1. Исходные данные

Дан участок распределительной сети с четырьмя районными подстанциями (рис.1), две из которых связаны с основной сетью энергосистемы и являются основной сетью энергопитания, остальные связаны с распределительными сетями более низкого напряжения и являются узлами нагрузки. Расстояния между узлами: l_2-1 = 1,9 см; l_3-1 = 2,9 см; l_3-2 = 1,4 см; l_4-1 = 1,5 см; l_4-2 = 1,5 см; l_4-3 = 2,9 см.

1

4

195 МВт

2

130 МВт

3

Рис. 1. Ситуационный план проектируемой сети

В табл. 1.1 приведены исходные данные.

Таблица 1.1

Исходные данные

Масштаб, 1 см = m км	Источники питания и нагрузка, МВт				Район по гололеду
	Узел 1	Узел 2	Узел 3	Узел 4
50	ИП	130	ИП	195	4

В табл. 1.2 приведены параметры для расчёта ущерба.

Таблица 1.2

Параметры для расчёта экономического ущерба

ВЛ	на 100 км					, лет
	220 кВ	330 кВ	220 кВ	330 кВ	220 кВ		330 кВ
Одноцепная	0,6	0,5	7	9	1,1		1,3

Коэффициент максимума нагрузки . Коэффициент неравномерности трассы . Все линии проекта выполняются на железобетонных одноцепных опорах. Принимаем оценку удельного ущерба у_о = 60 тыс. руб./МВт∙ч.

2. Разработка вариантов системы электроснабжения

Длины линий с учётом масштаба и коэффициента неравномерности трассы определяются по следующей формуле:

(1)

где m - масштаб;

- расстояние между узлами, см.

Подставляя исходные данные в формулу (1) получим:

Схемы районной электрической сети должны удовлетворять минимальным требованиям надёжности и вместе с тем быть достаточно дешёвыми и простыми.

На рис. 2 приведём целесообразные варианты схем районной электрической сети. Из предложенных восьми вариантов выбираем четыре по капиталоёмкости и надёжности.

Поскольку у вариант а больше суммарная протяжённость линии чем у варианта б, то схему а исключаем из дальнейшего рассмотрения. Из вариантов в, г, д, е и ж исключаем схемы в, д, ж, так как они имеют наибольшую (кроме схемы з) суммарную протяжённость линий. Варианты з обладает высокой надёжностью, поэтому его оставляем для более подробного рассмотрения.

В результате для дальнейшего рассмотрения используем варианты б, г, е и з.

В дальнейших расчётах варианты б, г, е и з соответствуют номерам 1, 2, 3 и 4.

195 МВт Линия L, км 2-1 104,5 4-2 82,5 4-3 159,5 346,5 104,5 км 4 82,5 км 159,5 км 2 1 3 130 МВт а)	1 82,5 км Линия L, км 3-2 77 4-1 82,5 4-2 82,5 242 4 195 МВт 82,5 км 77 км 2 3 130 МВт б)
1 104,5 км 195 МВт 4 Линия L, км 2-1 104,5 3-2 77 4-2 82,5 4-3 159,5 423,5 3 159,5 км 82,5 км 2 77 км 130 МВт в)	1 3 82,5 км 195 МВт 4 Линия L, км 3-2 77 4-1 82,5 4-2 82,5 4-3 159,5 401,5 159,5 км 82,5 км 2 77 км 130 МВт г)
1 82,5 км 104,5 км Линия L, км 2-1 104,5 4-1 82,5 4-2 82,5 4-3 159,5 429 195 МВт 4 159,5 км 82,5 км 2 130 МВт 3 д)	1 82,5 км 104,5 км 195 МВт Линия L, км 2-1 104,5 3-2 77 4-1 82,5 4-2 82,5 346,5 4 82,5 км 77 км 2 3 130 МВт е)
1 82,5 км Линия L, км 2-1 104,5 3-2 77 4-1 82,5 4-3 159,5 423,5 104,5 км 4 195 МВт 159,5 км 2 3 130 МВт 77 км ж)	1 82,5 км 104,5 км 195 МВт Линия L, км 2-1 104,5 3-2 77 4-1 82,5 4-2 82,5 4-3 159,5 506 159,5 км 4 82,5 км 2 130 МВт 3 77 км з)

Рис. 2. Возможные варианты сети