	-7.574	0.053	0	0.082
	3	17.066	12.053	0.128	4.36	0.128
31	30	11.017	7.574	0.053	0	0.245
32	30	6.013	4.12	0.016	0.328	0.478
41	4	6.998	4.879	0.119	1.783	0.541
50	52	-8.039	-5.897	0.017	0.408	0.062
	51	-16.099	-11.011	0.066	0	0.121
	5	24.063	16.838	0.149	5.64	0.182
51	50	16.034	11.011	0.066	0	0.360
52	50	8.022	5.489	0.017	0.408	0.543
61	6	3.001	2.093	0.061	0.726	0.218
71	7	2.001	1.395	0.025	0.293	0.139
81	8	-79.963	-50.034	0.467	12.638	5.284

Таблица 10.2 Результаты расчёта нормального режима наименьших нагрузок для схемы 3

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	110.00
1	2	3.157	2.106	0.003	0.01	0.020	2	110.23
	4	8.516	0.352	0.025	0.086	0.045	3	111.49
2	20	-3.649	-2.437	0.008	0.225	0.023	4	110.30
	6	-4.156	-2.42	0.007	0.007	0.025	5	111.13
	3	16.157	2.728	0.15	0.257	0.086	6	110.02
	1	-3.16	-1.291	0.003	0.01	0.018	7	109.93
3	30	-6.85	-5.234	0.016	0.531	0.045	8	114.73
	8	39.244	14.305	0.846	1.2	0.216	20	107.02
	2	-16.307	-2.086	0.15	0.257	0.085	21	35.82
	4	-8.695	-2.082	0.078	0.081	0.046	22	10.18
4	41	-2.821	-2.188	0.015	0.231	0.019	30	107.29
	3	8.617	2.872	0.078	0.081	0.048	31	35.91
	5	8.237	2.273	0.049	0.07	0.045	32	10.21
	1	-8.542	0.762	0.025	0.086	0.045	41	10.15
5	50	-9.726	-7.949	0.019	0.727	0.065	50	107.04
	8	22.936	12.845	0.495	0.849	0.137	51	35.83
	4	-8.287	-1.463	0.049	0.07	0.044	52	10.20
6	61	-1.209	-0.937	0.008	0.098	0.008	61	10.54
	7	-1.61	-0.907	0.001	0.001	0.010	71	10.69
	2	4.149	2.668	0.007	0.007	0.026	81	10.64
7	71	-0.804	-0.602	0.004	0.042	0.005
	6	1.609	1.161	0.001	0.001	0.010
8	81	79.662	38.452	0.422	11.414	0.445
	3	-40.09	-14.844	0.846	1.2	0.215
	5	-23.431	-12.462	0.495	0.849	0.134
20	22	-1.611	-1.139	0.002	0.028	0.011
	21	-2.015	-1.386	0.003	0	0.013
	2	3.641	2.212	0.008	0.225	0.023
21	20	2.012	1.386	0.003	0	0.039
22	20	1.61	1.111	0.002	0.028	0.111
30	32	-2.409	-1.771	0.002	0.04	0.016
	31	-4.43	-3.174	0.007	0	0.029
	3	6.834	4.703	0.016	0.531	0.045
31	30	4.424	3.174	0.007	0	0.088
32	30	2.407	1.73	0.002	0.04	0.168
41	4	2.805	1.957	0.015	0.231	0.195
50	52	-3.209	-2.396	0.002	0.05	0.022
	51	-6.44	-4.73	0.008	0	0.043
	5	9.707	7.222	0.019	0.727	0.065
51	50	6.432	4.73	0.008	0	0.129
52	50	3.207	2.346	0.002	0.05	0.225
61	6	1.201	0.839	0.008	0.098	0.080
71	7	0.8	0.559	0.004	0.042	0.053
81	8	-80.084	-49.866	0.422	11.414	5.117

Рассчитаем два наиболее тяжёлых послеаварийных режима для схемы 3. Эти режимы возникают после отключения линий 1-2 и 1-4, которые являются самыми нагруженными в нормальном режиме наибольших нагрузок.

Таблица 10.3 Результаты расчёта послеаварийного режима при отключённой линии 1-2 для схемы 3

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	121.00
1	4	-98.825	-116.646	6.792	22.923	0.529	2	102.42
2	20	-9.069	-8.526	0.097	2.752	0.080	3	108.47
	6	-10.08	-8.229	0.075	0.077	0.084	4	109.90
	3	31.641	19.024	1.157	1.983	0.238	5	112.94
3	30	-17.148	-16.874	0.169	5.775	0.147	6	106.80
	8	29.452	12.026	0.685	0.971	0.195	7	105.13
	2	-32.797	-20.388	1.157	1.983	0.236	8	115.33
	4	38.28	37.677	3.78	3.921	0.329	20	99.91
4	41	-7.119	-6.782	0.131	1.97	0.055	21	34.43
	3	-42.06	-40.901	3.78	3.921	0.326	22	9.80
	5	-28.806	-37.71	1.775	2.518	0.263	30	99.94
	1	92.033	94.982	6.792	22.923	0.734	31	33.45
5	50	-24.27	-23.108	0.178	6.751	0.199	32	9.72
	8	8.942	-4.371	0.099	0.169	0.059	41	9.91
	4	27.031	35.921	1.775	2.518	0.267	50	110.69
6	61	-3.074	-3.184	0.106	1.264	0.029	51	37.04
	7	-3.988	-3.009	0.011	0.012	0.033	52	10.55
	2	10.004	8.319	0.075	0.077	0.085	61	9.98
7	71	-2.016	-1.797	0.04	0.474	0.018	71	9.88
	6	3.977	3.163	0.011	0.012	0.033	81	10.50
8	81	78.808	35.009	0.557	15.059	0.511
	3	-30.136	-12.522	0.685	0.971	0.193
	5	-9.04	5.117	0.099	0.169	0.062
20	22	-4.053	-2.815	0.021	0.343	0.037
	21	-5.048	-3.187	0.03	0	0.045
	2	8.972	5.774	0.097	2.752	0.080
21	20	5.018	3.187	0.03	0	0.134
22	20	4.033	2.473	0.021	0.343	0.387
30	32	-6.062	-4.247	0.022	0.45	0.054
	31	-11.101	-7.124	0.071	0	0.096
	3	16.979	11.099	0.169	5.775	0.147
31	30	11.029	7.124	0.071	0	0.286
32	30	6.039	3.798	0.022	0.45	0.559
41	4	6.988	4.812	0.131	1.97	0.569
50	52	-8.046	-5.741	0.021	0.488	0.068
	51	-16.089	-10.649	0.078	0	0.132
	5	24.092	16.357	0.178	6.751	0.199
51	50	16.011	10.649	0.078	0	0.393
52	50	8.026	5.253	0.021	0.488	0.503
61	6	2.968	1.92	0.106	1.264	0.288
71	7	1.977	1.323	0.04	0.474	0.176
81	8	-79.364	-50.067	0.557	15.059	5.577

Таблица 10.4 Результаты расчёта послеаварийного режима при отключённой линии 1-4 для схемы 3

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	121.00
1	2	-106.635	-142.752	6.326	21.349	0.550	2	116.66
2	20	-9.071	-8.333	0.066	1.886	0.066	3	114.02
	6	-10.171	-7.647	0.051	0.052	0.069	4	115.61
	3	-68.019	-104.295	9.332	16.002	0.572	5	111.08
	1	100.309	122.29	6.326	21.349	0.534	6	114.07
3	30	-17.299	-19.608	0.214	7.321	0.166	7	114.66
	8	7.51	-26.02	0.543	0.771	0.172	8	117.58
	2	58.687	89.015	9.332	16.002	0.576	20	114.48
	4	-31.001	-30.912	2.743	2.846	0.277	21	38.32
4	41	-7.223	-8.824	0.278	4.167	0.079	22	10.90
	3	28.258	28.603	2.743	2.846	0.280	30	112.36
	5	-7.195	-10.041	0.193	0.273	0.086	31	36.18
5	50	-24.279	-29.081	0.33	12.533	0.271	32	10.72
	8	29.089	27.193	2.176	3.732	0.285	41	10.24
	4	7.002	10.248	0.193	0.273	0.089	50	108.79
6	61	-3.066	-2.897	0.067	0.799	0.023	51	36.41
	7	-4.034	-2.88	0.008	0.008	0.027	52	10.37
	2	10.12	7.835	0.051	0.052	0.069	61	10.62
7	71	-2.027	-1.714	0.027	0.318	0.014	71	10.76
	6	4.026	3.109	0.008	0.008	0.028	81	10.50
8	81	79.198	32.474	0.654	17.69	0.554
	3	-8.054	25.669	0.543	0.771	0.174
	5	-31.265	-30.226	2.176	3.732	0.282
20	22	-4.004	-2.99	0.013	0.223	0.030
	21	-5.013	-3.51	0.02	0	0.037
	2	9.004	6.447	0.066	1.886	0.066
21	20	4.993	3.51	0.02	0	0.110
22	20	3.99	2.767	0.013	0.223	0.312
30	32	-6.019	-4.692	0.028	0.563	0.060
	31	-11.063	-7.63	0.087	0	0.106
	3	17.085	12.287	0.214	7.321	0.166
31	30	10.976	7.63	0.087	0	0.316
32	30	5.991	4.129	0.028	0.563	0.426
41	4	6.945	4.657	0.278	4.167	0.527
50	52	-7.975	-6.134	0.039	0.939	0.094
	51	-15.965	-10.679	0.144	0	0.179
	5	23.949	16.548	0.33	12.533	0.271
51	50	15.821	10.679	0.144	0	0.534
52	50	7.936	5.195	0.039	0.939	0.576
61	6	2.999	2.098	0.067	0.799	0.229
71	7	2	1.396	0.027	0.318	0.144
81	8	-79.852	-50.164	0.654	17.69	6.370

Как видно из результатов расчёта, напряжения во всех узлах для схемы 3 сети во всех рассчитанных режимах находятся в допустимых пределах.

Таблица 10.5 Результаты расчёта нормального режима наибольших нагрузок для схемы 5

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	115.50
1	2	-45.953	-36.039	0.372	1.259	0.292	2	113.39
	4	-41.795	-34.636	0.948	3.198	0.271	3	108.81
2	20	-9.116	-8.249	0.059	1.672	0.063	4	109.68
	6	-23.428	-17.959	0.134	0.342	0.150	5	107.06
	1	45.58	35.226	0.372	1.259	0.293	6	112.19
3	30	-17.204	-16.232	0.123	4.201	0.126	7	111.22
	7	12.916	11.154	0.174	0.369	0.091	8	109.86
	8	18.891	2.711	0.151	0.259	0.101	20	103.24
	4	3.408	4.909	0.032	0.033	0.032	21	34.90
4	41	-7.114	-6.606	0.115	1.727	0.051	22	9.97
	5	-16.312	-12.21	0.298	0.423	0.107	30	99.11
	3	-3.439	-4.105	0.032	0.033	0.028	31	34.82
	1	40.848	32.693	0.948	3.198	0.275	32	9.94
5	50	-24.24	-22.24	0.142	5.373	0.177	41	10.25
	8	20.149	7.991	0.364	0.624	0.117	50	102.73
	4	16.014	12.63	0.298	0.423	0.110	51	34.78
6	61	-3.059	-2.784	0.058	0.691	0.021	52	9.92
	7	-17.205	-13.16	0.09	0.192	0.111	61	10.12
	2	23.294	18.041	0.134	0.342	0.152	71	10.31
7	71	-2.024	-1.68	0.024	0.284	0.014	81	10.24
	6	17.115	13.376	0.09	0.192	0.113
	3	-13.09	-10.301	0.174	0.369	0.086
8	81	79.516	37.689	0.456	12.318	0.462
	5	-20.512	-7.479	0.364	0.624	0.115
	3	-19.042	-2.341	0.151	0.259	0.101
20	22	-4.012	-2.971	0.012	0.193	0.028
	21	-5.016	-3.472	0.017	0	0.034
	2	9.057	6.578	0.059	1.672	0.063
21	20	4.998	3.472	0.017	0	0.102
22	20	4	2.778	0.012	0.193	0.291
30	32	-6.034	-4.439	0.016	0.316	0.045
	31	-11.077	-7.575	0.051	0	0.081
	3	17.081	12.032	0.123	4.201	0.126
31	30	11.027	7.575	0.051	0	0.241
32	30	6.018	4.123	0.016	0.316	0.469
41	4	6.999	4.879	0.115	1.727	0.532
50	52	-8.044	-5.886	0.016	0.387	0.060
	51	-16.109	-11.021	0.062	0	0.118
	5	24.099	16.867	0.142	5.373	0.177
51	50	16.047	11.021	0.062	0	0.351
52	50	8.028	5.499	0.016	0.387	0.526
61	6	3.001	2.094	0.058	0.691	0.213
71	7	2	1.395	0.024	0.284	0.137
81	8	-79.972	-50.007	0.456	12.318	5.315

Таблица 10.6 Результаты расчёта нормального режима наименьших нагрузок для схемы 5

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	110.00
1	2	0.004	3.459	0.001	0.004	0.018	2	110.14
	4	11.755	12.104	0.094	0.319	0.089	3	113.87
2	20	-3.645	-2.53	0.008	0.231	0.023	4	111.95
	6	8.897	9.278	0.026	0.067	0.067	5	113.62
	1	-0.005	-3.052	0.001	0.004	0.016	6	110.72
3	30	-6.825	-5.37	0.015	0.517	0.044	7	111.45
	7	-13.244	-10.708	0.174	0.369	0.086	8	116.84
	8	38.891	17.385	0.686	1.176	0.216	20	106.81
	4	-11.43	-6.474	0.162	0.168	0.067	21	35.75
4	41	-2.821	-2.181	0.015	0.224	0.018	22	10.16
	5	8.845	9.877	0.112	0.159	0.068	30	109.65
	3	11.268	7.2	0.162	0.168	0.069	31	36.70
	1	-11.849	-11.204	0.094	0.319	0.084	32	10.44
5	50	-9.684	-7.78	0.018	0.68	0.063	41	10.31
	8	23.546	10.324	0.454	0.779	0.131	50	109.70
	4	-8.957	-9.123	0.112	0.159	0.065	51	36.72
6	61	-1.209	-0.937	0.008	0.097	0.008	52	10.45
	7	11.415	10.762	0.047	0.1	0.082	61	10.61
	2	-8.923	-8.939	0.026	0.067	0.066	71	10.85
7	71	-0.804	-0.601	0.003	0.041	0.005	81	10.82
	6	-11.462	-10.459	0.047	0.1	0.080
	3	13.07	11.621	0.174	0.369	0.091
8	81	79.717	38.813	0.409	11.056	0.438
	5	-24	-9.82	0.454	0.779	0.128
	3	-39.577	-17.859	0.686	1.176	0.215
20	22	-1.608	-1.142	0.002	0.028	0.011
	21	-2.01	-1.388	0.003	0	0.013
	2	3.637	2.3	0.008	0.231	0.023
21	20	2.007	1.388	0.003	0	0.039
22	20	1.606	1.114	0.002	0.028	0.111
30	32	-2.405	-1.778	0.002	0.039	0.016
	31	-4.424	-3.191	0.006	0	0.029
	3	6.81	4.853	0.015	0.517	0.044
31	30	4.418	3.191	0.006	0	0.086
32	30	2.403	1.739	0.002	0.039	0.164
41	4	2.806	1.958	0.015	0.224	0.192
50	52	-3.208	-2.376	0.002	0.047	0.021
	51	-6.436	-4.693	0.008	0	0.042
	5	9.666	7.1	0.018	0.68	0.063
51	50	6.428	4.693	0.008	0	0.125
52	50	3.206	2.329	0.002	0.047	0.219
61	6	1.2	0.84	0.008	0.097	0.080
71	7	0.8	0.56	0.003	0.041	0.052
81	8	-80.126	-49.869	0.409	11.056	5.036

Для схемы 5 рассчитаем послеаварийные режимы при отключении линий 1-2 и 1-4.

Таблица 10.7 Результаты расчёта послеаварийного режима при отключенной линии 1-2 для схемы 5

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	121.00
1	2	-100.71	-112.852	2.271	7.676	0.722	2	115.25
2	20	-9.108	-8.073	0.056	1.586	0.061	3	89.86
	6	-76.027	-88.795	2.022	5.156	0.586	4	82.97
	1	98.438	105.651	2.271	7.676	0.723	5	81.76
3	30	-17.25	-18.488	0.206	7.039	0.162	6	110.11
	7	55.415	60.108	6.084	12.907	0.525	7	104.97
	8	8.374	-17.007	0.224	0.384	0.122	8	88.72
	4	-28.932	-22.59	1.983	2.057	0.236	20	105.45
4	41	-7.153	-7.882	0.242	3.627	0.074	21	35.25
	5	-6.474	-3.606	0.069	0.098	0.052	22	9.96
	3	26.949	21.058	1.983	2.057	0.238	30	72.97
5	50	-24.08	-25.402	0.275	10.428	0.247	31	24.31
	8	28.891	19.847	1.644	2.819	0.248	32	6.70
	4	6.405	3.995	0.069	0.098	0.053	41	6.07
6	61	-3.066	-2.811	0.061	0.726	0.022	50	65.69
	7	-67.68	-79.345	2.156	4.572	0.547	51	21.89
	2	74.004	84.062	2.022	5.156	0.587	52	6.01
7	71	-2.03	-1.711	0.027	0.325	0.015	61	10.18
	6	65.524	75.151	2.156	4.572	0.548	71	10.22
	3	-61.499	-72.05	6.084	12.907	0.521	81	8.51
8	81	78.796	32.409	0.655	17.708	0.554
	5	-30.535	-21.963	1.644	2.819	0.245
	3	-8.598	17.043	0.224	0.384	0.124
20	22	-4.022	-2.979	0.011	0.186	0.027
	21	-5.024	-3.505	0.017	0	0.034
	2	9.052	6.487	0.056	1.586	0.061
21	20	5.007	3.505	0.017	0	0.100
22	20	4.011	2.793	0.011	0.186	0.285
30	32	-6.018	-4.371	0.027	0.54	0.059
	31	-11.051	-7.357	0.086	0	0.105
	3	17.044	11.449	0.206	7.039	0.162
31	30	10.965	7.357	0.086	0	0.314
32	30	5.991	3.831	0.027	0.54	0.613
41	4	6.911	4.255	0.242	3.627	0.772
50	52	-7.967	-5.522	0.033	0.777	0.085
	51	-15.947	-10.192	0.125	0	0.166
	5	23.805	14.974	0.275	10.428	0.247
51	50	15.823	10.192	0.125	0	0.497
52	50	7.934	4.745	0.033	0.777	0.887
61	6	3.006	2.086	0.061	0.726	0.218
71	7	2.003	1.386	0.027	0.325	0.146
81	8	-79.451	-50.117	0.655	17.708	6.373

Таблица 10.8 Результаты расчёта послеаварийного режима при отключенной линии 1-4 для схемы 5

Узел	Узел	Поток Р,	Поток Q,	ПРОДОЛЬНЫЕ ПОТЕРИ	I	Узел	U,
начала	конца	МВт	Мвар	? Р,	? Q,	кА		кВ
				МВт	Мвар		1	121.00
1	2	-41.959	-32.444	0.564	1.905	0.253	2	117.36
	4	-45.628	-35.106	0.971	3.277	0.275	3	114.05
2	20	-9.08	-7.966	0.053	1.506	0.059	4	115.26
	6	-19.314	-14.465	0.084	0.214	0.119	5	112.70
	1	41.395	31.505	0.564	1.905	0.256	6	116.41
3	30	-17.168	-15.88	0.109	3.738	0.118	7	115.70
	7	9.028	8.339	0.08	0.17	0.062	8	115.21
	8	19.934	4.331	0.157	0.269	0.103	20	107.85
	4	6.205	5.775	0.06	0.063	0.043	21	36.05
4	41	-7.101	-6.402	0.101	1.517	0.048	22	10.12
	5	-17.29	-12.12	0.29	0.411	0.106	30	102.11
	3	-6.266	-4.915	0.06	0.063	0.040	31	34.11
	1	44.657	33.21	0.971	3.277	0.279	32	9.57
5	50	-24.194	-21.858	0.126	4.763	0.167	41	9.88
	8	19.194	7.593	0.297	0.509	0.106	50	102.04
	4	17	12.641	0.29	0.411	0.109	51	34.10
6	61	-3.053	-2.721	0.053	0.627	0.020	52	9.59
	7	-13.178	-9.891	0.049	0.103	0.082	61	10.41
	2	19.231	14.706	0.084	0.214	0.120	71	10.80
7	71	-2.022	-1.655	0.022	0.259	0.013	81	10.69
	6	13.13	10.228	0.049	0.103	0.083
	3	-9.108	-7.176	0.08	0.17	0.058
8	81	79.582	38.676	0.419	11.324	0.443
	5	-19.491	-6.848	0.297	0.509	0.104
	3	-20.091	-3.907	0.157	0.269	0.103
20	22	-4.011	-2.969	0.011	0.177	0.027
	21	-5.016	-3.49	0.016	0	0.033
	2	9.027	6.459	0.053	1.506	0.059
21	20	5	3.49	0.016	0	0.098
22	20	4	2.792	0.011	0.177	0.278
30	32	-6.014	-4.466	0.014	0.28	0.042
	31	-11.044	-7.676	0.045	0	0.076
	3	17.058	12.142	0.109	3.738	0.118
31	30	10.999	7.676	0.045	0	0.227
32	30	6	4.186	0.014	0.28	0.441
41	4	7	4.886	0.101	1.517	0.499
50	52	-8.013	-5.926	0.014	0.341	0.056
	51	-16.054	-11.169	0.055	0	0.111
	5	24.069	17.095	0.126	4.763	0.167
51	50	15.999	11.169	0.055	0	0.330
52	50	7.999	5.585	0.014	0.341	0.587
61	6	3	2.094	0.053	0.627	0.203
71	7	2	1.396	0.022	0.259	0.130
81	8	-80.001	-50	0.419	11.324	5.096

Для схемы 5 в нормальных режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжения в узлах находятся в допустимых пределах. В наиболее тяжёлом послеаварийном режиме напряжения в нескольких узлах ниже предельно допустимых. Для регулирования напряжения в узлах 3, 4, 5 и 8 требуется установка компенсирующих устройств. Это приведёт к увеличению затрат на пятый вариант сети. Исходя из этого, можно признать схему 3 лучшей и исключить схему 5 из дальнейших расчётов.

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

Встречный режим регулирования напряжения на шинах 10 кВ подстанций обеспечивается с помощью трансформаторов с РПН. Выбранные ранее двухобмоточные трансформаторы имеют устройства РПН с диапазоном регулирования на обмотке ВН. Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН на обмотке ВН и ПБВ на СН . На стороне СН встречное регулирование не обеспечивается, так как для переключения ответвлений необходимо отключение трансформатора от сети. Поэтому на стороне СН используется одно ответвление для всех режимов.

Для обмоток ВН и СН трансформаторов рассчитаем напряжения ответвлений, соответствующие каждой ступени регулирования.

Таблица 11.1 Параметры ответвлений на стороне ВН

Номер ответвления	Добавка напряжения, %	Напряжение ответвления, кВ
1	-16.02	96.6
2	-14.24	98.6
3	-12.46	100.7
4	-10.68	102.7
5	-8.9	104.8
6	-7.12	106.8
7	-5.34	108.9
8	-3.56	111
9	-1.78	113
10	0	115
11	+1.78	117
12	+3.56	119.1
13	+5.34	121.1
14	+7.12	123.2
15	+8.9	125.2
16	+10.68	127.3
17	+12.46	129.3
18	+14.24	131.4
19	+16.02	133.4

Таблица 11.2 Параметры ответвлений на стороне СН

Номер ответвления	Добавка напряжения, %	Напряжение ответвления, кВ
1	-5	36.6
2	-2.5	37.5
3	0	38.5
4	+2.5	39.5
5	+5	40.4

Напряжения на стороне НН двухобмоточных трансформаторов, приведенные к стороне ВН, определим по формуле:

, (11.1)

где - напряжение на стороне НН, приведенное к стороне ВН;

- напряжение на шинах ВН;

и - потоки активной и реактивной мощности, протекающие через трансформатор;

и - активное и реактивное сопротивления трансформатора.

Напряжения на сторонах НН и СН трёхобмоточных трансформаторов, приведенные к стороне ВН, определим по формулам:

, (11.2)

, (11.3)

где - напряжение на стороне СН, приведенное к стороне ВН;

- напряжение в нулевой точке трансформатора;

и - потоки активной и реактивной мощности в обмотке НН;

и - активное и реактивное сопротивления обмотки НН;

и - потоки активной и реактивной мощности в обмотке СН;

и - активное и реактивное сопротивления обмотки СН.

Выберем ответвления трансформаторов на подстанции 2 для нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, а также для послеаварийного режима с отключённой линией 1-2. Данные для расчёта возьмём из таблиц 10.1, 10.2 и 10.3.

,

где - напряжение на шинах НН в режиме наибольших нагрузок, приведенное к стороне ВН.

,

где - напряжение на шинах НН в режиме наименьших нагрузок, приведенное к стороне ВН.

,

где - напряжение на шинах НН в послеаварийном режиме, приведенное к стороне ВН.

;

;

.

Определим желаемые (расчётные) напряжения регулировочных ответвлений обмотки высшего напряжения по формуле:

, (11.4)

где - желаемое напряжение ответвления обмотки ВН;

- номинальное напряжение обмотки НН;

- желаемое напряжение на стороне НН трансформатора. Для режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима ; для режима наименьших нагрузок . Здесь - номинальное напряжение линий, отходящих от шин НН.

;

;

.

Выбираем стандартные напряжения ответвлений обмотки ВН для всех режимов:

(-1.78%);

(+5.34%);

(-8.9%).

Определим желаемое напряжение ответвления для обмотки СН:

, (11.5)

где - желаемое напряжение ответвления для обмотки СН;

- желаемое напряжение на шинах СН, принимаемое для всех режимов равным , где - номинальное напряжение отходящих линий.

.

Выбираем стандартное ответвление на обмотке СН:

(+2.5%).

Рассчитаем действительные напряжения на шинах НН и СН в режимах наибольших и наименьших нагрузок:

; (11.6)

; (11.7)

; (11.8)

; (11.9)

;

;

;

.

Действительные напряжения на шинах НН и СН в послеаварийном режиме:

; (11.10)

. (11.11)

;

.

Определим отклонения напряжений на шинах от желаемых во всех режимах:

, (11.12)

где - действительное напряжение на шинах в каком-либо режиме;

- желаемое напряжение на этих же шинах.

;

;

;

;

;

.

Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях рассчитаем аналогично. Результаты представим в виде таблиц.

Таблица 11.3 Выбранные регулировочные ответвления трансформаторов в режиме наибольших нагрузок

Номер подстанции	Расчётное ответвле-ние на сторонеВНкВ	Стандарт-ное ответвле-ние на стороне ВН,кВ	Расчётное ответвле-ние на стороне СН, кВ	Стандарт-ное ответвление на стороне СН, кВ	Действи-тельное напряже-ние на шинах НН, кВ	Действительное напряжение на шинах СН , кВ	Откло-нение напряжения на шинах НН %	Откло-нение напря-жения на шинах СН %
2	113.42	113 (-1.78%)	39.9	39.5 (+2.5%)	10.54	38.61	+0.38	+4.92
3	113.4	113 (-1.78%)	39.06	39.5 (+2.5%)	10.28	37.64	-2.1	+2.28
4	115.94	115 (0%)	-	-	10.5	-	0	-
5	115.7	115 (0%)	39.6	39.5 (+2.5%)	10.6	37.9	+0.95	+3
6	113.2	113 (-1.78%)	-	-	10.5	-	0	-
7	112.94	113 (-1.78%)	-	-	10.4	-	-0.95	-

Таблица 11.4 Выбранные регулировочные ответвления трансформаторов в режиме наименьших нагрузок

Номер подстанции	Расчётное ответвле-ние на сторонеВН кВ	Стандарт-ное ответвле-ние на стороне ВН ,кВ	Расчётное ответвле-ние на стороне СН , кВ	Стандарт-ное ответвление на стороне СН, кВ	Действи-тельное напряже-ние на шинах НН, кВ	Действительноенапряжение на шинах СН,кВ	Откло-нение напряжения на шинахНН %	Откло-нение напря-жения на шинах СН %
2	119.7	121,1 (+5.34%)	39.9	39.5 (+2.5%)	9.88	36.21	-1.2	-1.6
3	119.25	119.1 (+3.56%)	39.06	39.5 (+2.5%)	9.84	36.12	-1.6	-1.85
4	121.4	121.1 (+5.34%)	-	-	10	-	0	-
5	120.3	121.1 (+5.34%)	39.6	39.5 (+2.5%)	9.9	35.7	-1	-3
6	119.6	119.1 (+3.56%)	-	-	10.1	-	+1	-
7	119.56	119.1 (+3.56%)	-	-	10	-	0	-

Таблица 11.5 Выбранные регулировочные ответвления трансформаторов в послеаварийном режиме

Номер подстан ции	Расчётное ответвле-ние на сторонеВНкВ	Стандарт-ное ответвле-ние на стороне ВН,кВ	Расчётное ответвле-ние на стороне СН, кВ	Стандарт-ное ответвление на стороне СН, кВ	Действи-тельное напряже-ние на шинах НН, кВ	Действительное напряжение на шинах СН,кВ	Откло-нение напряжения на шинахНН %	Откло-нение напря-жения на шинах СН %
2	104.71	104.8 (-8.9%)	39.9	39.5 (+2.5%)	10.49	38.51	-0.1	+4.65
3	104.26	104.8 (-8.9%)	39.06	39.5 (+2.5%)	10.42	38.23	-0.76	+3.89
4	109	108.9 (-5.34%)	-	-	10.5	-	0	-
5	107.2	106.8 (-7.12%)	39.6	39.5 (+2.5%)	10.6	38	+0.95	+3.26
6	104.65	104.8 (-8.9%)	-	-	10.5	-	0	-
7	104.6	104.8 (-8.9%)	-	-	10.4	-	-0.95	-

Из полученных результатов видно, что отклонения напряжения на шинах НН всех подстанций во всех режимах находятся в допустимых пределах. Следовательно, регулировочного диапазона трансформаторов достаточно для обеспечения встречного регулирования напряжения на шинах низшего напряжения. На шинах СН напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок не выходят за пределы (1.05-1.1)*U_ном, а в режиме наименьших нагрузок (1-1.05)*U_ном.

12. Проверка токонесущей способности проводов линий

Проверим провода линий по условию их допустимого нагрева. Проверку выполним по результатам расчётов режимов наибольших и наименьших нагрузок, а также двух послеаварийных режимов с отключением наиболее нагруженных ветвей. Результаты представим в табличной форме.

Таблица 12.1Токовая нагрузка ветвей схемы сети

Номер линии	Марка провода и его сечение, мм2	Допустимый ток по нагреву, А	Рабочие токи, А, в режиме
			наибольших нагрузок	наименьших нагрузок	послеаварийном при отключении ветви
					1-4	1-2
1-4	АС-240/32	605	306	340	-	529
1-2	АС-240/32	605	320	352	550	-
4-5	АС-95/16	330	135	154	86	263
4-3	АС-70/11	265	37	43	280	326
2-3	АС-120/19	390	140	162	572	238
2-6	2*АС-70/11	265	66	71	69	84
5-8	АС-120/19	390	129	138	285	59
3-8	АС-95/16	330	99	105	172	195
6-7	2*АС-70/11	265	26	28	27	33

В линиях 2-3 и 4-3 в послеаварийных режимах ток превышает допустимый. Следовательно, для линии 2-3 выбираем провод АС-240/32, для линии 4-3 - АС-95/16.

В остальных линиях во всех режимах токи не превышают допустимых по условию нагрева.

13. Расчёт технико-экономических показателей

Ниже приведены основные технические и экономические показатели электрической сети.

Номинальное напряжение сети:

.

Установленная мощность трансформаторов:

, (13.1)

где - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции.

.

Протяжённость линий электропередачи:

, (13.2)

где - длина линии, соединяющей узлы i и j.

.

Передаваемая активная мощность:

, (13.3)

где - активная мощность потребителей в i-том узле.

.

Передаваемая электроэнергия:

, (13.4)

где - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том узле.

.

Потери мощности по линиям:

, (13.5)

где - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях, принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок;

- потери холостого хода в линиях на корону (в расчёте не учитываем, так как номинальное напряжение меньше 220кВ);

.

Потери мощности по трансформаторам:

, (13.6)

где - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах, принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок;

- потери в стали трансформаторов.

.

Потери электроэнергии по линиям:

, (13.7)

где =3386 ч - время потерь (по формуле 9.12).

.

Потери электроэнергии по трансформаторам:

; (13.8)

.

Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности:

. (13.9)

.

Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности:

- по линиям:

; (13.10)

.

- по трансформаторам:

; (13.11)

;

; (13.12)

.

- в целом по сети:

.

Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:

- по линиям:

; (13.13)

.

- по трансформаторам:

; (13.14)

;

; (13.15)

.

- в целом по сети:

.

Полные затраты:

; (13.16)

Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам:

;

;

;

.

Стоимость передачи электроэнергии:

. (13.17)

.

Капитальные затраты:

, (13.18)

где тыс. у.е. - капитальные затраты в линии;

тыс. у.е. - капитальные затраты в подстанции.

тыс. у.е.

Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным затратам:

;

.

Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой мощности:

; (13.19)

.

Заключение

В данном курсовом проекте спроектирована электрическая сеть промышленного района в соответствии с исходными данными, указанными в задании. Отметим основные этапы разработки сети:

1) Были разработаны 5 вариантов конфигурации сети в соответствии с требованиями обеспечения надёжности электроснабжения потребителей в зависимости от их категории. Для дальнейшего расчёта отобрано два варианта с наименьшей суммарной длиной линий и, соответственно, с наименьшей стоимостью.