Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• Раздел 1. Электрическая часть
• 1.1 Выбор вариантов главной схемы
• 1.2 Выбор компенсирующих устройств
• 1.3.Выбор номинального напряжения сети
• 1.4 Выбор проводов ВЛ 110 кВ
• 1.5 Выбор опор
• 1.6 Выбор трансформаторов
• 1.7 Определение расчетной нагрузки подстанции
• 1.8 Регулирование напряжения в сети
• 1.9 Технико-экономический расчёт
• 1.10 Электрический расчет выбранного варианта
• 1.11 Расчет токов короткого замыкания
• 1.12 Выбор выключателей и разъединителей
• 1.13 Выбор трансформатора тока
• 1.14 Выбор трансформаторов напряжения
• 1.15 Выбор шин
• 1.15.1 Выбор гибких шин на 35 КВ
• 1.15.2 Выбор гибких шин на 110 КВ
• 1.16 Выбор изоляторов
• 1.16.1 Выбор изолятора на 110 КВ
• 1.16.2 Выбор изоляторов на 35 КВ
• 1.17 Описание открытого распределительного устройства
• 1.18 Расчет заземления
• Раздел 2. Релейная защита
• 2.1 Релейная защита трансформаторов понижающих подстанций
• Раздел 3. Экономика
• 3.1 Энергетические показатели сети
• Раздел 4. Безопасность жизнедеятельности
• 4.1 Электромагнитное поле его влияние на природу и человека
• Раздел 5. Индивидуальное задание
• 5.1 Монтаж распределительных устройств и подстанций
• Раздел 6. Исследовательская часть
• 6.1 Методы измерения нагрузки и напряжения в различных точках сети
• Список используемой литературы

Введение

Электрические сети служат для передачи электроэнергии от электростанций и распределения ее между потребителями. Практически вся вырабатываемая электроэнергия может передаваться на весьма большие расстояния - в десятки сотни и тысячи километров, многократно преобразоваться и изменяется количественно и качественно. Электросети состоят из линии и трансформатора. Трансформаторы служат для изменения передаваемой электроэнергии токов и напряжения. Трансформаторы устанавливаются на подстанциях вместе с коммутационной аппаратурой - выключателями, разъединителями и т.д., с помощью которых производится включение и отключение элементов сети. В зависимости от местных условий значение напряжения и токов линии измеряется достаточно широко.

Электроприемники представляют собой устройства, преобразующие электроэнергию в другие виды энергии - тепловую, световую, механическую и т.д. Группа электроприемников присоединенных с помощью электросети к общему пункту, от которого происходит питание их электроэнергии, называется потребителем электроэнергии. Назначение электросетей и электроэнергетических систем и их развитие: основным назначением электросетей является электроснабжение потребителей. Электросети служат для присоединения электроприемников и потребителей в целом к источникам питания. Эта задача является достаточно сложной в связи с большим количеством электроприемников и значительной территорией, на которой они расположены.

Вторым значением электросетей является передача электроэнергии от места ее выработки к месту потребления. Развитие линии электропередачи обеспечивает объединение электростанции между собой и потребителем, т.е. создание электроэнергетических систем.

Роль электросетей: вопросы составления электробаланса страны определение перспектив развития отдельных районов и использование сырьевых ресурсов районов, и использование сырьевых ресурсов выбора мощности и место рождения электростанций, размещение крупных энергопредприятий, объединение энергосистем не могут быть решены без учета электросетей. При этом нельзя выбирать отдельно наивыгоднейшие параметры электростанций электросетей и т.д. Эти вопросы необходимо решать комплексно с учетом взаимного влияния таким образом, чтобы было обеспечено наиболее эффективное и рациональное использование имеющихся энергоресурсов. Выбор мест размещения устройств АУР в энергосистеме в значительной мере зависит от схемы присоединения к ней электростанций.

Осеннее-зимний период 2005 - 2006г. был для российской электроэнергетики необычным. Прежде всего, впервые за последние 3 года отличено сопротивление объема электропотребления в стране, и еще более существенное сокращение общего объема выработки электроэнергии в РАО «ЕЭС России» (по сравнению с соответствующим предыдущим периодам этот объем сократится примерно на 4, 5%). Причина не только в тепловой зиме, ведь реальное сокращение объема электропотребления было незначительным 33, 2% уровня 200%.

Электроэнергетика России - базовая отрасль экономики страны, обеспечение электроэнергией народное хозяйство и населения, осуществляется экспорт электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья. Ее развитие происходит практически полностью на базе отечественного оборудования, подавляющая часть которого не уступает по своим технико-экономическим показателям лучшим зарубежным образцом. На сегодня все оборудования электростанций и сетей России в основном является отечественным.

ЕЭС России и ныне предоставляет уникальный электроэнергетический комплекс, объединяющий 66 электростанций (всего их в стране 95) , около 550 электростанций (из 600 по стране) с суммарной установленной мощностью примерно 194 млн. кВт (из 216 млн. кВт), а также более 2, 2 млн. км. электросетей всех классов напряжения (из 2, 5 млн. км. ), в том числе около 400 тыс. км. ( из 440 тыс. км. ). ЛЭП напряжением 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ, трансформаторные подстанции общей мощностью почти 400 млн. кВА (из 530 млн. кВА).

Проектирование районных электрических сетей расположено в городе Пермь.

Город Пермь расположен на востоке европейской части России, на берегах реки Камы, крупнейшего левого притока Волги, к югу от устья реки Чусовой. Кама выполняет роль градообразующей оси: город протянулся вдоль неё на 70км и на 40 км вглубь суши. Благодаря Каме, Пермь связана водными путями с пятью европейскими морями: Каспийским,Белым, Чёрным, Азовским и Балтийским. Рельеф в черте города -- всхолмленная равнина в долине реки Камы. Левый берег выше правого, сильнее расчленен логами и оврагами. Особенностью Перми является то, что в пределах города течёт множество малых рек, которые протекают преимущественно по многочисленным городским оврагам. Это затрудняет транспортное сообщение между районами города. Близость Камского водохранилища вызывает повышенную влажность. Среднемесячная влажность воздуха составляет от 60 % в мае до 84 % в ноябре, среднегодовая -- 75 %. Годовая норма осадков составляет 638 мм; максимальное количество осадков обычно приходится на июнь-август, а минимальное на февраль-март. Зимой высота снежного покрова может достигать 111 см. Однако обычно в конце зимы составляет чуть более 60 см. Иногда незначительное количество снега может выпасть и в летний период. Город оказывает сильное тепловое воздействие на окружающую среду, в результате чего климат города отличается от пригородной зоны более высокой среднегодовой температурой.

Раздел 1. Электрическая часть

1.1 Выбор вариантов главной схемы

Главная схема электрических подстанций - это совокупность основного электрооборудования, сборных шин, коммутационной аппаратуры. Главная схема электрической станции выбирается с учётом развития электрической сети энергосистемы или схем электроснабжения района.

Схемы электрической станции должны удовлетворять следующие требования:

1. обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей электрических станций и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и последовательном режиме;

2. учитывать перспективу развития;

3. допускать возможность постепенного развития или расширения распределительного устройства всех напряжений;

4. учитывать требования противоаварийной автоматики;

5. обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ, на отдельных элементах схемы без отключения соединительных присоединений.

Анализ существующих схем соединения сети позволил для проектируемой районной сети наметить пять вариантов, которые представлены на рисунке 1.



Радиальное резервирование.

Под радиальной схемой понимают такой способ распределения электроэнергии, при котором каждая подстанция питается по отдельной ЛЭП.

Достоинства: высокая надежность и удобство автоматизации, вывод из строя одной ЛЭП, не оказывает влияния на работу ЛЭП, так как аварии анализируются действием защитных аппаратов в поврежденной схеме. Радиальная схема позволяет отключить сеть, не загружая трансформатор в момент минимальной нагрузки, а при аварии питать потребителей от трансформатора используя его перегрузочную способность, что дает возможность частично или полного резервирования и создает удобство при эксплуатации, особенно при проведении ремонтных работ.

Недостатки: большие затраты на сооружение этих схем, связанные со стоимостью проводникового материала и распределительных щитов с большим количеством защитных аппаратов, а также недостаточный гибкостью сети при изменении технологического процесса.

Смешано-резервированная.

Смешанные схемы сочетают в себе элементы радиальной и магистральной схемы, также сочетание позволяет добиться большей надежности, меньшими затратами и простоты в эксплуатации. Эти схемы обеспечивают кратчайший путь передачи электроэнергии от источника питания и потребителю, благодаря чему сокращается расход проводниковых материалов, коммутационных аппаратов, а также уменьшает потери электроэнергии.

Опоры ВЛ делятся на анкерные и промежуточные. Опоры этих двух основных групп различаются способом подвески проводов. На промежуточных спорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов. Расстояние между промежуточными опорами называется пролетом или промежуточным пролетом. Опоры анкерного типа служат для натяжения проводов, на этих опорах провода подвешиваются с помощью подвесных гирлянд. Анкерные опоры значительно сложнее и дороже промежуточных опор и поэтому число должно быть минимальным.

Промежуточные - прямые опоры устанавливаются на прямом участке ВЛ для поддерживания проводов в пролете. Промежуточная опора дешевле и проще в изготовлении чем анкерные, так как благодаря одинаковому стяжению провода, т. е. в нормальном режиме не испытывают усилий вдоль линии. Промежуточные опоры составляют не менее 80-90% общего числа опор ВЛ.

Опоры бывают: деревянные, железобетонные, металлические.

Магистральные схемы.

Магистральные схемы обеспечивают кратчайший путь передачи электроэнергии от источника к потребителям благодаря чему, сокращается расход проводникового материала и коммутационной аппаратов, а также уменьшаются потери электроэнергии . При использование этой схемы отпадает необходимость в громоздком и дорогом распределительном устройстве. Преимущество магистральных схем позволяет рекомендовать их во всех случаях, когда этому не препятствует какие- либо местные условия.

Недостатки: эти схемы обладают несколько пониженной надежностью. Поскольку при КЗ в этой схеме отключаются все питающиеся в нее потребители.

1.2 Выбор компенсирующих устройств

Целью установки компенсирующих устройств в первую очередь является воздействие на параметры режима. При этом учитываются как технические требования, так и условия экономичности. Изменение генерируемой реактивной мощности в отдельных узлах электрической сети приводит к изменению передаваемой реактивной мощности по участкам сети, а, следовательно, к изменению режима напряжений в сети и значений токов в её элементах.

Снижение реактивных токов по участкам сети приводит к уменьшению полного тока на соответствующих участках, а следовательно, к снижению потерь активной и реактивной мощности и потерь энергии.

В питающих сетях напряжением до 110 кВ распределение реактивной мощности обычно ограничивается параметрами режима. Поэтому определение потребляемой суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств по условиям баланса реактивной мощности даже в пределах одной ступени напряжения не может считаться достаточным

Обычно определяющими могут оказаться послеаварийные режимы работы сети. Несколько усложняется и учёт условий экономичности. При этом необходимо считаться с влиянием распределения реактивной мощности в сети на режим напряжения и изменения режима напряжений на потери активной мощности в сети.

1. Определяю tq ц

tq ц = (v1-cos² ц)/cosц

tq ц ₁ =0,63 tq ц ₂=0,5 tq ц ₃=0,57 tq ц ₄=0,67

2.Определяю наибольшее значение реактивной мощности сети

Q_нб = Р_{нб *}tq ц

Q_нб1 = 42*0,63=26,46ВАр Q_нб3 = 62*0,57=35,34 МВАр

Q_нб2 = 52*0,5=26ВАр Q_нб4 = 63*0,67=42,21МВАр

3.Определяю реактивную мощность КУ

Q_к = Р_{нб *} (tq ц - tq ц _э)

Q_к1 =42*(0,63-0,3)=13,86МВАр Q_к3 =52*(0,57-0,3)=16,74МВАр

Q_к2 =52*(0,5-0,3)=10,4МВАр Q_к1 =63*(0,67-0,3)=23,31МВАр

4.Определяю остаточную реактивную мощность

Q_ост = Q_нб -Q_к

Q_ост1 =26,46-13,86=12,6МВАр Q_ост3 =35,34-16,44=18,6МВАр

Q_ост2 =26-10,4=15,6МВАр Q_ост4 =42,21-23,31=18,9МВАр

5.Определяю регулируемую мощность

Q_р = Р_{нб *} tq ц _э+ Q_ост

Q_р1 =42*0,3+12,6=25,2МВАр Q_р3 =62*0,3+18,6=37,2МВАр

Q_р2 =52*0,3+15,6=31,2МВАр Q_р4 =63*0,3+18,9=37,8МВАр

Выбираю КУ типа КСВ 32-10У1 и КСВБ 50-11 У1

1.3.Выбор номинального напряжения сети

Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от мощности нагрузки, удалённости их от источника питания, расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети, способа регулирования напряжения и др. Чем больше передаваемая по линии мощность и расстояние, на которое она передаётся, тем выше должно быть номинальное напряжение по техническим и экономическим нормам.

1. Вариант.

U_ном=1000/500/ L +2500/ Р_max

U_А-1=1000/500/ 50+2500/42=120 кВ

U_А-2=1000/500/ 50 +2500/ 52=131 кВ

U_А-3=1000/500/ 50+2500/ 62=142 кВ

U_А-4=1000/500/ 50 +2500/ 63=142 кВ

2 Вариант.

U_ном=1000/500/ L +2500/ Р_max

U_А-1=1000/500/ 50+2500/ 42=120 кВ

U_А-2=1000/500/ 50+2500/ 52=131 кВ

U_А-3=1000/500/ 0 +2500/ 62=142 кВ

U_А-4=1000/500/ 75+2500/ 63=147 кВ

Для обоих вариантов по полученным результатам выбираю U_ном= 110кВ

1.4 Выбор проводов ВЛ 110 кВ

Воздушные линии электропередачи напряжением 110кВ и выше длиной до 300-400км обычно представлены П-образной схемой замещения. В этой схеме активное сопротивление равно удельному сопротивлению, умноженному на длину линии. Активное сопротивление при частоте 50Гц равно омическому сопротивлению. Удельное сопротивление сталеалюминевых и других проводов определяется в зависимости от поперечного сечения.

Сечение проводов выбираю по максимальной нагрузке линий I_max

S_ном = P_max / COS I_max = S_ном/v3*U_ном

S_{ном 1} =42/0,82=51,2МВА I_max1 =51,2/3*110=0,273=10³=273А

S_{ном 2} =52/0,88=59,1МВА I_max2 =59,1/187=0,316=316А

S_{ном 3} =62/0,85=72,9МВА I_max3 =72,9/187=0,389=389А

S_{ном 4} =67/0,8=83,75МВА I_max4 =83,75/187*0,447=447А

Таблица 2. Технические данные проводов

№ПС	Тип провода	R0 , Ом/км	Худ, ом/км	bуд ,См	qуд,Мвар
1	АС-95/16	30,6	43,4	2,61	3,5
2	АС-120/19	24,9	42,7	2,66	3,55
3	АС-120/19	24,9	42,7	2,66	3,55
4	АС-150/24	19,8	42	2,7	3,6

Расчёты для 1 варианта.

1 Подстанция

R₁ = (R₀/100)* L ₁ = (30,6/100)*50=15,3 Ом

Х₁=(43,4/100)*50=21,7ом

b₁ =(2,61/100)*50=1,305См

q₁ =(3,5/100)*50=1,75Мвар

2. Подстанция

R₂ =(24,9/100)*50=12,45 ом

Х₂=(42,7/100)*50=21,35ом

b₂ =(2,66/100)*50=1,33См

q₂ =(3,55/100)*50=1,775Мвар

3. Подстанция

R₃ =(24,9/100)*50=12,45ом

Х₃=(42,7/100)*50=21,35ом

b₃ =(2,66/100)*50=1,33См

q₃ =(3,55/100)*50=1,775Мвар

4 Подстанция

R₄ =(19,8/100)*50=9,9 ом

Х₄=(42/100)*50=21ом

b₄ =(2,7/100)*50=1,35См

q₄ =(3,6/100)*50=1,8Мвар

Расчёты для 3 варианта.

1. Подстанция 2. Подстанция

R₁ =(30,6/100)*50=15,3 ом R₂ =(24,9/100)*50=12,45 ом

Х₁=(43,4/100)*50=21,7 ом Х₂=(42,7/100)*50=21,35ом

b₁ =(2,61/100)*50=1,305 См b₂ =(2,66/100)*50=1,33См

q₁ =(3,5/100)*50=1,75Мвар q₂ =(3,55/100)*50=1,775Мвар

3 Подстанция 4 Подстанция

R₃ =(24,9/100)*50=12,45 ом R₄ =(19,8/100)*75=14,85ом

Х₃=(42/100)*75=31,5ом Х₄=(42/100)*75=31,5ом

b₃ =(2,66/100)*50=1,33 См b₄ =(2,7/100)*75=2,025См

q₃ =(3,55/100)*50=1,775Мвар q₄ =(3,6/100)*75=2,7Мвар

1.5 Выбор опор

Опоры высоковольтных линий делятся на анкерные и промежуточные. Опоры этих двух основных групп различаются способом подвески проводов. На промежуточных опорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов. Расстояние между промежуточными опорами называют промежуточным пролётом, а расстояние между анкерными опорами называют анкерным пролётом. Опоры анкерного типа служат для натяжения проводов, на этих опорах провода подвешивают с помощью подвесных гирлянд. Анкерные опоры значительно дороже и сложнее промежуточных и поэтому число их на каждой линии должно быть минимальным.

Промежуточные прямые опоры устанавливают на прямых участках высоковольтных линий для поддержания проводов в анкерном пролёте. Промежуточные опоры дешевле и проще в изготовлении, чем анкерные, так как благодаря одинаковому тяжению проводов по обеим сторонам она при необорванных проводах, то есть в нормальном режиме, не испытывает усилий вдоль линии. Промежуточные опоры составляют не менее80-90% общего числа опор.

Опоры бывают деревянными, железобетонными, металлическими. Достоинством деревянных опор является. Малая стоимость и простота изготовления. Металлические опоры достаточно металлоёмкие и требуют окраски в процессе эксплуатации для защиты от коррозии.

При проектировании я выбрал железобетонные опоры, марки ПС220/2. Так как они долговечны, требуют меньше металла, просты в обслуживании и поэтому широко применяются на высоковольтных линиях напряжением 500 КВ.

Расположение проводов и тросов бывает:

по вершинам треугольника;

горизонтальное;

обратная ёлка;

бочка.

Расположение проводов треугольником применяется на линиях 20 КВ и на одноцепных линиях35-330 КВ с металлическими и железобетонными опорами.

Горизонтально расположение проводов применяется на линиях 35-220 КВ с деревянными опорами.

На двухцепных линиях расположение проводов обратной ёлкой, это удобнее по условиям монтажа, но увеличивает массу опор и требует подвески двух защитных трасов.

1.6 Выбор трансформаторов

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является, таким образом, технико-экономической задачей.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции, считая с года ввода трансформатора.

Мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 0,65-0,7 максимальной нагрузки подстанции для обеспечения питания всех потребителей при аварийном выходе одного трансформатора.

Выбор трансформатора производим с учётом 40% перегрузки.

S_тном1 = МВА; S_тном2 = МВА

S_тном3 = МВА; S_тном4 = МВА

S_тном4+ S_{тном3=83,3МВА}

По полученным значениям выбираем трансформаторы, технические параметры приведены в таблице 3.

Таблица 3. Технические данные трансформаторов

№	Марка трансформатора	Sном,МВА	Вн, кВ	НН, кВ	Uk, %	Ix, %	Px, кВт	Pk, кВт	Цена, т.р.
1	ТРДН40000/110	40	115	10,5	10,5	0,55	34	170	88
2,4	ТРДН6300/ 110	63	115	10,5	10,5	0,5	50	245	110
3	ТДН63000/110	63	115	38.5	10.5	0.5	50	245	48
5	ТДН8000/110	80	115	38.5	10.5	0.5	58	310	126
6	ТРДНС4000/35	40	36.75	10.5	12.7	0.5	31	170	79

ТРДН-40000/110 - трансформатор 3-х фазный с расщепленной обмоткой и с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с естественным охлаждением, 000 номинальная мощность, 110 напряжение.

ТРДНС-40000/110 - трансформатор 3-х фазный с расщепленной обмоткой и с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с естественным охлаждением, 63000 номинальная мощность, 110напряжение.

ТДН-63000/110 - трансформатор 3-х фазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с естественным охлаждением, 63000 номинальная мощность, 110 напряжение.

Схема замещения показана с разомкнутой обмоткой, а к первичной подводится номинальное напряжение. Ток продольной части схемы равен 0, а к поперечной приложено номинальное напряжение. Трансформатор потребляет мощность равную потерям холостого хода. Проводимости определяются выражением, где напряжения выражены в киловольтах, а мощности в мегаваттах и мегаварах. Потери активной мощности в стали определяются в основном напряжением и приближенно предполагаются не зависящими от тока и мощности нагрузки.

Расчет потерь в трансформаторах.

1 Вариант.

Для ТРДН 40000/110

а) Сопротивления

R_тв = Р_к*U_н² *10^-3/2*S_н² = 0,17*115²*10^-3/2*40² = 0,4 Ом

R_тн1 =R_тн2=2* R_тв =1,4 Ом

Х_тв = (U_квн% U_н²/(100 S_н))*(1-Кр/4) = (10,5 115²/(100 40))(1-1,71/4) = 19,86 Ом

Х_тн1% = Х_тн2% =(U_квн% U_н²/(100 S_н))*(Кр/2)= (10,5 115²/(100 40))( 1,71/2) = 9,4 Ом

б) Потери

Р1=п Р_х+(Р_к S/пS) =2*34 +(170*36,6²/2*40² )=0,139 МВт

Q = (пI_x% S_н)/100 + U_к% S/(п100 S_н ) = ((2*0,55*40)/100)+((10,5*36,6²)/(2*100*40)) = 2,2 МВАр

Для ТРДН 63000/110

а) Сопротивления

R_тв = Р_к*U_н² *10^-3/2*S_н² = 0,245*115²*10^-3/2*63² = 0,23Ом

R_тн1 =R_тн2=2* R_тв =0,8 Ом

Х_тв = (U_квн% U_н²/(100 S_н))*(1-Кр/4) = (10,5 115²/(100 63))(1-1,71/4) = 12,62 Ом

Х_тн1% = Х_тн2% =(U_квн% U_н²/(100 S_н))*(Кр/2)= (10,5 115²/(100 63))( 1,71/2) =12,7Ом

б) Потери

Р=п Р_х+(Р_к S/пS) =2*50 +(245*42,2²/2*63² )=0,155 МВт

Q = (пI_x% S_н)/100 + U_к% S/(п100 S_н ) =

((2*0,5*63)/100)+((10,5*42,2²)/(2*100*63))=2,13МВАр

Р2=п Р_х+(Р_к S/пS) =2*50 +(250*52,07²/2*63² )=0,185 МВт

Q = (пI_x% S_н)/100 + U_к% S/(п100 S_н ) = ((2*0,45*63)/100)+((10,5*42,2²)/(2*100*63))=2,8 МВАр

Для ТДН 40000/35

а) Сопротивления

R_тв = Р_к*U_н² *10^-3/2*S_н² = 0,25*36,75²*10^-3/2*63² = 0,02 Ом

R_тн1 =R_тн2=2*R_тв =0,8 Ом

Х_тв = (U_квн% U_н²/(100 S_н))*(1-Кр/4) = (12,7 115²/(100 63))(1-1,71/4) = 1,56 Ом

Х_тн1% = Х_тн2% =(U_квн% U_н²/(100 S_н))*(Кр/2)= (10,5 115²/(100 63)) =22,04 Ом

б) Потери

Р=п Р_х+(Р_к S/пS) =2*50 +(245*59,8²/2*63² )=0,11 МВт

Q = (пI_x% S_н)/100 + U_к% S/(п100 S_н ) = ((2*0,5*63)/100)+((10,5*59,8²)/(2*100*63))=3,6 МВАр

3 Вариант

Для ТРДН 40000/110

а) Сопротивления

R_тв = Р_к*U_н² *10^-3/2*S_н² = 0,17*115²*10^-3/2*40² = 0,4 Ом

R_тн1 =R_тн2=2* R_тв =1,4 Ом

Х_тв = (U_квн% U_н²/(100 S_н))*(1-Кр/4) = (10,5 115²/(100 40))(1-1,71/4) = 19,86 Ом

Х_тн1% = Х_тн2% =(U_квн% U_н²/(100 S_н))*(Кр/2)= (10,5 115²/(100 40))( 1,71/2) =29,4Ом

б) Потери

Р1=п Р_х+(Р_к S/пS) =2*34 +(170*36,6²/2*40² )=0,139 МВт

Q = (пI_x% S_н)/100 + U_к% S/(п100 S_н ) = ((2*0,55*40)/100)+((10,5*36,6²)/(2*100*40))=2,2 МВАр

Для ТДН 80000/110

а) Сопротивления

R_тв = Р_к*U_н² *10^-3/2*S_н² = 0,31*115²*10^-3/2*80² = 0,3Ом

R_тн1 =R_тн2=2*R_тв =0,64 Ом

Х_тв = (U_квн% U_н²/100 S_н)*(1-Кр/4) = (10,5 115²/(100 80))(1-1,71/4) = 17,3Ом

Х_тн1% = Х_тн2% =U_квн% U_н²/100 S_н= 10,5 115²/100 80 = 17,3 Ом

б) Потери

Р1=п Р_х+(Р_к S/пS) =2*58 +(310*63,3²/2*80² )=0,213 МВт

Q = (пI_x% S_н)/100 + U_к% S/(п100 S_н ) = ((2*0,45*80)/100)+((10,5*63,3²)/(2*100*80))=3,3 МВАр

Для ТРДНС 40000/35

а) Сопротивления

R_тв = Р_к*U_н² *10^-3/2*S_н² = 0,17*36,75²*10^-3/2*40² = 2,4Ом

R_тн1 =R_тн2=2* R_тв =0,14 Ом

Х_тв = (U_квн% U_н²/(100 S_н))*(1-Кр/4) = (12,7*36,75²/(100*40))(1-1,71/4) = 0,07 Ом

Х_тн1% = Х_тн2% =(U_квн% U_н²/(100 S_н))*(Кр/2)= (12,7*36,75²/(100*40))( 1,71/2) = =3,57 Ом

б) Потери

Р=п Р_х+(Р_к S/пS) =2*31 +(170*36,6²/2*40² )=0,133 МВт

Q = (пI_x% S_н)/100 + U_к% S/(п100 S_н ) = ((2*0,5*40)/100)+((12,7*36,6²)/(2*100*40))=3,6МВАр

1.7 Определение расчетной нагрузки подстанции

Расчет нагрузки подстанции осуществляется для определения мах и min режимов. Этот расчет необходим также для определения потерь в линии, определения мощности трансформаторов.

Несовпадение во времени максимумов нагрузки отдельных потребителей, питающихся от общих элементов электроснабжения, приводит к тому, что результирующая расчетная нагрузка данного элемента меньше суммы нагрузок, присоединенных потребителей.

Расчетная нагрузка рассматриваемого элемента электроснабжения может определяться суммированием графиков всех потребителей. Однако такой метод не находит практического применения из-за большой трудоемкости.

Определение расчетной нагрузки элементов сети производится, как правило, с использованием коэффициентов разновременности, максимума элементов низших ступеней электроснабжения.

S_расч = Р_нагр+ Р + j(Q_нагр+ Q- Q_с^н)

Q_с^н =0,5* U_ном ^2*b

1 Вариант.

Q_с1^н =0,5*110² *1,3=0,8МВАр

Q_с2^н =0,5*110² *1,33=0,8 МВАр

Q_с3^н =0,5*110² *1,33=0,8МВАр

Q_с4^н =0,5*110² *1,35=0,8 МВАр

S_расч1 =42+0,139+ j(26,46+2,2-0,8)=42,13+ j27,86 МВА

S_расч2 =52+0,155+ j(26+2,13-0,8)=52,15+ j27,33 МВА

S_расч3 =62+0,185+ j(35,34+2,8-0,8)=62,18+ j37,34 МВА

S_расч4 =67+0,11+ j(42,21+3,6-0,8)=67,11+ j45,01 МВ

3 Вариант.

Q_с1^н =0,5*110² *0,8=0,484 МВАр

Q_с2^н =0,5*110² *0,8=0,484 МВАр

Q_с3^н =0,5*110² *1,2=,735 МВАр

Q_с4^н =0,5*110² *0,82=1,2 МВАр

S_расч1 =42+0,133+ j(26,46+2,5-0,8)=42,13+ j28,16МВА

S_расч2 =52+0,155+ j(26+2,13-0,8)=52,15+ j27,33 МВА

S_расч3 =62+0,213+ j(35,34+3,3-0,8)=62,21+ j37,84 МВА

S_расч4 =67+0,11+ j(42,21+3,6-1,2)=67,11+ j44,61 МВА

Определяю падение U в узловых точках.

U = U_мax-(Р* R + Q_нб* Х)/ U_мax

1 Вариант.

U₁ =117-(42*15,3+26,46*21,7)/117=106,6кВ

U₂ =117-(52*12,45+26*21,35)/117=106,7 кВ

U₃ =117-(62*12,45+35,34*21,35)/117=104кВ

U₄ =117-(67*9,9+42,21*21)/117=103,8кВ

3 Вариант.

U₁ =38,5-(42*15,3+26,46*21,7)/38,5=106,6кВ

U₂ =117-(52*12,45+26*21,35)/117=106,7 кВ

U₃ =117-(62*12,45+35,34*2135)/117=104кВ

U₄ =117-(67*14,85+42,21*31,5)/117=97,1кВ

1.8 Регулирование напряжения в сети

Регулирование напряжения является задачей, общей для всех сетей. При их проектировании всегда возникает задача выбора регулирующего устройства. При этом производится выбор типа устройства, их размещение по сети и оснащение автоматическими регуляторами. В качестве регулирующих могут быть использованы и компенсирующие устройства, которые практически всегда требуются для обеспечения технических требований и условий экономичности.

Задача выбора регулирующих устройств несколько упрощается, так как имеются типовые решения, которые применимы в большинстве практических случаев. Отличие может быть обусловлено только особыми местными условиями. Определённые трудности могут возникнуть в связи с необходимостью согласования законов регулирования для отдельных устройств. В большей мере это относится к условиям последующей эксплуатации.

Ниже приведены основные положения, которые являются общими и должны реализоваться при проектировании всех электрических сетей. К ним относится, прежде всего, приложение о необходимости применения регулируемых трансформаторов на всех приёмных подстанциях, включаемых в питающие сети и осуществляющих электроснабжение распределительных сетей.

Современные понижающие трансформаторы с высшим напряжением 35 КВ и более, как правило, снабжаются устройствами РПН. При этом трансформаторы имеют достаточно большой регулировочный диапазон.

Нерегулируемые трансформаторы могут устанавливаться только в отдельных частных случаях, например, при достаточно постоянной нагрузке и почти неизменно подводимом напряжении.

При проектировании новых электрических сетей на приёмных подстанциях предусматривается установка трансформаторов с РПН.

На подстанциях с неоднородными нагрузками целесообразно по возможности проводить разделение линий на группы с приблизительно одинаковыми графиками нагрузки для осуществления дифференциального централизованного регулирования с помощью линейных регуляторов. При этом на существующих подстанциях может не потребляться общее регулирование.

Для регулирования напряжения на каждой ступени трансформации независимо приходится применять дополнительные вольтодобавочные трансформаторы, которые должны включаться и в линии питающих сетей (35, 110 КВ и выше).

На подстанциях с регулируемыми источниками реактивной мощности и на станциях с шинами генераторного напряжения должна предусматриваться установка трансформаторов с РПН. Необходимость установки двух регулирующих устройств обусловлена наличием двух регулируемых параметров:

1. напряжение на шинах, к которым присоединены распределительные сети;

2. реактивная мощность, передаваемая в сеть высшего напряжения (или потребляемая из неё).

U^/_н = U_в/2+v U_в ²/4-Р_н * R_т - Q_нб* Х_т

U^/_н = U_в/2+v U_в ²/4-Р_н * R_т - Q_нб* Х_т

1 Вариант.

U^/ _н1=106,6/2+v (106,6) ²/4-42 * 0,4025 - 26,46* 19,86=101,2кВ

U^/_н2=106,7/2+v (106,7) ²/4-52 * 0,23- 26* 12,62=103,4кВ

U^/ _н3=104/2+v (104) ²/4-62 * 0,4 - 35,34*22,04=95,6кВ

U^/_н4=103,8/2+v (103,8) ²/4-67 *0,23- 42,21* 12,62=98,2кВ

3 Вариант.

U^/_н1=106,6/2+v (106,6) ²/4-42 * 0,07 - 26,46* 2,4=105.97кВ

U^/_н2=106,7/2+v (106,7) ²/4-52 * 0,23- 26* 12,62=103,4кВ

U^/_н3=104/2+v (104) ²/4-62 * 0,3 -35,34* 17,35=97,52кВ

U^/_н4=97,1/2+v (97,1) ²/4-67 * 0,23 -42,21* 12,62=98,2кВ

Определяю желаемое ответвление.

П _отв ^жел=( U^/ _н1*U _нн/U _нжел *U _вн - 1)*100/ U _отв

1 Вариант.

П _отв1 ^жел= (101.2*10,5/10,5 *115 - 1)*48.9=-5,9

П _отв2 ^жел=(103,4*10,5/10,5 *115 - 1)*48.9=-4,9

П _отв3 ^жел=(95,6*38,5/35 *115 - 1)*48.9=-4,2

П _отв4 ^жел=(98,2*10,5/10,5 *115 - 1)*48.9=-7,1

3 Вариант.

П _отв1 ^жел= (105.97*10,5/10,5 *115 - 1)*48.9=-3,8

П _отв2 ^жел=(103,4*10,5/10,5 *115 - 1)*48.9=-4,9

П _отв3 ^жел=(104*38,5/35 *115 - 1)*48.9=-0,26

П _отв4 ^жел=(97,1*10,5/10,5 *115 - 1)*48.9=-7,6

Определяю действительное значение напряжения на шинах НН подстанции.

U _н= U^/ _н*U _нн/ U _вн (1+П _отв ^жел)* U _отв /100

1 Вариант.

U _н1= 101.2*10,5/ 115*(1+(-5,9)*2,047/100=10,5кВ

U _н2= 103,4*10,5/ 115*(1+(-4,9)*2,047/100=10.5кВ

U _н3= 95,6*38,5/ 115*(1+(-4,2)*2,047/100=35,2кВ

U _н2= 98,2*10.5/ 115*(1+(-7,1)*2,047/100=10,5кВ

2 Вариант.

U _н1= 105.97 *10,5/ 115*(1+(-3,8)*2,047/100=10,5кВ

U _н2= 100.6*10,5/ 115*(1+(-6.4)*2,047/100=10.5кВ

U _н3= 97,52*38,5/ 115*(1+(-0,26)*2,047/100=32,8кВ

U _н4= 98,2*10.5/ 115*(1+(-7,6)*2,047/100=10,67кВ

Определяю отклонение напряжения на этих шинах от номинального.

U = U^/ _н-U _ном/ U _ном*100%

1 Вариант

U ₁= 0; U ₂=0; U ₃= 0,6; U ₄= 0

3 Вариант

U _{1 =} 0; U ₂₌ 0; U ₃₌ 6,2; U ₄₌ 1,6

1.9 Технико-экономический расчёт

Важнейший технико-экономический показатель это капитальные вложения К, то есть расходы, необходимые для сооружения сетей, станций, энергетических объектов. Для электрической сети:

К = Кл + Кпс.

Кл - капитальные вложения на сооружение линии, руб.

Кпс - капитальные вложения на сооружение подстанции, руб.

Капитальные вложения на сооружение линии состоят из затрат на изыскательские работы и подготовку трассы, затрат на приобретение опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтажные и другие работы.

Капитальные вложения на сооружение подстанции состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и так далее.

Капитальные вложения определяются по укрупнённым показателям стоимости отдельных элементов сети или по специально составленным сметам.

Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течении одного года.

И = Ил + Ипс + И?w= ((ба.л + бр.л + бо.л) / 100) Кл + ((ба.пс + бр.пс + + бо.пс) / 100) * Кпс + И?w.

Ил, Ипс - эксплуатационные расходы для линии и подстанции, руб/год.

И?w - стоимость потерь электроэнергии, руб/год.

ба.л, бр.л, бо.л - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание линий электропередач в относительных единицах, 1/год.

ба.пс, бр.пс, бо.пс - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание подстанций в относительных единицах, 1/год.

Сопоставление вариантов схемы сети осуществляют в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант является минимум приведенных затрат руб/год, вычисляемых по следующей формуле:

З = рн * К + И,

где К - капитальные вложения руб., необходимые для сооружения сети, причем предполагается, что строительство её продолжается не более одного года.

И - ежегодные эксплуатационные расходы, руб./год, предполагаемые неизменными в течении всего рассматриваемого периода эксплуатации.

рн - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, рн = 0,12 1/год.

Таблица 4.

1.Капитальные вложения в линию

Наименование объективных показателей	I Вариант	II Вариант
	А-1	А-2	А-3	А-4	А-1	А-2	А-3	А-4
Район по гололеду	II	II	II	II	II	II	II	II
Марка провода	АС 95/16	АС 120/19	АС 120/19	АС 150/24	АС 95/16	АС 120/19	АС 120/19	АС 150/24
Кол-во цепей	2	2	2	2	2	2	2	2
Длина,км	50	50	50	50	50	50	50	75
Стоимость 1км	17,8	18,1	18,1	20	17,8	18,1	18,1	20
Стоимость участка	1780	1810	1810	2000	1780	1810	1810	2000
Итог	7400	8400

Стоимость определяется по таблице 10.15 [5]

Таблица 5.

2. Капиталовложения в п/ст

Параметры	I Вариант	II Вариант
	ед. стоимость	количество	общая стоимость	ед. стоимость	количество	общая стоимость
МКП-110Б-630-20У1	35,7	9	321,3	35,7	6	214,2
ВМКЭ-35А-16/1000 У1	1,540	4	6,16	1,540	11	156,94
ВММ-10А-400-10У2	0,635	6	3,81	0,635	6	3,81
Итого	330,97	374,51

Капиталовложения для сети.

К_I = К_ЛI + K_П/СТI = 2102,5 + 330,97 = 2433,47 руб.

К_II = К_ЛII + K_П/СТII = 2119 + 374,51= 2493,51 руб.

К_Л - капиталовложения на сооружение линии

K_П/СТ - капиталовложения на сооружение п/ст.

Эксплуатационные расходы.

Они необходимы для эксплуатации электрооборудования и сети в течение первого года.

U = UЛ + UП/СТ + UДW

U = (б_АЛ +б_РЛ + б_ЭЛ) / 100 К_Л + (б_АП + б_РП + б_ОП) / 100 К_П/СТ + U_ДW *1,08= (2,8,*2112,5 / 100) +(330,97*9,4/100)+4176266 = 4176,3 тыс.руб./год

U = (б_АЛ +б_РЛ + б_ЭЛ) / 100 К_Л + (б_АП + б_РП + б_ОП) / 100 К_П/СТ + U_ДW *1,08= 59+21+4176266=4176,3 тыс. руб./год

б_А - отчисления на амортизацию

б_Р - отчисления на ремонт

б_О - отчисления на обслуживание

б - таблица 6.2 стр 242 [I]

Определяем потери энергии в трансформаторе

ДW_Т = ДР_Х Т_МАХ + ДР_К(S_MAX / S_НОМ)² Уф

Где ф=2000 ф=2200 ф=2600 ф=3200

ДW_Т1 = 50 8760 + 245(49 / 63)² 2000 = 736116 кВт*ч

ДW_Т2 = 50 8760 + 245(54,6 / 63)² 2200 = 845969 кВт*ч

ДW_Т3 = 58 8760 + 310(67 / 80)² 2600 = 1076793 кВт*ч

ДW_Т4 = 58 8760 + 310(67,2 / 80)² 3200 = 1208035 кВт*ч

УДW_Т = 3866913 кВт*ч

Определяем приведенные затраты

З_I = P_HK_I + U_I = 0,12 2433,47 + 4176,3= 4453,5 тыс.р /год

З_II = P_HK_II + U_II = 0,12 2493,51 + 4176,3 = 4457,4 тыс.р/год

Р_Н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.

З_I = 4453,5 тыс.р/год

З_II = 4457,4 тыс.р/год

Так как II вариант дороже I варианта к дальнейшим расчетам принимаем I вариант.

1.10 Электрический расчет выбранного варианта

Определяем мощности варианта по участкам.

S₁=P_мах1 + jQ_мах1 =(42,139 + j27,86) МВА;

S₂=P_мах2 + jQ_мах2 =(52,155 + j27,33) МВА;

S₃=P_мах3 + jQ_мах3 =(62,185 + j37,34) МВА;

S₄=P_мах4 + jQ_мах4 =(67,11+ j46,01) МВА;

Определяем коэффициент мощности по участкам.

COS _a-1 = P_мах1 /S _мах1 =0,82;

COS _о-2 = P_мах2 /S _мах2 =0,88;

COS _a-3 = P_мах3 /S _мах3 =0,85;

COS _a-4 = P_мах4 /S _мах4 =0,8;

Потери электрической энергии.

Определяю активные и реактивные потери мощности.

Q₁=Х_л (S₁ /U_н² )= 21,7*(36,6 /110)² =2,4 МВар.

Q₂=Х_л (S₂² /U_н² )= 21,35*( 42,2/110)² =3,14 МВар.

Q₃=Х_л (S₃² /U_н² )= 21,35*(52,07 /110)² =4,78 МВар.

Q₄=Х_л (S₄² /U_н² )= 21*(59,8 /110)² =6,2 МВар.

Определяю потери электроэнергии по участкам.

W₁ = P₁ = 0,139*8760 = 1217,64 МВт ч;

W₂ = P₂ = 0,155*8760 = 1357,8 МВт ч;

W₃ = P₃ = 0,185*8760 = 1620,6 МВт ч;

W₄ = P₄ = 0,11*8760 = 963,6 МВт ч;

Определяю коэффициент загрузки в аварийном режиме.

К_з1^авр = (100/S_ном ) S_р = (100/40)*36,6 = 91,5;

К_з2^авр = (100/S_ном ) S_р = (100/63)*42,2 = 66,98;

К_з3^авр = (100/S_ном ) S_р = (100/63)*52,07 = 82,65;

К_з3^авр = (100/S_ном ) S_р = (100/63)*59,8 = 94,9;

Расчет минимального режима всех подстанций наименьшая летняя нагрузка составляет 50% от наибольшей зимней нагрузки

Р_н = 0,5 Р_мах ; Q_н = 0,5 Q_мах .

Р_мин¹= 0,5*42 = 21 МВт; Q_мин¹ = 0,5*26,46 = 13,23 Мвар.

Р_мин² = 0,5*52 = 26 МВт; Q_мин² = 0,5*26 = 13 Мвар.

Р_мин³= 0,5*62 = 31 МВт; Q_мин³ = 0,5*35,24 = 17,62 Мвар.

Р_мин³= 0,5*67 = 33,5 МВт; Q_мин³ = 0,5*42,21 = 21,105 Мвар.

Расчет после аварийного режима.

Определяем режимы регулирование напряжение в минимальном режиме.

S_н1 (n-1)= S_{ном тр-ра1}n(n-1) P_x1/ Р_к1= 2(2-1)*34/170 = 0,63 Мвар.

S_н1 (n-1)= S_{ном тр-ра2}n(n-1) P_x2/ Р_к2= 2(2-1) *34/245=0,64 Мвар.

S_н1 (n-1)= S_{ном тр-ра3}n(n-1) P_x3/ Р_к3= 2(2-1) 50/245 = 0,64 Мвар.

S_н1 (n-1)= S_{ном тр-ра4}n(n-1) P_x4/ Р_к4= 2(2-1) 50/245 = 0,64 Мвар.

Определяю потери напряжения по участкам.

U₁=((P_1мин R_л1)+(Q_1мин Х_л1))/U_ном=((42*15,3+13,23*21,7))/110= 8,45 кВ;

U₂=((P_2мин R_л2)+(Q_2мин Х_л2))/U_ном=((52*12,45+13*21,35))/110= 8,36 кВ;

U₃=((P_3мин R_л3)+(Q_3мин Х_л3))/U_ном=((62*12,45+17,62*21,35))/110= 10,44 кВ;

U₃=((P_3мин R_л3)+(Q_3мин Х_л3))/U_ном=((67*9,9+21,105*21))/110= 10,06 кВ;

1.11 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется непредусмотренное, нормальной эксплуатацией соединения разноименных фаз между собой или соединения одной из фаз на землю в системах глухозаземленной нейтралью.

Расчет токов КЗ. производят для выбора и проверки параметров оборудования, а также проверки установок релейной защиты.

Последовательность расчета токов при трехфазном КЗ.:

Для рассматриваемой системы составляется расчетная схема.

По расчетной схеме составляется электрическая схема замещения.

Приводим схему замещения к наиболее простому виду, так чтобы каждый источник питания или группа источников характеризующаяся определенным значением результирующей ЭДС связанные с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением.

1. Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ для полученной результирующей схемы замещения определяем по формуле:

I_по=,

где Е^” - это ЭДС источника в относительных единицах;

х_рез - результирующее относительное сопротивление цепи;

I_б - базовый ток, определяется по выражению:

I_б=.

2. Определяю ударный ток КЗ. Ударный ток обычно имеет место через 0, 01 с после начала КЗ. Его значение определяется по формуле:

I_у=I_пок_у,

где I_по - начальное значение периодической составляющей тока КЗ;

к_у - ударный коэффициент, зависящий в свою очередь от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. приближенно определяется [9, по таблице (П1)

3. Определение токов для любого значения момента времени переходного процесса КЗ. Значение периодической и апериодической составляющих тока КЗ, для времени t0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры. Расчетное время, для которого требуется определять токи КЗ, вычисляется как:

ф=t_св+0, 01с,

где t_св - собственное время выключателя. Для современных выключателей оно не превышает 0, 2. апериодическая составляющая тока КЗ равна:

,

где определяется определяем по кривым [9. Рис 6, 6] Та определяется по таблице [9. таблица П1]

I_ном=.

Находим отношение I_{п, о}/I^I_ном. Если это отношение больше 1, то по кривым [9. Рис 6, 6] определяю отношение I_{n, t}/I^I_ном . Если отношение I_{п, о}/I^I_ном меньше 1, то I_{n, t=} I_{п, о .}

3. Тепловой импульс определяется по выражению

В_к=I²_по(t_отк+Т_а).

1. Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на токи КЗ. и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов (см. рис. 3).



Рис.3 Расчетная схема

2. Cхема замещения - электрическая схема, соответствующая по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.

Рис.2 Схема замещения

Расчет параметров схемы замещения.

Базисная мощность S_б =1000 МВ*А

Сопротивление системы:

х_с=х_е(S_б / S_ном)

х_с=1,1(1000/2500)=0,44 Ом.;

Сопротивления ЛЭП :

Х_L=х_уд*L*(S_б / U²_ср)=0.4*50*(1000/110²)=0,165 Ом

Сопротивления трансформаторов:

Х_вн%=(0,125*10,5/100)*(100/40)=0,033

Х_нн%=(1, 75*10,5/100)*(100/40)=0,46

Х_вн%=(0,125*10,5/100)*(100/63)=0,021

Х_нн%=(1,75*10,5/100)*(100/63)=0,292

Х_ип=1,4(1000/3800)=0,037

Х₁=0,37

Х₂=Х₃= Х₄=Х₅= Х₆= Х₇= Х₈= Х₉=1,65 Ом

Х₁₀=Х₁₃=0,33

Х₁₁= Х₁₂= Х₁₄=Х₁₅= 0,46

Х₁₆= Х₁₉ = Х₂₄=Х₂₇= 0,021

Х₁₇= Х₁₈ = Х₂₀=Х₂₁=X₂₅ =Х₂₆= Х₂₈= Х₂₉=0,292

Х₂₂= Х₂₃ =0,166

Расчет токов К. З.

Точка К1, К2, К3, К4 :

Х₃₀= Х₃₁= Х₃₂= Х₃₃= (0,165*0,165)/(0,165+0,165)=0,083

Х₃₄= Х₃₅= Х₃₆= Х₃₇= Х₁ +X₃₀(Х_31, Х₃₂ ,Х₃₃)=0,083+0,037=0,12

Точка К5:

Х₃₈= Х₃₉= (0,46*0,46)/(0,46+0,46) =0,23

Х₄₀= Х₄₁= Х₁₀(Х₁₃)+ Х₃₈(Х₃₉)=0,033+023=0,263

Х₄₂= Х₄₀IIX₄₁=(0,263*0,263)/(0,263+0,263)=0,32