Пункты 1,2 и 5 как это видно из таблицы 1.13 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения.

Проверяем по потери напряжения точку 4

U034 = U03 +U34 = 2,6%+2,2% = 4,8 % ,

что меньше допустимой потери напряжения

Аналогично проверяют сеть в послеаварийном режиме:

Uдоп.ав Uав, (1.30)

где Uдоп.ав - допустимая величина потери напряжения (в % от номинального напряжения) в послеаварийном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (20?25)?.

Пункты 1,2 и 5 как это видно из таблицы 1.14 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения в послеаварийном режиме.

Проверяем по потери напряжения точку 4

U034ав = U03ав +U34ав = 5,2+2,0 = 7,2 %

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

Аналогично выполняется расчет для номинального напряжения 150 кВ.

Если сеть не удовлетворяет условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном или послеаварийном режимах, то из дальнейшего рассмотрения этот вариант следует исключить.

1.6.2 Расчет смешанного варианта сети

1.6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети.



P01=;

P01=МВт ;

По первому закону Кирхгофа для узла 1 найдем Р12.

Р12= Р01-Р1

Р12= 21,5-20 = 1,5 МВт;

Далее аналогично находим Р02

Р02=Р2-Р12

Р02=25 -1,5 = 23,5 МВт

Проверка:

P02= ;

P02=МВт ;

Реактивные нагрузки по участкам сети

Qij=Pij*tgср.взв.

Для участка 0-1

Q01=P01*tgср.взв.

Q01=21,5*0,264 =5,3Мвар

Полные нагрузки участков сети

Sij=;

Для участка 0-1

S01===20,7 МВА

Аналогично рассчитываем участки 1-2 и 0-2. Для остальных участков потокораспределение берем из предыдущего варианта. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.17

Таблица 1.17 Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5	1-2
Р, Мвт	21,5	23,5	35,0	15,0	8,0	1,5
Q, Мвар	5,7	6,2	9,3	4,0	2,1	0,4
S, МВА	22,2	24,4	36,2	15,5	8,3	1,5

1.6.2.2 Выбор номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения производится так же как для предыдущего варианта.

Расчеты по выбору напряжения сети сведены в таблицу 1.18.

Таблица 1.18 - Выбор номинального напряжения сети

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5	1-2
l, км	35,0	35,0	45,0	40,0	55,0	50,0
Р, Мвт	21,5	23,5	35,0	15,0	8,0	1,5
Uор, кВ	83,8	85,7	100,8	79,2	73,3	46,8

Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:

1) номинальное напряжение Uн=110 кВ;

2) номинальное напряжение Uн=150 кВ.

1.6.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

Определяем рабочие токи участков сети. Для участка 0-1

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети. Для участка 0-1

Fop01=

Fop01=

Принимаем для участка 0-1 стандартное сечение - Fст01= 120 мм2.

Аналогично определяем сечения на остальных участках сети, результаты вычислений заносим в таблицу 1.19.

Таблица 1.17 - Сечения участков сети, Uн = 110 кВ

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5	1-2
n	1	1	2	1	1	1
S, МВА	22,2	24,4	36,2	15,5	8,3	1,5
I	116,5	127,8	95,0	81,4	43,4	7,9
Fэ, мм2	116,5	127,8	95,0	81,4	43,4	7,9
Fст, мм2	120	120	95	70	70	70



1.6.2.5 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима

Для кольцевых участков сети наиболее тяжелыми послеаварийными режимами работы сети являются - поочередное отключение головных участков 0-1 и 0-2

Проверку осуществим для кольцевого участка сети 0-1-2-0.

Расчет выполним для двух режимов:

а) Выход из строя головного участка 0-1

Потокораспределение активных нагрузок

P12ав=P1=20 МВт ;

Р02ав=Р1+Р2 =20+25= 45 МВт

б) Выход из строя головного участка 0-2

P12ав=P2=25МВт ;

Р01ав=Р1+Р2 =20+25=45 МВт ;

Для участка 1-2 в качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем режим б), с наибольшей нагрузкой

Результаты проверки сводим в таблицу 1.20.

Таблица 1.20. - Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме, (Uн = 110 кВ)

Участок	Рмах, МВт	I ав, А	F, мм2	Iдоп, А	Fприн, мм2
0-1	45	251,47	120	445	120
0-2	45	251,47	120	445	120
1-2	25	139,7	70	265	70



1.6.2.6 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме

Определяем параметры схемы замещения ЛЭП.

Результаты сводим в таблицу 1.21.

Таблица 1.21 -Параметры схемы замещения сети, Uн = 110 кВ

Участок	Провод	n	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/км	l, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, мкСм
0-1	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	35	8,72	14,81	94,15
0-2	АС-120	1	0,249	0,423	2,69	35	8,72	14,81	94,15
0-3	АС-95	2	0,314	0,429	2,65	45	7,06	9,65	238,5
3-4	АС-70	1	0,42	0,44	2,58	40	16,8	17,6	103,2
0-5	АС-70	1	0,42	0,44	2,58	55	23,1	24,2	141,9
1-2	АС-70	1	0,42	0,44	2,58	50	21	22	129

Расчет потерь напряжения на участках сети сведен в таблицу 1.22.

Таблица 1.22 -Потери напряжения - нормальный режим, Uн = 110 кВ

Участок	Р	Q	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU кВ	ДU %
0-1	21,5	7,5	8,72	14,81	2,7	2,5
0-2	23,5	8,2	8,72	14,81	3,0	2,7
1-2	1,5	0,5	21,00	22,00	0,4	0,3

В кольцевом участке проверку по потери напряжения осуществляют до точки потокораздела, в нашем случае это точка 2.

U012 = U01 +U12 = 2,5+0,3 = 2,8 %

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышают допустимые

Аналогично определяем потери напряжения на участках сети для двух аварийных режимов а) и б). Результаты расчетов сводим в таблицы 1.21 и 1.22.

Для режима а) определяем U021ав = U02ав +U12ав.

Для режима б) U012ав = U01ав +U12ав

Таблица 1.21-Потери напряжения - послеаварийный режим а), Uн = 110 кВ

Участок	Р	Q	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU %
0-2	45,0	15,7	8,72	14,81	5,7	5,2
1-2	20,0	7,5	21,00	22,00	5,3	4,8
Итого		10

Таблица 1.22 - Потери напряжения - послеаварийный режим б), Uн = 110 кВ

Участок	Р	Q	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU кВ	ДU %
0-1	45,0	15,7	8,72	14,81	5,7	5,2
1-2	25,0	8,2	21,00	22,00	6,4	5,8
Итого		11

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.

1.6.3 Расчет сложнозамкнутого варианта сети

1.6.3.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчет потокораспределения для сложнозамкнутого варианта сети может быть выполнен различными методами:

- с использованием законов Кирхгофа;

- методом контурных мощностей;

- методом узловых напряжений;

- методом последовательного преобразования схемы;

- прочими методами.

На раннем этапе проектирования, до определения сечений на участках сети, расчет выполняется без учета потерь, из предположения равенства сечений проводов по участкам, что позволяет в математической модели сети перейти от комплексно-сопряженных сопротивлений к длинам участков.

Кроме того, принятое в 1.31 распределение компенсирующих устройств позволяет вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощности.

Поэтому в дальнейших расчетах будем искать потокораспределение активной мощности. Потоки реактивных мощностей по ветвям сети легко находятся по выражению

Qij=Pij tgцср.взв. (1.31)

Рассмотрим основные методы, применяемые для таких расчетов.

Пример 1.7 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети, показанной на рисунке 1.19.

Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети.

А) Расчет потокораспределения с использованием законов Кирхгофа

Расчет участка 0-5 выполняем независимо от режима остальной части сети:

Р05 = Р5 (1.32)

Определяем мощность на разомкнутом участке 3-4, примыкающего к сложнозамкнутой части сети

Р34 = Р4 (1.33)

Преобразуем сложнозамкнутый участок сети, перенося нагрузку Р4 примыкающего к узлу 3 радиального участка в узел 3.

где Р3 + Р34 = Р3 + Р4

Определим топологические характеристики схемы сети:

- количество узлов n = 4;

- количество ветвей m = 5.

Тогда количество уравнений составляемых по 1-му закону Кирхгофа

k1 = n-1 =4-1=3

Количество уравнений составляемых по 2-му закону Кирхгофа

k2 =m-(n-1) =5-(4-1)=2

Таким образом составляем полную систему уравнений по законам Кирхгофа: три уравнения по 1-му закону (для произвольно выбираемых узлов) и два уравнения по 2-му закону для контуров (выберем в качестве независимых контуров контуры: 0-1-2-0 и 0-2-3-0.

узел 1: Р01 -Р12 =Р1

узел 2: Р02 +Р12 -Р23= Р2

узел 3: Р03+Р23 = Р3+Р4 (1.34)

контур 0-1-2-0: P01?l01 +P12?l12 - P02?l02 = 0

контур 0-2-3-0: P02?l02 +P23?l23 - P03?l03 = 0

Решим систему уравнений для следующих исходных данных:

Р1=20 МВт; Р2=25 МВт; Р3=15 МВт; Р4=11 МВт; Р5= 8 МВт;

l01= 35 км; l02= 35 км; l03= 45 км; l12= 50 км; l23= 60 км.

Расчет выполняем в среде Mathcad двумя способами, с помощью матриц и с помощью блока решений Given.

Решение показано на рисунке 1.21



Рисунок 1.21 - решение системы в среде Mahtcad

Покажем решение системы уравнений в MS Excel, рисунки 1.22 и 1.23

Это решение соответствует первому способу, показанному на рисунке 1.18.

Занесем в ячейки A3:E3 длины участков, а ячейки F3:I3 нагрузки Р1, Р2,Р3,Р4. В ячейки A6:E10 занесем матрицу коэффициентов системы - А, а в ячейки G6:G10 свободные члены системы - B.

Выделим блок B13:B17. В этом блоке активной будет ячейка B13. Наберем формулу =МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10). Нажмем сочетание клавиш Ctrl+Shift+Enter одновременно. В строке формул появится выражение {=МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10)} в фигурных скобках. Это свидетельствует о том, что формула стала табличной. Во всех ячейках выделенного блока появится формула =МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10).

Значения потоков активной мощности по ветвям сети расположены в ячейках В13:В17.

Б) Расчет потокораспределения методом контурных мощностей

Покажем расчет потокораспределения на преобразованной схеме, рисунок 1.20.

Количество контурных уравнений

kк =m-(n-1) =5-(4-1)=2

Выделим два независимых контура: 0-1-2-0 и 0-3-2-0.

Обозначим контурные мощности PI и PII.

Запишем систему контурных уравнений

контур 0-1-2-0: P01?l01 +P12?l12 - P02?l02 = 0

(1.35)

контур 0-3-2-0: P03?l03 -P02?l02 -P23?l23 = 0

Примем

; (1.36)



Выразим потоки мощности на остальных участках через контурные мощности, используя первый закон Кирхгофа

(1.37)

Подставим 1.36 и 1.37 в 1.35. Получим

(1.38)

Преобразуем 1.38 к удобному для расчета виду

(1.39)

Решив систему 1.39, находим контурные мощности, при подстановке которых в 1.37 и 1.38 получаем потокораспределение по ветвям.

Пример 1.8 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети, показанной на рисунке 1.24 методом контурных мощностей для исходных данных, заданных в примере 1.17.

Подставляем исходные данные в систему 1.38

Решим систему с помощью теоремы Крамера.

Главный определитель системы

Вспомогательные определители

Решение системы

Находим потокораспределение по ветвям схемы

Г) Формирование системы контурных уравнений с использованием графов

Формирование системы контурных уравнений по выше изложенной методике приводит к трудоемким промежуточным вычислениям, особенно для задач большой размерности.

Вместе с тем система контурных уравнений может быть легко получена без промежуточных преобразований с использованием графов.

Порядок формирования системы контурных уравнений:

Формируем граф сети, дерево и хорды;

Выбираем систему независимых контуров таким образом, чтобы в каждый из них вошла одна из хорд;

Принимаем значение и направление мощностей в хордах соответствующим контурным мощностям;

Записываем систему контурных уравнений в формализованном виде

, (1.40)

где - собственное комплексное сопротивление К-го контура, равное сумме комплексных сопротивлений элементов входящих в контур;

- общее комплексное сопротивление между контурами K и L, которое равно сумме комплексных сопротивление элементов находящихся в общих ветвях, которое берется со знаком плюс, если соответствующие контурные мощности имеют одинаковое направление в общих ветвях и со знаком минус, если направления контурных мощностей в этих ветвях взаимнопротивоположны;

комплексное сопряженное значение сопротивления ;

- комплексная мощность K-ого контура;

- свободный член K - контурного уравнения.

Правые части (свободные члены) системы контурных уравнений формируются с использованием дерева схемы.

Свободный член системы контурных уравнений для K-го уравнения равен алгебраической сумме произведений нагрузок узлов сети на сумму сопряженных сопротивлений только тех ветвей пути графа по дереву схемы от узла j до узла баланса (источника питания), которые принадлежат K-му контуру, и это произведение берется со знаком плюс, если путь графа совпадает с направлением контурной мощности и со знаком минус, если они не совпадают.

Пример 1.9. Сформировать систему контурных мощностей для схемы рассмотренной в примере 1.8.

С учетом допущений принятых в начале пп. 1.6.3.1 перейдем при формировании контурных уравнений от комплексных сопротивлений к длинам участков сети и от комплексных мощностей к активным мощностям .

Cформируем граф сети, в котором ребра будут являться ветвями, а вершины узлами схемы сети.

Количество хорд всегда равно количеству контурных уравнений

kx = kк =m-(n-1) =5-(4-1)=2

Выберем в качестве хорд две внешние ветви (0-1 и 0-3, помеченные на рисунке 1.25 знаком ).

Тогда остальные ветви будут входить в дерево схемы.

Принимаем значение и направление мощностей в хордах соответствующим контурным мощностям, то есть PI=P01 и PII=P03;

Записываем систему контурных уравнений в формализованном виде



, (1.41)

где - собственная длина 1-го контура, ;

- собственная длина 2-го контура, ;

Для формирования рассматриваем пути графа по дереву схемы от каждой нагрузки до источника питания (показаны на рисунке 1.26 штрих-пунктирными линиями).

Формируем

(1.42)

В этом выражении Р1 умножается на сумму длин поскольку эти ветви входят в путь графа от узла 1 до узла 0 и принадлежат 1-му контуру и это произведение берется со знаком плюс, так как путь графа совпадает с направлением 1-ой контурной мощности. Аналогично нагрузка Р2 умножается на , а умножается только на , хотя в путь графа от узла 3 до узла 0 входят ветви 3-2 и 0-2, но ветвь 3-2 не входит в рассматриваемый контур 1.

Аналогично формируем

(1.43)

Таким образом, получим полную систему контурных уравнений



, (1.44)

которая будет идентичной системе 1.39.

1.6.3.2 Аварийные режимы сложно-замкнутой сети

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для сложно-замкнутой сети рассматриваются режимы с поочередным отключением головных участков.

Для проверки проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима рассчитывается потокораспределение, а затем и токи для каждого из этих трех режимов и на каждом участке за аварийный ток принимается максимальный.

1.6.3.3 Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в нормальном режиме

Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в нормальном режиме осуществляется до электрически наиболее удаленных точек сети, которыми являются точки потокораздела, или концевые точки радиально-магистральных участков, примыкающих к сложно замкнутой части сети (питающихся от узлов сложно замкнутой части сети). Если разомкнутый участок примыкает к узлы, являющимся точкой потокораздела, то проверку осуществляют только для конечной точки примыкающего разомкнутого участка.

Так для варианта сети изображенной на рисунке 1.19 электрически наиболее удаленной точкой сложно-замкнутого участка сети будет только точка 4 (точка 3 для данной сети является точкой потокораздела).



1.6.3.4 Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в послеаварийных режимах

В послеаварийных режимах проверке подлежат все наиболее тяжелые послеаварийные режимы. Так для сети изображенной на рисунке 1.19 поочередно осуществляют проверку всех трех режимов (рисунки 1.27, 1.28, 1.29 на основе расчета потокораспределения для каждого из них).

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов

Выбор числа трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, определяется категорийностью потребителей, питающихся от них.

При наличии в составе нагрузок подстанции потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются два силовых трансформатора. При отсутствии потребителей 1-ой категории допускается установка одного силового трансформатора.

Выбор числа трансформаторов на подстанциях для рассматриваемого примера представлен в таблице 1.25.

Таблица 1.25- Выбор числа трансформаторов на подстанциях

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категория потребителей	1,2,3	1,2,3	1,2,3	3	3
Количество трансформаторов	2	2	2	1	1

Выбор мощностей силовых трансформаторов наиболее целесообразно осуществлять по допустимой нагрузке с учетом характеристик графиков электрических нагрузок.

Рассмотрим выбор мощности для рассматриваемого примера.

Выбор мощности трансформаторов в курсовом проекте должен быть осуществлен для двух номинальных напряжений 110 и 150 кВ. В данном примере рассматривается выбор трансформаторов класса 110 кВ,

Определяем среднюю квадратичную нагрузку по графику характерных «зимних» суток.

Sск=; (1.45)

где - мощность ступени нагрузки в относительных единицах;

ti - продолжительность ступени в часах

k - количество ступеней графика.

Для графика нагрузки, рисунок 1.11

Sск==0,81

Ориентировочная мощность трансформатора

Sор = Sск SМ/n; (1.46)

Для первой подстанции

Sор1 = 0,81*20,7/2 = 8,3 МВА

Принимаем за номинальную мощность трансформаторов ближайшую большую стандартную. Параметры трансформаторов приведены в таблицах 1.26 и 1.27.

Таблица 1.26 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ

Тип трансформа- торов.	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Uк %	Iхх %	Пределы регулирования
		ВН	НН
ТМН-2500/110	2500	115	6,6: 11	5	22	10,5	1,5	±10*1,5 ±8*1,5
ТМН-6300/110	6300	115	6,6: 11	10	50	10,5	1	±9*1,78
ТДН-10000/110	10000	115	6,6:11	14	60	10,5	0,9	±9*1,78
ТДН-16000/110	16000	115	6,6:11	21	85	10,5	0,85	±9*1,78
ТРДН-25000/110	25000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	29	120	10,5	0,8	±9*1,78
ТРДН-32000/110	32000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	35	145	10,5	0,75	±9*1,78
ТРДН-40000/110	40000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	42	175	10,5	0,7	±9*1,78
ТРДН-80000/110	80000	115	6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	70	315	10,5	0,6

Таблица 1.27 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 150 кВ

Тип трансформа- торов.	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Uк %	Iхх %	Пределы регулирования
		ВН	НН
ТМН-4000/150	4000	158	6,6: 11	10	35	10,5	1,2	±9*1,33
ТДН-16000/150	16000	158	6,6:11	21	85	11	0,8	±8*1,5
ТРДН-32000/150	32000	158	6,3-6,3; 10,5-10,5; 11-11	35	145	10,5	0,7	±8*1,5
ТРДН-63000/150	63000	158	6,3-10,5; 11-11	59	235	17	0,65	±8*1,5

Принимаем к установке на п/с 1 два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, тип трансформатора - ТДН-10000/110

Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.26

Таблица 1.26 - Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

№ п/с	Sм, МВА	n	Sор, МВА	Sнт, МВА	Sнт*, МВА	Тип трансформатора	Sнт ав*, МВА
1	20,7	2	8,3	10	0,97	ТДН-10000/110	0,48
2	25,9	2	10,4	16	1,24	ТДН-16000/110	0,62
3	15,5	2	6,3	10	1,29	ТДН-10000/110	0,64
4	11,4	1	9,2	10	0,88	ТДН-10000/110	0,88
5	8,3	1	6,7	10	1,21	ТДН-10000/110	1,21



1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

Выбранные трансформаторы должны быть проверены на перегрузочную способность.

Трансформаторы на подстанциях могут испытывать:

1 Систематические перегрузки - в течение длительного времени вследствие неравномерности графика нагрузки (перегружаются в отдельные часы суток и работают с недогрузкой в другие часы).

2 Аварийные перегрузки на двух трансформаторных подстанциях при выходе из строя одного из трансформатора. Аварийные перегрузки являются кратковременными - на время ремонта или замены вышедшего из строя трансформатора.

Перегрузка трансформаторов регламентируется ГОСТ 14209-97 /7/

Проверим выбранные нами трансформаторы на систематическую перегрузку.

Определяем коэффициент

, (1.47)

где Sнт - номинальная мощность трансформатора (МВА);

Sм - расчетная максимальная нагрузка (МВА). Sм = Si из таблицы 1.5;

n - количество трансформаторов на подстанции/

Расчет выполняем для первой подстанции (П/С 1)

Если Кнт*? 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.

В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт*

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяем предварительное время перегрузки tп' .

Определяем коэффициент начальной загрузки К1.

К1=, (1.48)

В формуле 1.32 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне перегрузке.

Если график нагрузки имеет несколько участков перегрузки (несколько пиков) то за зону перегрузки принимают ту, которая имеет максимальный тепловой импульс (максимальную площадь участка), при этом второй участок перегрузки с меньшим тепловым импульсом учитывается при расчете К1.

Определяем предварительный коэффициент перегрузки по графику .

= (1.49)

В выражении 1.33 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне перегрузки

Для первой подстанции

К1(пс1)=0,71;

(пс1)1,03

Если ? 0,9 , то принимаем расчетный коэффициент перегрузки К2 = , а время перегрузки tп = , иначе принимаем К2 =0,9, а время перегрузки корректируем по выражению

(1.50)

Для подстанции 1 - К2 = 1,03 и tп = 6 ч.

По таблицам ГОСТ систематических перегрузок (таблица 1.28), в зависимости от К1, tп, эквивалентной температуры охлаждающей среды И (так как выбор трансформатора осуществлялся по зимнему графику, имеющему больший максимум нагрузки то в качестве И принимаем эквивалентную зимнюю температуру) и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К2доп.

При несовпадении расчетных значений К1, tп, или И с табличными значение К2доп.определяют по правилам линейной интерполяции.

Таблица 1.25- Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по населенным пунктам.

Населённый пункт	Эквивалентная температура, 0С.	Населённый пункт	Эквивалентная температура, 0С.
	годовая	зимняя	летняя		годовая	зимняя	летняя
Абакан Алдан Алма - Ата Андижан Актюбинск Архангельск Астрахань Ачинск Ашхабад Баку Барнаул Батуми Белгород Белорецк Березники Бийск Биробиджан Благовещенск Благовещенское Братск Брест Брянск Бухара Верхоянск Вильнюс Винница Витебск Владивосток Владимир Волгоград Вологда Воркута Воронеж Ворошиловград Гомель Горький Гродно Грозный Гурьев Джамбул Днепропетровск Донецк Дудинка Душанбе Евпатория Ереван Житомир Запорожье Зея Зыряновск Иваново Иваново -Франковск Игарка Ижевск Иркутск Йошкар-Ола Казань Калининград Калинин	8,7 4,8 14,3 18,6 12,1 5,8 15,7 7,5 21,6 17,8 9,4 16,1 11,5 6,9 7,5 8,6 10,0 10,4 9,2 7,1 11,0 9,7 18,7 2,9 9,9 10,7 9,4 10,0 9,8 14,5 7,4 0,5 11,0 13,3 10,4 8,9 10,1 15,0 15,5 14,2 13,6 12,6 0,2 18,2 14,8 16,4 10,8 13,8 7,4 8,4 8,1 10,9 2,1 10,1 7,1 8,6 9,4 9,8 8,1	- 19,3 20,1 5,9 0,3 - 14,1 - 11,4 5,3 16,7 4,2 4,9 16,4 7,5 6,7 15,1 14,3 16,9 19,0 19,6 16,8 20,1 3,4 7,6 1,3 20,1 4,4 4,9 6,7 11,7 10,2 7,9 10,8 19,4 8,4 5,9 5,8 10,5 4,1 2,3 8,3 4,6 4,4 5,6 15,5 3,0 0,8 1,9 4,6 4,0 20,1 20,1 10,8 3,7 20,1 13,4 19,1 12,5 12,5 2,4 - 9,1	17,6 14,6 22,2 26,3 20,9 14,0 24,1 16,3 15,3 24,8 18,2 21,6 19,3 15,2 16,0 17,4 18,9 19,7 17,9 16,3 17,9 17,4 26,3 13,2 17,0 17,8 16,9 17,4 16,8 23,0 15,5 9,4 19,0 21,2 17,7 17,1 17,1 22,8 24,3 22,1 21,3 20,4 9,9 25,7 22,1 23,9 18,0 21,6 16,7 17,6 16,1 17,7 12,0 17,4 16,0 16,9 17,8 16,5 15,9	Калуга Кандалакша Караганда Кемерово Керчь Кзыл - Орда Киев Кировабад Киров Кировоград Кировск Кишинёв Кокчетав Комсомольск-на-Амуре Кострома Краснодар Красноярск Кременчуг Кривой Рог Куйбышев Курган Курган-Тюбе Курск Кутаиси Ленинград Липецк Луцк Львов Магадан Магнитогорск Мариуполь Махачкала Минск Минусинск Мирный Могилев Мончегорск Москва Мурманск Нальчик Нарын Нарьян-Мар Нахичевань Невинномысск Нижний Тагил Николаев Николаевск-на-Амуре Новгород Новокузнецк Новороссийск Новосибирск Норильск Одесса Омск Орджоникидзе Орёл Оренбург Оймякон	8,8 4,5 10,1 7,8 15,1 16,3 11,2 17,1 7,0 12,0 2,9 13,4 9,6 9,3 8,2 14,9 8,0 12,3 13,3 11,1 8,8 19,9 10,6 16,8 8,6 10,9 10,9 9,9 2,5 8,6 13,6 16,0 9,5 8,8 4,6 9,7 3,8 10,1 3,4 13,3 8,8 2 18,1 13,7 6,5 14,2 6,3 8,3 8,3 15,8 8,3 0,7 13,8 8,4 11,8 9,9 12 2,2	8,9 10,6 14,3 17,7 0,4 7,7 4,8 2,5 13,1 4,6 11,3 2,2 15,1 20,1 10,7 0,7 15,9 4,5 4,1 12,5 16,9 3,7 7,7 6,2 6,8 8,9 3,6 3,9 19,4 15,5 4,1 0,8 5,9 19,3 20,1 6,5 11,8 8,2 9,5 3,5 14,6 15,7 1,5 3,4 14,7 2,5 20 7,6 16,3 3,5 17,7 20,1 1,8 17,8 3,7 8,4 13,4 - 20,1	16,5 12,5 18,9 16,7 23,6 24,7 18,9 24,4 16,4 19,4 10,9 20,6 18,3 10,3 14,3 22,3 16,7 20,5 20,9 19,6 17,4 27,3 18,4 22,8 16,4 19,0 17,8 16,5 11,1 17,1 21,5 23,7 16,8 17,7 16,8 15,1 11,3 18 10,7 20,9 16,2 10,3 25,8 21,2 14,8 21,8 15,1 16,0 17,0 22,7 17,2 10,5 21,3 17,1 18,9 17,8 20,7 12,4
Ош Павлодар Пенза Пермь Петрозаводск Петропавловск Петропавлоск-Камчатский Полтава Пржевальск Псков Пятигорск Рига Ровно Ростов-на-Дону Рубцовск Рязань Самарканд Саранск Саратов Свердловск Семипалатинск Симферополь Смоленск СоветскаяГавань Сочи Ставрополь Сугмант Сумы Сургут Сухуми Сыктывкар Таганрог Тайшет Талды-Курган Тамбов Талин Ташкент Тбилиси Темир Тернополь Тобольск	15,9 10,9 10,4 8,2 7,1 8,8 5,2 12 9,2 8,8 13,1 8,9 10,7 14 10,1 9,6 17 10,0 12,5 7,8 12 13,7 9 6,5 15,7 13,5 17,0 10,9 5,6 16,1 6,5 14,4 7,3 13,5 10,9 8,2 17,9 16,4 13,3 10,6 7,8	1,6 16,7 11 14,3 8,8 17,3 7,6 5,9 5,9 6,5 3 4,8 4,1 4,6 16,5 9,9 1,5 10,9 10,6 14,9 15 0,0 7,6 15,4 5,9 2,5 4,2 6,9 19,9 6,5 14,1 4,1 18,5 15,1 9,5 4,2 0,9 2,2 13,4 4,2 17	23,5 19,8 18,6 16,7 15,1 17,5 11,9 19,7 16,0 16,3 20,7 15,8 17,7 21,9 19 17,7 24,4 18,3 21,0 17,6 20,9 20,8 16,5 14 21,9 20,9 23,9 18,5 14,9 21,9 15,0 22,4 16,4 21,7 19 15,3 25,7 25,5 22,3 17,6 16,6	Тольятти Томск Туапсе Тула Тюмень Ужгород Улан-Удэ Ульяновск Уральск Уссурийск Усть-Каменогорск Уфа Фергана Фрунзе Хабаровск Ханты-Мансийск Харьков Херсон Хмельницкий Целиноград Чебоксары Челябинск Череповец Черкассы Чернигов Черновцы Чимкент Чита Элиста ЮжноСахалинск Якутск Ярославль	11,4 7,5 16 9,4 8,6 12,9 8,3 10 12,5 10,7 11,2 9,9 18 15 10,8 6,7 12,1 14,2 10,7 9,9 9,1 9,2 7,7 11,7 11,1 11,6 17 7,5 14,7 7,5 6,4 7,9	11,4 17,8 5,2 3,9 15,3 1,1 20,1 12,4 12,8 17,1 15 13,1 0,6 3,8 18,6 18,5 6,3 2,1 4,4 16,3 11,9 14,3 10,2 4,9 5,7 3,6 1,2 20,1 5,4 11,6 20,1 10,6	19,8 16,4 22,4 17,3 16,2 19,6 17,6 18,4 21,3 19 19,9 18,3 25,6 22,8 19,7 15,8 19,8 21,8 17,8 18,8 17,4 17,8 15,8 19,2 18,5 18,6 25,1 16,8 22,9 15 16,6 15,8

Таблица 1.28 Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов.

h, ч	М и Д	ДЦ*
	К2доп при значениях К1=0,25?1	К2доп при значениях К1=0,25?1
	0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1	0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1
Систематических ?охл= - 20 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + + 1,7 1,56 1,48 1,41 1,3	+ + + 1,69 1,55 1,48 1,4 1,3	+ + 1,99 1,67 1,54 1,47 1,4 1,3	+ + 1,96 1,66 1,54 1,47 1,4 1,3	+ + 1,93 1,64 1,53 1,46 1,4 1,3	+ + 1,89 1,62 1,51 1,45 1,39 1,3	+ + 1,85 1,60 1,50 1,45 1,39 1,3	+ + 1,79 1,57 1,48 1,43 1,38 1,3	+ 1,79 1,61 1,47 1,4 1,37 1,33 1,26	+ 1,77 1,61 1,46 1,4 1,36 1,33 1,26	+ 1,76 1,60 1,46 1,4 1,36 1,32 1,26	+ 1,74 1,59 1,45 1,39 1,36 1,32 1,26	1,85 1,72 1,57 1,45 1,39 1,36 1,32 1,26	1,82 1,69 1,56 1,44 1,39 1,36 1,32 1,26	1,78 1,66 1,54 1,43 1,38 1,35 1,32 1,26	1,74 1,63 1,52 1,42 1,37 1,35 1,32 1,26
Систематических ?охл= - 10 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,95 1,62 1,49 1,41 1,34 1,23	+ + 1,92 1,61 1,48 1,41 1,34 1,23	+ + 1,9 1,6 1,47 1,4 1,33 1,23	+ + 1,87 1,58 1,46 1,4 1,33 1,23	+ + 1,83 1,56 1,45 1,39 1,33 1,23	+ + 1,79 1,54 1,44 1,38 1,32 1,23	+ + 1,75 1,52 1,42 1,37 1,31 1,23	+ 1,95 1,69 1,48 1,40 1,36 1,31 1,23	+ 1,72 1,55 1,41 1,34 1,31 1,27 1,2	+ 1,7 1,54 1,4 1,34 1,3 1,27 1,2	+ 1,69 1,53 1,4 1,34 1,3 1,26 1,2	1,80 1,67 1,52 1,39 1,33 1,3 1,26 1,2	1,77 1,65 1,51 1,38 1,33 1,3 1,26 1,2	1,74 1,62 1,49 1,38 1,32 1,29 1,26 1,2	1,70 1,59 1,47 1,37 1,32 1,29 1,26 1,2	1,65 1,55 1,44 1,35 1,31 1,28 1,25 1,2
Систематических ?охл= 0 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,86 1,54 1,41 1,34 1,27 1,16	+ + 1,83 1,53 1,4 1,33 1,26 1,16	+ + 1,80 1,51 1,39 1,33 1,26 1,16	+ + 1,77 1,50 1,38 1,32 1,26 1,16	+ + 1,74 1,48 1,37 1,31 1,25 1,16	+ 1,99 1,69 1,46 1,36 1,3 1,25 1,16	+ 1,91 1,64 1,43 1,34 1,29 1,24 1,16	+ 1,80 1,56 1,38 1,31 1,27 1,22 1,16	1,79 1,65 1,48 1,34 1,28 1,24 1,2 1,14	1,77 1,63 1,47 1,34 1,28 1,24 1,2 1,14	1,75 1,61 1,46 1,33 1,27 1,24 1,2 1,14	1,72 1,59 1,45 1,33 1,27 1,24 1,2 1,14	1,69 1,57 1,44 1,32 1,27 1,23 1,2 1,14	1,66 1,54 1,42 1,31 1,26 1,23 1,2 1,14	1,61 1,51 1,4 1,3 1,25 1,23 1,19 1,14	1,56 1,46 1,36 1,28 1,24 1,21 1,19 1,14
Систематических ?охл=10 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,76 1,46 1,33 1,26 1,19 1,08	+ + 1,73 1,44 1,32 1,26 1,19 1,08	+ + 1,7 1,43 1,31 1,25 1,18 1,08	+ 2 1,67 1,41 1,3 1,24 1,18 1,08	+ 1,94 1,63 1,39 1,29 1,23 1,17 1,08	+ 1,86 1,58 1,36 1,27 1,22 1,16 1,08	+ 1,76 1,51 1,32 1,24 1,2 1,15 1,08	1,84 1,6 1,4 1,25 1,2 1,17 1,13 1,08	1,71 1,57 1,41 1,28 1,21 1,18 1,14 1,07	1,69 1,55 1,4 1,27 1,21 1,18 1,14 1,07	1,67 1,54 1,39 1,27 1,21 1,17 1,14 1,07	1,64 1,52 1,38 1,26 1,2 1,17 1,13 1,07	1,61 1,49 1,36 1,25 1,2 1,17 1,13 1,07	1,57 1,46 1,34 1,24 1,19 1,16 1,13 1,07	1,52 1,42 1,31 1,22 1,18 1,15 1,12 1,07	1,44 1,35 1,26 1,19 1,15 1,13 1,11 1,07
Систематических ?охл=20 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ + 1,66 1,37 1,25 1,18 1,11 1	+ 1,97 1,63 1,35 1,24 1,17 1,1 1	+ 1,92 1,6 1,34 1,23 1,17 1,1 1	+ 1,87 1,56 1,32 1,21 1,16 1,09 1	+ 1,8 1,51 1,29 1,2 1,15 1,09 1	1,98 1,71 1,45 1,25 1,17 1,13 1,08 1	1,81 1,57 1,35 1,19 1,13 1,09 1,06 1	1 1 1 1 1 1 1 1	1,63 1,49 1,34 1,21 1,15 1,11 1,07 1	1,6 1,47 1,33 1,2 1,14 1,11 1,07 1	1,58 1,45 1,32 1,19 1,14 1,1 1,07 1	1,55 1,43 1,3 1,19 1,13 1,1 1,06 1	1,52 1,4 1,28 1,18 1,13 1,1 1,06 1	1,47 1,37 1,26 1,16 1,12 1,09 1,05 1	1,41 1,31 1,22 1,13 1,1 1,07 1,04 1	1 1 1 1 1 1 1 1
Систематических ?охл= 30 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ 1,89 1,55 1,28 1,16 1,09 1,02 0,91	+ 1,84 1,52 1,26 1,15 1,08 1,02 0,91	+ 1,79 1,48 1,24 1,18 1,08 1,01 0,91	+ 1,73 1,44 1,21 1,12 1,06 1 0,91	1,92 1,64 1,38 1,18 1,09 1,05 0,99 0,91	1,76 1,51 1,29 1,12 1,05 1,02 0,97 0,91	1,27 1,12 1,02 0,97 0,95 0,94 0,92 0,91	-- -- -- -- -- -- -- --	1,54 1,41 1,26 1,13 1,07 1,04 0,99 0,92	1,51 1,39 1,25 1,13 1,07 1,03 0,99 0,92	1,49 1,37 1,24 1,12 1,06 1,03 0,99 0,92	1,46 1,34 1,22 1,11 1,06 1,08 0,99 0,92	1,42 1,31 1,2 1,1 1,05 1,02 0,98 0,92	1,36 1,26 1,16 1,07 1,03 1,0 0,97 0,92	1,21 1,12 1,05 0,99 0,97 0,96 0,94 0,92	-- -- -- -- -- -- -- --
Систематических ?охл= 40 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	+ 1,75 1,43 1,17 1,06 1,0 0,93 0,82	+ 1,7 1,39 1,15 1,05 0,99 0,92 0,82	1,94 1,64 1,35 1,13 1,03 0,98 0,91 0,82	1,84 1,56 1,3 1,09 1,01 0,96 0,9 0,82	1,69 1,44 1,21 1,04 0,97 0,93 0,88 0,82	1,26 1,08 0,96 0,89 0,86 0,85 0,84 0,82	-- -- -- -- -- -- -- --	-- -- -- -- -- -- -- --	1,45 1,32 1,18 1,05 0,99 0,96 0,91 0,84	1,42 1,30 1,17 1,04 0,99 0,95 0,91 0,84	1,39 1,28 1,15 1,04 0,98 0,95 0,91 0,84	1,36 1,25 1,13 1,02 0,97 0,94 0,9 0,84	1,31 1,2 1,1 1,0 0,96 0,93 0,89 0,84	1,19 1,1 1,01 0,94 0,91 0,89 0,87 0,84	-- -- -- -- -- -- -- --	-- -- -- -- -- -- -- --
Аварийных ?охл=-20 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 2 1,9 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6	2 1,9 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	2 1,9 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	2 1,9 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	2 1,8 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	1,9 1,8 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	1,9 1,8 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	1,9 1,8 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5	1,9 1,8 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5
Аварийных ?охл=-10 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 2 1,8 1,7 1,6 1,6 1,5	2 2 2 1,8 1,7 1,6 1,6 1,5	2 2 2 1,8 1,7 1,6 1,5 1,5	2 2 2 1,8 1,6 1,6 1,5 1,5	2 2 2 1,8 1,6 1,6 1,5 1,5	2 2 2 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5	2 2 1,9 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5	1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5	1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5	1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5	1,9 1,8 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,9 1,8 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,9 1,8 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
Аварийных ?охл=0 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 2 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5	2 2 2 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5	2 2 2 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5	2 2 1,9 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5	2 2 1,9 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5	2 2 1,9 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5	2 2 1,9 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5	2 2 1,8 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5	1,9 1,8 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,9 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,7 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5	1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
Аварийных ?охл= 10 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2 2 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2 2 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2 2 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2 2 1,8 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2 2 1,8 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2 2 1,8 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4	2 1,9 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4	1,8 1,7 1,6 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,8 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,8 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,8 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,6 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4
Аварийных ?охл= 20 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 1,8 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3	2 2 1,8 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3	2 2 1,8 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3	2 2 1,8 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3	2 2 1,7 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3	2 2 1,7 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3	2 1,8 1,7 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3	2 1,8 1,6 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4
Аварийных ?охл=30 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 1,8 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2	2 2 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2	2 2 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2	2 2 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2	2 1,9 1,6 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2	2 1,9 1,6 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2	2 1,8 1,5 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2	1,9 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,7 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3	1,6 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3	1,6 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3	1,6 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3	1,6 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3	1,5 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3	1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3	1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3
Аварийных ?охл=0 0С
0,5 1 2 4 6 8 12 24	2 2 1,6 1,3 1,2 1,2 1,1 1,1	2 1,9 1,6 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1	2 1,9 1,6 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1	2 1,9 1,5 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1	2 1,8 1,5 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1	2 1,7 1,4 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1	1,9 1,6 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1	1,7 1,4 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1	1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2	1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
Примечание: 1.Знак + означает, что при данном режиме нагрузки расчётное значение К2доп >2, при этом по согласованию с изготовителем трансформатора допускаются его любые значения в интервале 1,5<К2доп <2.



Таблица 1.97 -Допустимые аварийные перегрузки (в долях номинального тока ) трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно без учёта начальной ( предшествующей ) нагрузки.

Продолжительность перегрузи в течении суток , ч.

Температура охлаждающего воздуха во время перегрузки

-20 0С и ниже

-10 0С

0 0С

10 0С

20 0С

30 0С

40 0С

М,Д

ДЦ

М,Д

ДЦ

М,Д

ДЦ

М,Д

ДЦ

М,Д

ДЦ

М,Д

ДЦ

М,Д

ДЦ

0,5 1 2 4 6 8 12 24

2 2 2 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6

1,9 1,8 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5

2 2 1,9 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5

1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

2 2 1,8 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5

1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

2 1,9 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4

1,6 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4

2 1,8 1,6 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3

1,5 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4

1,9 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2

1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3

1,7 1,4 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1

1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

Для подстанции 1 при К1 =0,71, tп = 6 ч, И=-19,1єС (для Иркутска) и системы охлаждения трансформатора Д по таблицам систематических перегрузок находим величину допустимого коэффициент систематической перегрузки К2доп = 1,53

Проверку осуществляем по выражению

К2 ? К2доп. (1.35)

Для первой подстанции К2 = 1,03? К2доп = 1,53, следовательно выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на систематическую перегрузку.

Если условие 1.35 не выполняется, то увеличивают мощность трансформатора на одну ступень и повторяют расчет.

Аналогично проверяем трансформаторы подстанции 4. Трансформаторы п/с 2,3,5 не испытывают систематических перегрузок и не требуют проверки.

Проверяем трансформаторы на аварийную перегрузку.

Проверку осуществляем только для 2-х трансформаторных подстанций при отключении одного из трансформаторов.

Определяем коэффициент

, (1.36)

Расчет выполняем для первой подстанции (П/С 1)

Если Кнтав*? 1 то трансформатор не испытывает аварийных перегрузок.

В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт ав*, рисунок 1.18.

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт ав* определяем время аварийной перегрузки tп ав .

Определяем коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме К1ав.

К1ав=, (1.37)

В формуле 1.37 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне аварийной перегрузке.

Определяем коэффициент аварийной перегрузки по графику .



= (1.38)

В выражении 1.38 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне аварийной перегрузки

Для первой подстанции

К1ав(пс1)=0,83;

(пс1) 1,43

По таблицам ГОСТ аварийных перегрузок (таблица 1.28), в зависимости от К1ав, tпав, эквивалентной температуры охлаждающей среды И и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К2доп ав.

Для подстанции 1 при К1ав =0,83, tпав = 18 ч, И=-19,1єС и системы охлаждения трансформатора Д по таблицам аварийных перегрузок находим величину допустимого коэффициент аварийной перегрузки К2допав = 1,6

Проверку осуществляем по выражению

К2ав ? К2допав. (1.39)

Для первой подстанции К2ав = 1,43? К2доп = 1,6, следовательно выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку.

Аналогично проверяем трансформаторы подстанции 2 и 3.

Если условие 1.39 не выполняется, то определяют допустимую мощность трансформатора в аварийном режиме

Sдоп=К2допав* Sнт (1.40)

Определяют необходимую мощность отключения нагрузки

Sоткл = Sм - Sдоп (1.41)

Проверяют

, (1.42)

где - удельный вес потребителей 3-ей категории в общей нагрузки подстанции.

Если условие 1.42 выполняется, то за счет отключения потребителей 3-ей категории в послеаварийном режиме трансформатор сможет нести оставшуюся нагрузку.

Если условие 1.42 не выполняется, то следует увеличить мощность трансформатора и повторить проверку на аварийную перегрузку.

После проверки номинальные данные трансформаторов сводим в таблицу 1.30

Таблица 1.30 Параметры выбранных трансформаторов класса 110 кВ.

№ П/С	Тип т-ра	SН, МВА	UВН, КВ	UНН, КВ	PХХ, КВт	PКЗ, КВт	UКЗ, ?	IXX, ?
1	ТДН-10	10	115	10,5	14	60	10,5	0,9
2	ТДН-16	16	115	10,5	21	85	10,5	0,85
3	ТДН-10	10	115	10,5	14	60	10,5	0,9
4	ТДН-10	10	115	10,5	14	60	10,5	0,9
5	ТДН-10	10	115	10,5	14	60	10,5	0,9

Аналогичную проверку выполняют для трансформаторов класса 150 кВ.

При этом следует помнить, что таблицы ГОСТ приведены для проверки трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно. При проверке трансформаторов класса 150 кВ и выше следует скорректировать величину И, увеличив ее на +20єС. То есть в нашем случае при проверке трансформаторов класса 150 кВ величину И следует принять равной -19,1+20 = 0,9 єС

1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

На выбор рационального варианта построения сети существенное влияние оказывают главные схемы электрических соединений понижающих подстанций

Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части станций и подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т. д.

Для подстанций с двумя напряжениями существуют типовых схемы, которые в зависимости от применяемых коммутационных аппаратов на стороне ВН можно разделить на две группы:

1) упрощенные схемы (на отделителях и короткозамыкателях) без выключателей или с сокращенным числом выключателей

2) схемы на выключателях

В соответствии с нормами технологического проектирования подстанций для четвертого района по гололедообразованию запрещается использование упрощенных схем на отделителях и короткозамыкателях.

В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей смежных подстанций на вновь сооружаемых подстанциях эти схемы применять не рекомендуется.

Рассмотрим наиболее часто используемые схемы главных соединений подстанций.

Наиболее простыми являются блочные схемы (Рисунки 1.19-1.25). Они применяются в разомкнутых сетях (радиальных или магистральных) на тупиковых или на ответственных подстанциях, присоединенных к одной или двум параллельным линиям напряжением до 330 кВ включительно.

Блочные схемы двух трансформаторных подстанций без перемычки применяются при небольшой длине линий- до нескольких километров, поскольку при этом вероятность отключения линии вместе с трансформатором относительно мала.

В сетях с двухсторонним питанием, кольцевых и сложно замкнутых применяются схемы транзитных подстанций (рисунки 1.25-1.28).

Схемы относятся к упрощенным семам с минимальным количеством выключателей.

Схемы применяются в качестве узловых подстанций при трех питающих линиях в сложно замкнутых сетях

Если на подстанции установлены трансформаторы с расщепленной обмоткой (трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА и более) то схемы соединений на стороне НН.

Линия (ЛЭП) подключена к шинам через линейный разъединитель QS3, линейный выключатель Q3 и два шинных разъединителя QS1 и QS2, один из которых находится во включенном и другой в отключенном состоянии.

Пример 1.7: Сформировать схемы электрических соединений для вариантов структурные схемы, которых приведены на рисунках 1.13-1.16.

Так как район проектирования относится к третьему району по гололедообразованию, то на проектируемых подстанций можно выбрать упрощенные схемы на отделителях и короткозамыкателях с минимальным числом выключателей.

Схемы электрических сетей приведены на рисунках 1.32-1.35.

2. Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

Выбор наиболее рационального варианта электрической сети осуществляется путем сопоставления технико-экономических параметров вариантов.

2.1 Технико-экономические показатели

Основными технико-экономическими показателями электрической сети являются:

К - капитальные вложения;

И - эксплуатационные расходы (издержки);

У - среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Последний показатель учитывается при выборе вариантов сети с учетом надежности. При этом следует помнить, что сопоставлению подлежат только те варианты сети, которые обеспечивают необходимую надежность, оговоренную в ПУЭ.

2.1.1 Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений на сооружение линий электропередачи Кл , подстанций Кпс и дополнительных капитальных вложений в топливно-энергетическую базу, необходимых для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.

К= Кл+ Кпс + Кдоп (2.1)

Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по составляемым сметам.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети состоят из затрат на изыскательские работы, подготовку трасс, стоимость опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтаж и другие работы и определяются по выражению

, (2.2)

где Коi - стоимость сооружения одного километра линии i-го участка сети. Для воздушных ЛЭП эта величина принимается по справочным данным /2/ в зависимости от напряжения ВЛ, сечения и материала провода, материала и конструкции опор и района по гололеду, тыс.р./км;

li - длина трассы i-го участка, км;

p - количество участков сети.

Укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей напряжением 35-220 кВ на железобетонных опорах приведены в таблицах 2.1 - 2.3

Таблица 2.1 - Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Опоры	Район по гололеду	Сечение проводов, мм2
		70	95	120	150
Железобетонные одноцепные	I	-	7,7	8,0	8,9
	II	-	8,3	8,4	8,9
	III	-	9,3	9,5	10,9
	IV	-	(10,9)	10,4	12,1
Железобетонные двухцепные с подвеской двух цепей	I	-	12,0	12,5	14,8
	II	-	12,7	13,1	14,8
	III	-	15,3	15,7	16,6
	IV	-	17,3	17,6	18,7



Таблица 2.2 - Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Опоры	Район по гололеду	Сечение проводов, мм2
		70	95	120	150	185	240
Железобетонные одноцепные	I	8,9	(9,2)	9,0	9,6	10,4	11,5
	II	(10,0)	(10,0)	9,5	9,8	10,7	11,5
	III	(12,3)	(11,9)	10,9	11,1	11,9	12,9
	IV	(13,9)	(13,1)	12,1	12,9	12,9	14,8
Железобетонные двухцепные с подвеской двух цепей	I	13,1	14,0	14,5	16,8	18,4	20,0
	II	(14,7)	14,7	15,1	16,8	18,4	20,0
	III	(17,8)	17,3	17,7	18,6	19,6	21,0
	IV	(19,3)	19,3	19,6	20,7	21,4	22,6

Таблица 2.3 - Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ, тыс. руб/км в ценах 1990 г.

Опоры	Район по гололеду	Сечение проводов, мм2
		120	150	185	240
Железобетонные одноцепные	I	10,6	10,9	12,0	12,9
	II	11,0	11,1	12,0	12,9
	II	(12,1)	12,0	12,9	13,5
	IV	(13,3)	13,0	13,3	15,2
Железобетонные двухцепные с подвеской двух цепей	I	17,4	18,3	19,9	21,8
	II	17,7	18,6	19,9	21,8
	II	17,9	20,0	21,3	22,4
	IV	19,8	21,5	22,5	23,9

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети вычисляются по выражению

, (2.3)

Kтрi - расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой подстанции, принимаемая по справочным данным /2/ или по таблице 2.4 в зависимости от номинальной мощности трансформатора и его класса напряжения;

КОРУ.ВНi, КЗРУ.ННi - соответственно укрупненный показатель стоимости открытого распределительного устройства со стороны высшего и низшего напряжения i-ой подстанции, который принимается в зависимости от напряжения (ВН) схемы ОРУ (ЗРУ), типов и количества выключателей по справочным данным /2/ или по таблицу 2.6;

Kв - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС, тыс.р, таблица 2.5;

Кпостi - постоянная часть затрат i-ой подстанции, включающая затраты на подготовку территории подстанции, на электроснабжение собственных нужд, стоимость здания опщеподстанционного пункта управления (ОПУ) и принимаемая в зависимости от общего количества выключателей по справочным данным или по таблице 2.7.

Таблица 2.4 - Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 35-150 кВ, тыс. руб. в ценах 1990 г.

35 кВ		110 кВ		150 кВ
Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.		Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.		Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.
1,0	16,2		2,5	47		4	50
1,6	17,3		4,0	52		16	88
2,5	19,9		6,3	64		32	100
4,0	24,0		10,0	70		63	154
6,3	27,5		16	88
10,0	39,0		25	100
16	50,0		40	122
25	55,0		63	144
			80	158

Таблица 2.5 - Укрупненные показатели стоимости ячеек ОРУ 35-220 кВ с выключателями, тыс. р. в ценах 1990 г.

Напряжение, кВ	Кол-во выклю- чателей	Характеристика схемы ОРУ	Выключатель
			воз- душ- ный	мас- ля- ный
35	до 3	Ответвление; мостик	19	12
	Более 3	Одиночная секционированная система шин	16	10
110	1	Мостик с одним выключателем в перемычке; ответвление	60	50
	2-4	Мостик с двумя выключателями в перемычке; треугольник; четырехугольник	40	30
	более 4	Схема со сборными шинами	36	26
150	1	Мостик с одним выключателем в перемычке; ответвление	80	-
	2-4	Мостик с двумя выключателями в перемычке; треугольник; четырехугольник	60	-
	более 4	Схема со сборными шинами	50	-
220	до 4	Мостик с выключателями; треугольник; четырехугольник	90	80
	более 4	Схема со сборными шинами	70	65

Таблица 2.6 - Укрупненные показатели стоимости ОРУ 110-150 кВ подстанций без выключателей в ценах 1990 г.

Схема соединений	Блок с отделителем	Два блока с отделителями	Два блока с отделителями с неавтоматической пере- мычкой	Два блока с отделителями с дополнительной линией
Однолинейная схема
Стоимость, тыс. руб	110 кВ	6,9	13	14,3	30,8
	150 кВ	12,4	29	29,4	73



Таблица 2.7 - Постоянная часть затрат на подстанции 35-220 кВ (в ценах 1990г.)

Напряжение, кВ	Присоединение подстанции к сетям на стороне высшего напряжения	Затраты, тыс. руб
35/10	Без выключателей	40
	С выключателями (на переменном оперативном токе)	45
	С выключателями (на постоянном оперативном токе)	100
110-150/10	Без выключателей	130
	С одним выключателем	200
	Более одного выключателя	250
110-150/35/10	Без выключателей	140
	С одним выключателем	230
	Более одного выключателя	280
220/110/10	Без выключателей	300
	До трех выключателей	400
	Более трех выключателей	600
220/35/10	Без выключателей	150
	До трех выключателей	250
	Более трех выключателей	450

Величина Kдоп может быть определена по выражению

Kдоб.= (крм кр ксн Кст ДРм + Ктт bт ДW), (2.4)

где: - коэффициент, учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания. Для сетей 110 кВ и более можно принять =1,05*1,1, для сетей 10-35 кВ =1,1*1,25);

крм - коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени (Крм= 0,85*1). В данном курсовом проекте величину Крм можно принять равной единице, так как условно считается, что все потребители имеют одинаковые графики нагрузки;

кр - коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции. Величину резерва мощности можно считать равной 10% от передаваемой мощности в сеть потребителей, то есть Кр=1,1;

ксн - коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции, для ГРЭС Ксн=1,03-1,04;

Кст - расчетная стоимость 1кВт мощности установленной на электростанции (Кст =60?85 руб/кВт для тепловых станций в ценах 1999 года);

ДРм- потери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших нагрузок,

Ктт - удельные капвложения в топливную базу, учитывающие затраты на добычу и транспортировку топлива (можно принять Ктт=28 руб/т.у.т в ценах 1990 г.);

bт - расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии (для современных ГРЭС средняя величина bт равна 300 г.у.т./кВт ч или
300*10-6 т.у.т./кВт ч);

ДW - потери электроэнергии в элементах электрической сети за год [кВт ч].

2.1.2 Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки) - это расходы на эксплуатацию линий и оборудования подстанций в течение одного года

И = Ил + Ипс + ИДW =

=

, (2.5)

где Ил, Ипс - ежегодные издержки на эксплуатацию линий и электрооборудования подстанций; ИДW - стоимость потерь электроэнергии; - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в процентах от капитальных затрат; - то же применительно к электрооборудованию подстанций.

Отчисления на амортизацию включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Для предотвращения повреждения все элементы сети подвергаются периодическим осмотрам и профилактическим испытаниям. Эти мероприятия финансируются из отчислений на текущий ремонт. Отчисления на обслуживание расходуются непосредственно на зарплату эксплуатационного персонала, а также на транспортные средства.

Ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание в процентах от капитальных затрат приведены в таблице 2.8

Таблица 2.8 - Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание элементов электрических сетей

Наименование элемента сети (вид основных фондов)	Нормы отчислений от капитальных вложений, %
	Амортизационные отчисления	Затраты на эксплуа- тацию	Всего
	на полное восстанов- ление	На капи- тальный ремонт	общие
Водушные линии 35-220 кВ на опорах:
деревянных	1,6	3,3	4,9	0,5	5,4
стальных и железобетонных	0,4	2,0	2,4	0,4	2,8
Силовое электротехническое оборудование и РУ
до 150 кВ включительно	2,9	3,5	6,4	3,0	9,4
220 кВ и выше	2,9	3,5	6,4	2,0	8,4

Стоимость потерь электроэнергии

ИДW =* ДW, (2.6)

где - стоимость одного кВт*ч потерь электроэнергии.

Величину можно условно считать равной действующей на момент проектирования величине ставки одноставочного тарифа или вычисляться по выражению

(2.7)

где a и b основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на момент проектирования.

Для приведения всех составляющих затрат в цены на момент проектирования необходимо все величины рублевых затрат принимаемых по таблицам 2.1-2.7 умножить на коэффициент приведения, значение которого можно принять равным кратности увеличения тарифа на электроэнергию по сравнению с прейскурантом 09-01 1990 года - кw

, (2.8)

где a0 и b0 - соответственно основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа по прейскуранту 09-01 на 1990г., которые можно принять равными:

a0 = 60 руб/кВт и b0 = 1,5 коп/кВт*ч.

Суммарные потери электроэнергии складываются из двух составляющих

, (2.9)

где - переменные потери электроэнергии в активных сопротивлениях продольной ветви схемы замещения ВЛ (проводах) и в обмотках силовых трансформаторов зависящие от нагрузки;

- условно-постоянные потери электроэнергии в сети (потери холостого хода силовых трансформаторов) не зависящие от нагрузки.

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети определяются по выражениям

(2.10)

(2.11)

где - переменные потери мощности в трансформаторах i-ой подстанции;

- переменные потери мощности в проводах j-го участка сети;

- потери холостого хода в трансформаторах i-ой подстанции.

? - время максимальных потерь (ч), определяемая по выражению

(2.12)

Потери мощности определяются по следующим выражениям

=, (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

где - потери короткого замыкания трансформатора i-ой подстанции;

Si- нагрузка i-ой подстанции;

n - количество трансформаторов на подстанции;

- номинальная мощность трансформаторов установленных на i- той подстанции;

- полная мощность протекающая по j-му участку сети;

- активное сопротивление продольной ветви схемы замещения линии (j-го участка);

- потери холостого хода трансформаторов установленных на i- ой подстанции.

Технические характеристики двухобмоточных трансформаторов 110-150 кВ приведены в таблицах 1.24-1.25.

2.2 Приведенные затраты

Выбор рационального варианта сети производится на основании технико-экономических расчетов и сопоставления конкурентоспособных вариантов по минимуму приведенных затрат.

В общем случае приведенные затраты (при сроке строительства сети в течение нескольких лет и неодинаковых ежегодных эксплуатационных расходах) определяются по формуле сложных процентов

, (2.16)

где T - расчетный период сооружения сети;

Кt - капитальные вложения в t-ом году;

- изменение эксплуатационных расходов t-го года по сравнению с предшествующим ему годом;

рн.п = 0,08 - норматив приведения разновременных затрат.

В учебном проекте условно принимается срок сооружения сети до одного года. В этом случае приведенные суммарные расчетные затраты по i-му варианту определяются по выражению