1. Расчет установившихся режимов работы сети.

2.1 Расчет уровней напряжений и выбор отпаек трансформаторов в режиме максимальных нагрузок.

(кВ).

(кВ);

(кВ);

(кВ).

(кВ);

(кВ);

(кВ).

(кВ);

(кВ);

(кВ).

Выбираем отпайку устройства РПН на обмотке среднего напряжения (СН) автотрансформатора:

РПН: ± 6 × 2.0%;

(кВ);

.

Принимаем: .

= 116,132 (кВ).

(кВ);

(кВ);

(кВ).

Выбираем линейный регулятор:

;

(кВА).

Из справочника выбираем линейный регулятор ЛТДН-40000/10, с = 40 (МВА).

Ступени регулирования ±10×1.5%.

(кВ);

(кВ);

(кВ);

о.е. = 17.6%;

Принимаем = 12.

(кВ).

(кВ);

(кВ);

113.458 (кВ).

(кВ);

(кВ);

(кВ).

Выбираем отпайку устройства РПН трансформатора на ПС4:

РПН: ± 9 × 1.78%;

(кВ);

.

Принимаем: .

(кВ).

(кВ);

(кВ);

108.253 (кВ).

(кВ);

(кВ);

(кВ).

Выбираем отпайку устройства РПН трансформатора на ПС2:

РПН: ± 9 × 1.78%;

(кВ);

.

. Принимаем: .

(кВ).

(кВ);

(кВ);

106.57 (кВ).

(кВ);

(кВ);

(кВ).

Выбираем отпайку устройства РПН трансформатора на ПС3:

РПН: ± 9 × 1.78%;

(кВ);

.

Принимаем: .

(кВ).

Результаты расчета установившегося режима в режиме максимальных нагрузок на ЭВМ сведены в табл. П.2.

2.2 Расчет уровней напряжений в режиме минимальных нагрузок и в послеаварийных режимах работы

Расчеты данных режимов работы сети производятся на ЭВМ. Результаты расчетов сведены в таблицы:

табл. П.3 – режим минимальных нагрузок;

табл. П.4 – отключение одной из линий ПСА – ПС1;

табл. П.5 – отключение одного из автотрансформаторов на ПС1;

табл. П.6 – отключение одной из линий ПС1 – ПС2.

Значения коэффициентов трансформации для трансформаторов и линейного регулятора в зависимости от выбранных ответвлений устройства РПН приведены в табл. П.7.

2.3 Выбор номеров отпаек линейного регулятора в режиме минимальных нагрузок и в послеаварийных режимах работы

Режим минимальных нагрузок:

(кВ);

(кВ);

Принимаем = 0.

Отключение одной из линий ПСА – ПС1:

(кВ);

(кВ);

Принимаем = 10.

(кВ).

Отключение одного из автотрансформаторов на ПС1:

(кВ);

(кВ);

Принимаем = 10.

(кВ).

Отключение одной из линий ПС1 – ПС2:

(кВ);

(кВ);

Принимаем = 5

(кВ).

3. Механический расчет проводов воздушной линии

электропередачи. Выбор опоры и проверка ее габаритов.

Механический расчет проводов проводится с целью обеспечения в них нормативных запасов прочности и определение величин стрел провеса при работе линии в различных климатических условиях.

Исходя из задания, произведем расчет для участка ЛЭП от ПС-2 до ПС-1. Тип опоры для проверочного расчета ее габаритов – промежуточная.

Расчет проводится по методу допускаемых напряжений, величины которых определяются по выражениям

, (4.1)

, (4.2)

, (4.3)

где , , - допускаемые механические напряжения в материале провода в режимах низшей и среднегодовой температур и наибольшей механической нагрузки соответственно;

, , - рекомендуемые по [1] значения допускаемых напряжений в процентах от предела прочности при растяжении металла провода .

(%), (%), (даН/мм²) –значения определенные по [1].

По формулам (4.1 – 4.3) рассчитываются допускаемые напряжения в проводе:

(даН/мм²);

(даН/мм²);

(даН/мм²).

В процессе расчета проводов должен быть определен исходный режим, т.е. наиболее тяжелый режим работы проводов ВЛ, при котором в металле возникнут наибольшие механические напряжения. В качестве исходного должен быть выбран один из следующих режимов: низшей температуры, среднегодовой температуры, наибольших механических нагрузок.

Исходный режим определяется путем сопоставления величины расчетного пролета ВЛ со значениями критических пролетов, определяемых для комбинированных проводов по выражениям

, (4.4)

, (4.5)

, (4.6)

где , - коэффициенты температурного расширения и упругого удлинения комбинированного провода;

, , - низшая температура, температура, соответствующая режиму гололеда

или режиму наибольшей нагрузки и среднегодовая температура.

, - определяется по [4] для провода АС-70/11

(град^-1).

является величиной, обратной модулю упругости и определяется:

, (4.7)

где - модуль упругости.

мм²/ даН.

⁰С; ⁰С; ⁰С.

Удельные механические нагрузки, действующие на провода, определяются по выражениям:

1. Нагрузка от действия массы провода.

, (4.8)

где - масса провода длинной 1 км;

(кг/км) определяется по [2] для провода АС-70/11;

- фактическое сечение провода;

(мм²) определяется по [2] для провода АС-70/11.

(даН/м*мм²).

2. Нагрузка от действия гололеда.

, (4.9)

где - нормативная толщина стенки гололеда;

(мм) – определяется по [1] для I района по гололеду;

- диаметр провода;

(мм) определяется по [2] для провода АС-70/11.

(даН/м*мм²).

3. Нагрузка от действия массы и гололеда.

; (4.10)

(даН/м*мм²).

4. Нагрузка от действия ветра на провод, свободный от гололеда.

, (4.11)

где - нормативный скоростной напор ветра в рассматриваемом режиме.

Для ВЛ – 110 кВ скоростной напор ветра определяется, исходя из его повторяемости 1 раз в 10 лет.

Принимаем по [1] для III района по скоростному напору ветра (даН/м²).

- коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по длине пролета ВЛ.

По [1] определяется .

- при скоростном напоре ветра до 55 (даН/м²).

- коэффициент лобового сопротивления, учитывающий условия обтекания провода воздушным потоком.

По [1] определяется .

- для проводов диаметром менее 20 мм, свободных от гололеда.

(даН/м*мм²).

5. Нагрузка от действия ветра на провод, покрытый гололедом.

, (4.12)

где - для всех проводов покрытых гололедом по [1].

(даН/м*мм²).

6. Результирующая нагрузка, действующая на провод, свободный от гололеда.

; (4.13)

(даН/м*мм²).

7. Результирующая нагрузка на провод, покрытый гололедом.

; (4.14)

(даН/м*мм²).

По формулам (4.6 – 4.8) рассчитываются значения критических пролетов:

м;

м;

м.

Длину пролета на ВЛ принимаем 275 м. Т.к. и , то по [11] исходным режимом будет являться режим наибольшей механической нагрузки.

Определив исходный режим для расчета, можно рассчитать величину напряжения в любом другом режиме работы ВЛ с помощью основного уравнения состояния

, (4.15)

где , , - соответственно допускаемое напряжение, удельная механическая нагрузка и температура в исходном режиме;

, , - напряжение, удельная механическая нагрузка и температура в расчетном режиме.

(даН/мм²).

Из предыдущих расчетов:

(даН/м*мм²).

По [1] принимаем температуру образования гололеда:

⁰С.

Для правильного выбора высоты типовой опоры необходимо определить максимальную стрелу провеса провода, которая может возникнуть в одном из двух расчетных режимов работы:

• в режиме наибольшей температуры;

• в режиме гололеда без ветра.

Напряжения в металле провода в этих режимах определяются путем решения основного уравнения состояния провода для этих двух режимов работы ВЛ.

1. Режим наибольшей температуры.

, (4.16)

где (даН/м*мм²);

⁰С.

Решая уравнение (4.14) относительно , получаем (даН/мм²).

Находится стрела провеса:

; (4.17)

(м).

2. Режим гололеда без ветра.

Из уравнения (4.15) находится , принимая

(даН/м*мм²);

⁰С.

(даН/мм²).

По формуле (4.16) находится стрела провеса:

(м).

Согласно [1], наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли составляет 7 м, наименьшее допустимое изоляционное расстояние по воздуху от токоведущих до заземленных частей ВЛ составляет 1 м.

По этим условиям рассчитывается наименьшее допустимое расстояние от поверхности земли до нижней траверсы опоры.

, (4.18)

где - наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли;

- наибольшая стрела провеса провода;

- наименьшее допустимое изоляционное расстояние по воздуху от

токоведущих до заземленных частей ВЛ.

По формуле (4.17) рассчитывается наименьшее допустимое расстояние от поверхности земли до нижней траверсы опоры:

(м).

По результатам расчетов для ВЛ выбирается железобетонная унифицированная опора типа ПБ110 – 2. Основные размеры опоры показаны на рис. 4.1.

Рис 4.1. Основные размеры промежуточных опор на рассчитываемом участке.

Данные по опоре ПБ110-2 представлены в таблице 4.1.

Унифицированная железобетонная опора для линии 110 кВ типа ПБ110-6.

Таблица 4.1

Тип	Расчетные условия		Расчетный пролет	Расход материалов, бетон, сталь, кг
	Провод трос	Район по гололеду	Габаритный
Промежуточная двухцепная свободностоящая ПБ110-6	АС 70/11 С50	I	275	1.81 1967

4. Определение технико-экономических показателей электрической сети

Суммарные затраты на сооружение электрической сети определяются по следующим

формулам:

,

где , , , ,

.

4.1) Расчет капиталовложений на сооружение ЛЭП

1) линия ПСА – ПС1

Для II района по гололеду и марки провода АС-240/32, выбираем опоры стальные двухцепные.

Затраты на сооружение 1 км данной линии (из справочника):

(тыс. руб. / км).

Капиталовложения на сооружение линии ПСА – ПС1:

(тыс.руб.);

2) линии ПС1 – ПС4, ПС1 – ПС2 и ПС2 – ПС3

Район по гололеду: I;

марка провода: АС-70/11, 120/19

опоры: ж/б двухцепные.

Затраты на сооружение 1 км данной линии (из справочника):

(тыс. руб. / км).

Капиталовложения на сооружение линий ПС1 – ПС3, ПС1 – ПС2, ПС2 – ПС4:

(тыс.руб.);

3) суммарные капиталовложения в линии

(тыс.руб.);

4.2) Расчет капиталовложений на сооружение подстанций

1) ПСА

Стоимость одной ячейки на 220 кВ при отключаемом токе до 40 кА:

(тыс. руб.).

Стоимость двух дополнительных ячеек на 220 кВ:

(тыс. руб.).

Суммарные капиталовложения в ПСА:

(тыс. руб.).

2) ПС1

ОРУ 220 кВ: а) постоянная часть затрат (схема четырехугольник): (тыс. руб.);

б) стоимость 4 ячеек 220 кВ:

(тыс. руб.).

ОРУ 110 кВ: а) постоянная часть затрат (сборные шины):

(тыс. руб.);

б) стоимость 8 ячеек 110 кВ:

(тыс. руб.).

ОРУ 10 кВ: стоимость двух ячеек КРУ с выключателями:

(тыс. руб.).

Суммарные капиталовложения в ПС1:

= (тыс. руб.).

3) ПС2

ОРУ 110 кВ: а) постоянная часть затрат (сборные шины):

(тыс. руб.);

б) стоимость 6 ячеек 110 кВ:

(тыс. руб.).

ОРУ 10 кВ: стоимость двух ячеек КРУ с выключателями:

(тыс. руб.).

Суммарные капиталовложения в ПС2:

(тыс. руб.).

4) ПС3

ОРУ 110 кВ: а) постоянная часть затрат (сборные шины):

(тыс. руб.);

б) два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со сторон линий.

(тыс. руб.).

ОРУ 10 кВ: стоимость двух ячеек КРУ с выключателями:

(тыс. руб.).

Суммарные капиталовложения в ПС3:

(тыс. руб.).

5) ПС4

ОРУ 110 кВ: а) постоянная часть затрат (сборные шины):

(тыс. руб.);

б) два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со сторон линий.

(тыс. руб.).

ОРУ 10 кВ: стоимость двух ячеек КРУ с выключателями:

(тыс. руб.).

Суммарные капиталовложения в ПС3:

(тыс. руб.).

6) Стоимость трансформаторов, используемых в выбранном варианте сети:

(тыс. руб.),

(тыс. руб.),

(тыс. руб.),

(тыс. руб.),

(тыс. руб.).

7) Суммарные капиталовложения в подстанции

= 8432.48 (тыс. руб.).

4.3) Расчет издержек на возмещение потерь активной энергии

1) Потери энергии в ЛЭП:

; (ч) =>

(ч);

(МВт∙ч);

(МВт∙ч);

(МВт∙ч);

(МВт∙ч).

(МВт∙ч).

2) Потери энергии в трансформаторах:

а) постоянные потери:

(МВт∙ч);

б) переменные потери:

ПС1:

(МВт∙ч).

ПС2: ; (ч), =>

(ч),

(МВт∙ч).

ПС3: ; (ч), =>

(ч),

(МВт∙ч).

ПС4: ; (ч), =>

(ч),

(МВт∙ч).

Σ:

(МВт∙ч).

3) Суммарные издержки:

(тыс. руб./год).

Таким образом, суммарные затраты на сооружение сети составят:

= 57321.71 (тыс. руб.).