Введение

Электрической сетью называют часть энергосистемы, состоящую из подстанций и линий электропередачи различных напряжений.

Энергетика является основой экономики нашей страны. Большое значение для развития экономики имеет энергетика, оказывающая огромное влияние на прогресс не только в промышленном производстве, но и во всех областях жизни нашего общества.

Роль энергетики объясняется ее универсальностью использования, возможностью передачи на практически любое расстояние, дроблением и в то же время возможностью ее концентрации в очень больших масштабах.

Современная система электроснабжения должна отвечать следующим требованиям:

• экономичности и надежности;

• безопасности и удобству обслуживания;

• обеспечению качества электроэнергии;

• уровню напряжения и стабильной частоте.

Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы, обеспечивающей возможность расширения при развитии потребителей без существующего усложнения и удорожания первоначального варианта. Поэтому проектная задача является более сложной; чем расчетная, т.к. не всегда можно предложить однозначную методику ее решения, не всегда имеются все необходимые данные.

Решение задачи требует технико-экономического анализа и творческого подхода, самостоятельности и опыта. Приобретение таких знаний и опыта – это цель курсового проекта.

Электрификация – это основа технического прогресса любой отрасли. Электричество является основой производственных процессов, которые до него не существовали. Энергетика занимает особое место в развитии промышленности, в восстановлении экономики и стабилизации производства.

Задачей данного проекта является выполнение комплекса работ, связанных с проектированием электрической сети 35-220 кВ внешнего электроснабжения промышленного предприятия (района).

По заданным нагрузкам, их месторасположением и размещением источников питания, необходимо выбрать схему соединения сети, ее номинальное напряжение, определить конструктивное выполнение определенных линий и их основные характеристики:

• число цепей;

• сечение проводов;

• потокораспределение мощностей;

• уровни напряжения различных режимов.

В проекте решаются вопросы компенсации реактивной мощности.

Исходные данные:

Таблица №1

Наименование подстанции	Координаты точек подстанций, мм		Активная нагрузка, Р, МВт	Коэффициент мощности, cos 
	х	у
А (источник питания)	30	70	-	-
Б	60	80	8	0,78
В	80	60	10	0,78
Г	40	30	12	0,8
	Масштаб  =1,6 км/мм

• продолжительность использования наибольшей нагрузки – Т_m=4500 ч.;

• активная наименьшая мощность нагрузки составляет 25% от наибольшей, при этом коэффициент мощности не изменяется;

• район по гололеду – II;

• во всех приемных пунктах имеются потребители I и II категорий, а также потребители III категории, составляющие 20-30% от общей нагрузки подстанции;

• срок строительства составит не более одного года;

• на питающей подстанции А осуществляется встречное регулирование напряжения;

• установленная мощность питающей электрической системы А достаточна для покрытия активной мощности потребителей проектируемой сети.

Все другие данные, необходимые для проектирования, принимаются в соответствии с рекомендациями справочной и методической литературы.

1. Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети.

Выполняем три варианта схем: радиальную (рис.1), магистральную (рис.2) и кольцевую (рис.3).

Определяем на этих схемах _изм (измеряема длина). Расчетную длину _расч находим по формуле:

где - расстояние, которое учитывает неточность прохождения трассы по

сравнению с чертежом; =(0,10,15)

Результаты измерения заносим в таблицу №2.

Таблица №2

Обозначение линии	Результаты измерения, мм	Длина линии с учетом масштаба, , км	, км	, км
	31	49,6	6,4	56
	51	81,6	10,6	92,2
	28	44,8	5,8	50,6
	41	65,6	8,5	74,1
	50	80	10,4	90,4

Выбираем главные схемы понижающих подстанций.

Основным принципом, которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования, строительства и реконструкции электрических сетей, является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.

Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности, в кольцевых схемах, выполненных одноцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в перемычке на высокой стороне трансформатора. В магистральных и радиальных схемах, выполненных двухцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высокой стороне трансформатора. Схемы представлены на рис.4.

Определяем номинальные напряжения в электрических сетях.

Номинальное напряжение в электрических сетях при проектировании выражается тремя способами:

• по кривым;

• по таблице;

• по формуле: , кВ[2, стр.106]

где - длина линии, км;

Р – передаваемая мощность, МВт.

В данном курсовом проекте номинальное напряжение будем определять третьим способом для каждой схемы.

1. Радиальная схема:

• участок АБ

Передаваемая мощность – Р_аб=Р_б=8 МВт

Длина линии - =56 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок АВ

Передаваемая мощность – Р_ав=Р_в=10 МВт

Длина линии - =92,2 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок АГ

Передаваемая мощность – Р_аг=Р_г=12 МВт

Длина линии - =74,1 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

2. Магистральная схема:

• участок АБ

Передаваемая мощность – Р_аб=Р_б + Р_в =10+8=18 МВт

Длина линии - =56 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок БВ

Передаваемая мощность – Р_бв=Р_в =10 МВт

Длина линии - =50,6 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок АГ

Этот участок аналогичный участку радиальной схемы, поэтому U_н=110 кВ.

3. Кольцевая схема:

Разрезаем кольцевую схему по “A” и получаем:

рис.5 Развернутая кольцевая схема

Потокораспределение находим по правилу обратных плеч.

Определяем

Проверяем правильность расчета по уравнению:

14,3+15,7=8+10+12

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:

рис.6 Потокораспределение нагрузок по сети

Возьмем наиболее загруженный участок АБ и по нему выберем напряжение для всей сети.

Передаваемая мощность – Р_аб=15,7 МВт

Длина линии - =56 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

2. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.

Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того, чтобы реактивная мощность, передаваемая по линии, была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока, а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях. Выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схем, а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности, чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до 0,920,95 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций, расположенных вблизи от источников питания). Принимаем

cos _жк=0,92.

Приближенное значение мощности компенсирующих устройств , установленных на шинах вторичного напряжения каждой подстанции, определяем по формуле:

[1, стр.17]

где Р_к – активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей

К-ой подстанции;

_к и _жк – угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного

напряженияжения и схемы проектируемой сети.

ность выбора величины номинальня по00000000000000000000000000000000000000000000000000 К-той подстанции и его желаемое значение после компенсации;

К_н – коэффициент нагрузки, (принимаем К_н=0,9).

Результаты вычислений сводим в таблицу №3.

Таблица №3

Параметры			Подстанции
			Б	В	Г
Активная мощность, Рк , МВт			8	10	12
Коэффициент мощности		cos к	0,78		0,8
		tg к	0,802		0,75
Желаемый коэффициент мощности		cos жк	0,92
		tg жк	0,426
Реактивная мощность компенсирующего устройства, Qку , МВар			2,7	3,4	3,5
Желаемая реактивная мощность, Qж , МВар			3,4	4,3	5,1
Желаемая полная мощность, Sж , МВ . А	Рк + jQж		8+j3,4	10+j4,3	12+j5,
			8,7	10,9	13

3. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций.

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования уровня напряжения.

Различают два режима работы трансформатора:

• систематические допустимые перегрузки;

• аварийные перегрузки.

Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбираем равной 0,650,7 максимальной нагрузки подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора.

Определяем ориентировочные мощности трансформаторов подстанций и результаты заносим в таблицу №4.

Таблица №4

	Подстанции
	Б	В	Г
Ориентировочная мощность трансформаторов, МВ . А	5,666,09	7,097,63	8,459,1

Выбираем трансформаторы и заносим их в таблицу №5

Таблица №5

Подстанции	Sном , МВ . А	Тип	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном , кВ		uк , %	Ркз , кВт	Рхх , кВт	Iхх , %	RT , Ом	ХТ , Ом	Qхх , кВар
			ВН	НН
Б,Г	6,3	ТМН-6300/110	115	11	10,5	50	10	1	16,6	220	63
В	10	ТДН-10000/110				60	14	0,9	7,95	139	90

Пределы регулирования - 9х1,78%.

Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:

где Р_хх и I_хх – потери холостого хода;

Р_кз и u_к – потери короткого замыкания;

n_Т – количество трансформаторов, n_Т =2.

Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:

[кВ]

где R_T и X_T – активное и реактивное сопротивления трансформатора;

Р_к – активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей

К-ой подстанции;

Результаты вычислений сводим в таблицу №6.

Таблица №6

Подстанции	Потери мощности		Потери напряжения
	РТ , кВт	QТ , кВар	UТ , кВ	UТ , %
Б	67,7	756,8	4	3,6
В	63,3	803,8	3,1	2,8
Г	78,7	1067,3	3,7	3,3

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:

где Т ^/ и Т ^// - количество часов в году, в течении которых происходят потери

электроэнергии (зависящие и независящие от нагрузки):

и

 - время потерь, определяется по формуле:

Т_m – число часов использования максимума нагрузки, Т_m=4500 ч.

_max – коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного

потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки

энергосистемы, принимаем _max=0,9.

Определяем потери энергии и результаты заносим в таблицу №7.

Таблица №7

Подстанции	Потери электроэнергии в трансформаторах, WТ , кВт .ч
	зависимые от нагрузки	независимые от нагрузки
Б	201739,7	312801,7
В	192666	348152,8
Г	236124	391610,8
Итого, WТ.	630529,7	1052565,3

Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:

где К_ку – коэффициент удельных потерь в компенсационных установках, принимаем

К_ку=0,003 кВт/кВар.

Результаты заносим в таблицу №8.

Таблица №8

Подстанции	Потери электроэнергии в компенсационных установках, Wку , кВт .ч
	зависимые от нагрузки	независимые от нагрузки
Б	22127,6	60444
В	27900	76212
Г	27900	76212
Итого, Wку.	77927,6	212868

3. Электрический расчет составленных вариантов сети.

Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.

Таблица №9

Параметры		Подстанции
		Б	В	Г
Активная мощность, Р2 , кВт		8067,7	10063,6	12078,7
Реактивная мощность, Q2 , кВар		4156,8	5103,8	6157,3
Полная мощность, S2 , кВ . А	Р2 + jQ2	8067,7+j4156,8	10063,6+j5103,8	12078,7+j6167,3
		9075,6	11283,8	13562,1

Приближенно определяем зарядную мощность линии, т.к. не знаем сечения проводов по формуле:

где - длина линии, [км];

- приближенное значение проводимости линии, для U_н=110 кВ

U_н – номинальное напряжение сети, [кВ]

1. Радиальная схема

2. Магистральная схема

3. Кольцевая схема

Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.

Приближенное потокораспределение – это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.

В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.

В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.

В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.

рис.7 Развернутая кольцевая схема

Определяем

Проверяем правильность расчета по уравнению:

(14,3+J6,1)+(15,7+J6.7)=(8+J3,4)+(10+J4,3)+(12+J5,1)

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:

рис.8 Потокораспределение нагрузок по сети

Определяем сечения проводов в электрических сетях.

Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35500 кВ используется экономическая плотность тока j_э , которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4, стр.40]:

j_э=1,1 А/мм ²

Экономически целесообразное сечение S [мм ²] определяется из соотношения:

где I_max – максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), [А].

Расчетный ток определяется по формуле:

где S_линии – мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (n_л=2) линии это значение уменьшается в два раза.

Значение I_max находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий.

1. Радиальная схема

• участок АГ

где S_аг =S_г =13 МВ ^.А =13000000 В ^.А

Определяем сечение:

Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны для напряжения U_н=110 кВ и фаз с одиночными проводами равняется:

15,2 мм (АС-70/11) [4, стр.227]

Выбираем провод типа АС-70/11. Его характеристики сведены в таблице №10.

• участок АБ

где S_аб =S_б =8,7 МВ ^.А =8700000 В ^.А

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70/11.

• участок АВ

где S_ав =S_в =10,9 МВ ^.А =10900000 В ^.А

Определяем сечение:

Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-120/19.

2. Магистральная схема

• участок АБ

где;

Определяем сечение:

S = 102,9/1.1 = 93,5 мм ²

Выбираем провод типа АС-120/19.

• участок БВ

где S_бв =S_б =8,7 МВ ^.А =8700000 В ^.А

Определяем сечение:

Выбираем провод марки АС-70/11.

• участок АВ

Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме, поэтому выбираем провод марки АС-120/19.

3. Кольцевая схема

• участок АБ

где; S^оаб = (15,7 + J6,7) МВ х А;

;

Определяем сечение:

S = 102,9/1.1 = 93,5 мм ²

Выбираем провод типа АС-120/19.

• участок БВ

где;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-185/24.

• участок ВГ

где;

Определяем сечение:

S = 102,9/1,1 = 93,5 мм²

Выбираем провод типа АС-120/19.

• участок АГ

где;

;

Определяем сечение:

Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-120/19, проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).

Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице №10.

Таблица №10

Схема	Участок	Расчетный ток, Iр , А	Максимальный ток, Imax , А	Марка провода	Допустимый длительный ток провода, А	Погонные сопротивления (проводимости)
						активное, R0 , Ом/км	индуктивное, Х0 , Ом/км	емкостная, 0 , 10 -6 1/(Ом .км)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
радиальная	АБ	42,7	85,4	АС-70/11	265	0,46	0,425	2,6
	АВ	22,6	45,2
	АГ	31	61,9	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79
магистральная	АБ	45,5	90,9	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79
	БВ	22,6	45,2	АС-70/11	265	0,46	0,425	2,6
	АГ	31	61,9	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79

Продолжение таблицы №10

1	2	3	4	5	6	7	8	9
кольцевая	АБ	89,8	171,1	АС-185/24	510	0,17	0,394	2,9
	БВ	44,1	171,1
	ВГ	26,5	102,9	АС-120/19	380	0,27	0,408	2,79
	АГ	63	171,1	2х АС-120/19	2х380			2,79

Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения U_н=110 кВ равным 4 м [3, стр.48].

Находим потери напряжения сетей по формуле:

[кВ]

Потери мощности находим по формулам:

Потери электроэнергии определяем по формуле:

Все потери записываем в таблицу №11.

Таблица №11

Схема	Участок	Длина участка, , км	Потери напряжения		Потери мощности		Потери электроэнергии, , кВт .ч
			Uл , кВ	Uл , %	Рл , кВт	Qл , кВар
1	2	3	4	5	6	7	8
радиальная	АБ	56	1,3	1,1	73,6	67,9	580262,4
	АВ	92,2	3,4	3,0	111,5	103	87906,6
	АГ	74,1	1,7	1,6	140,5	212,4	1107702
	Итого, Wл.		-	-	-	-	1775871
магистральная	АБ	56	1,9	1,7	189,4	286,3	14932296
	БВ	50,6	1,5	1,3	121,2	112	9555408
	АГ	74,1	1,7	1,5	140,5	212,4	1107702
	Итого, Wл.		-	-	-	-	24598474

Продолжение таблицы №11

1	2	3	4	5	6	7	8
кольцевая	АБ	56	2,0	1,8	211,7	490,6	16690428
	БВ	50,6	0,6	0,5	34,6	80,1	272786,4
	ВГ	90,4	2,19	1,99	171,5	259,1	1352106
	АГ	74,1	0,9	0,8	70,3	106,2	5542452
	Итого, Wл.		-	-	-	-	23857772,4

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

3. Технико-экономический расчет вариантов схем.

Для выбора технико-экономического варианта или наиболее выгодного варианта сопоставляются экономические и технические варианты.

К важнейшим технико-экономическим показателям относятся: надежность, долговечность, удобство эксплуатации, степень автоматизации.

Одним из основных экономических показателей является затраты на сооружение:

Капиталовложение линии (К_л) – это затраты на изыскательные работы, подготовку трассы, затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов, на их транспортировку и монтаж. Капиталовложение подстанции (К_п/ст) – это затраты на приобретение оборудования и его монтаж.

Эксплуатационные расходы (издержки – И), слагаются из затрат на амортизацию, ремонт, обслуживание электрических сетей и стоимости потерь электроэнергии в течении одного года:

где И_W – годовые издержки, связанные с потерей электроэнергии.

 ^/ и  ^// - стоимость 1 кВт ^. ч потерянной электроэнергии, зависящей и независящей от нагрузки.

По графику [1, стр.22] определяем, что  ^/=6,4 коп./(кВт ^. ч) и  ^//=4,8 коп./(кВт ^. ч).

Издержки в [%] от капиталовложения – это отчисления на амортизацию. Устанавливаются с таким расчетом, чтобы к моменту возможного износа оборудования или сооружения накопилась сумма, необходимая для их восстановления (реконструкция):

Отчисления на амортизацию идут на капитальный ремонт и инновацию.

Ремонтные затраты связаны с текущим ремонтом оборудования для поддержания его в нормальном состоянии (мелкий ремонт, профилактика, чистка изоляции):

В затраты на обслуживание входят: зарплата обслуживающего персонала, расходы на связь, транспорт, жилые дома для обслуживающего персонала:

В расчетах издержки определяются по формуле:

где , принимаем=5%;

, принимаем =15%;

Расчет капиталовложений трех вариантов представлен в таблице №12, эксплуатационные расходы за один год – в таблице №13.

Таблица №12

Наименование оборудования	Единица измерения	Цена, тыс.грн/шт., (тыс.грн/км)	Варианты схем
			радиальная		магистральная		кольцевая
			шт. (км)	тыс. грн	шт. (км)	тыс. грн	шт. (км)	тыс. грн
ОРУ 110 кВ с МВ	шт.	34	12	408	8	272	11	374
ТП-110/10 кВ; 6,3 МВ .А	шт.	105 (блочн.) 110 (мост.)	1	105	1	105	1	110
ТП-110/10 кВ; 10 МВ .А	шт.	122 (блочн.) 145 (мост.)	2	244	2	244	2	290
Компенсирующие устройства; 2,3 МВар	шт.	3	1	3	1	3	1	3
Компенсирующие устройства; 2,9 Мвар	шт.	4	2	8	2	8	2	8
Итого, Кп/ст			-	768	-	632	-	785
ВЛ-110 кВ (одноцепная) с ж/б опорами, провод АС-120/19	км.	7,5					90,4	678
То же, провод 2хАС-120/19	км.	12,8					74,1	948,5
То же, провод АС-185/24	км.	11,6					50,6	586,9
ВЛ-110 кВ (двухцепная) с ж/б опорами, провод АС-70/11	км.	12,9	222,2	2866,4	50	1431,9
То же, провод АС-120/19	км.	14	92,2	1290,8	166,3	2328,2
Итого, Кл			-	4221,7	-	3760,1	-	2213,4
Всего, К			-	4989,7	-	4392,1	-	2998,4

Таблица №13.

Наименование показателя	Единица измерения	Варианты схем
		радиальная	магистральная		кольцевая
1	2	3	4		5
Потери электроэнергии, зависимые от нагрузки, W /	кВт .ч	341528,7
Потери электроэнергии, независимые от нагрузки, W //	кВт .ч	1145167,8	1368375,5	1587447,3
Расходы, связанные с потерей электроэнергии, ИW	тыс. грн	76,8	87,5	98,1

Продолжение таблицы №13

1	2	3	4	5
Расходы, связанные с амортизацией, ремонтом и обслуживанием ВЛ, Ил	тыс. грн	122,9	140	157
Расходы, связанные с амортизацией, ремонтом и обслуживанием ТП, Ип/ст	тыс. грн	48	54,7	65,2
Всего, И	тыс. грн	247,7	282,2	320,3

Из трех вариантов схем наиболее целесообразной является магистральная схема. Хотя при капитальном строительстве она дороже кольцевой схемы на 1393,7 тыс. грн, но эксплуатационные расходы на содержание меньше на 38,1 тыс. грн и эта разница окупится за 37 лет. Также при строительстве ВЛ-110 кВ магистральная сеть будет длиной 180,7 км, а кольцевая – 271,1 км.

3. Уточенный расчет выбранного варианта проектируемой сети.

Расчет проектируемой сети будем производить в трех режимах:

• режим максимальной нагрузки;

• режим минимальной нагрузки;

• послеаварийный режим.

Расчеты включают в себя:

• точное потокораспределение;

• уровни напряжений;

• коэффициент трансформации в трех режимах.

Зная сечения проводов, определяем точные значения зарядной мощности:

1. Максимальный режим:

• участки АГ и БВ

рис. 9 Подстанция Б. Фрагмент схемы

Определяем мощность, передаваемая по сети:

рис. 10 Подстанция В. Фрагмент схемы

Определяем:

Определяем уровни напряжений у трансформаторных подстанций:

Где U₁ – напряжение, вырабатываемое подстанцией А, U₁=115 кВ. Находим:

Определяем коэффициенты трансформации трансформаторов подстанций:

;

;

• участок АБ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем полную мощность и коэффициент мощности источника питания А:

; ;

Определяем уровень напряжения у трансформаторных подстанций:

Определяем коэффициент трансформации трансформатора подстанции:

;

2. Минимальный режим:

В целях сокращения однотипных расчетов режим наименьших нагрузок можно рассматривать упрощенно с некоторой неточностью, допускаемой в этом случае. Можно считать, что потери напряжения в сети в режиме наименьших нагрузок уменьшаются пропорционально величине:

А потери мощности пропорционально величине:

Поэтому величины потерь напряжения и мощности в линиях и обмотках трансформаторов в режиме наименьших нагрузок могут быть получены путем умножения соответствующих значений, найденных для режима наибольших нагрузок, на приведенные значения.

• участки АГ и ГБ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем:

Определяем уровни напряжений у трансформаторных подстанций:

Находим:

Определяем коэффициенты трансформации трансформаторов подстанций:

;

;

• участок АВ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем полную мощность и коэффициент мощности источника питания А:

Определяем уровень напряжения у трансформаторных подстанций:

Определяем коэффициент трансформации трансформатора подстанции:

;

3. Послеаварийный режим:

В этом режиме произошел обрыв одной из цепей двухцепной линии, поэтому потери электроэнергии в линиях и трансформаторах, и потери напряжения увеличатся в два раза, а зарядная мощность – уменьшится в два раза.

• участки АГ и ГБ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем:

Определяем уровни напряжений у трансформаторных подстанций:

Находим:

• участок АВ

Определяем мощность, передаваемая по сети:

Определяем полную мощность и коэффициент мощности источника питания А:

Определяем уровень напряжения у трансформаторных подстанций:

Результаты расчетов заносим в таблицу №14.

Таблица №14.

Параметры		Режимы сети
		максимальный	минимальный	послеаварийный
Полная мощность источника питания А, S1 , кВ .А		31070,8+j2975,8	7567 – j10222,8	32141,6+j13645,6
Уровень напряжения возле подстанции, кВ	Б	109,4	113,6	103,8
	В	111,4	113,9	105,8
	Г	111,9	114,4	108,8
Коэффициент трансформации на подстанции, КТ	Б	9,95	10,33	-
	В	10,13	10,35	-
	Г	10,17	10,4	-

Определяем пределы регулирования коэффициентом трансформации силовых трансформаторов:

Находим:

Т.е. коэффициенты трансформации трансформаторов подстанции в максимальном и минимальном режимах соответствуют нормам.

Определяем себестоимость передачи 1 кВт ^.ч электроэнергии по проектируемой сети по формуле:

[1, стр.26]

где W_ - годовое количество электроэнергии, передаваемое потребителям с помощью проектируемой сети с учетом потерь энергии в ней:

Р₁ – максимальное значение мощности, кВт.

Определяем: