3. Обґрунтування необхідності і місця розміщення црп в районній мережі.

В тих випадках., коли електрозабезпечення всіх або більшості ПС району доцільні від ЦРП, отримуючої живлення від двох РПС енергосистеми, необхідно обгрунтувати місце знаходження ЦРП.

Місце побудування ЦРП рекомендується вибирати в центрі електричних навантажень (ЦЕН), який характеризується координатами Х₀ і Y₀:

; ; (6)

де Р_і – навантаження споживачів (ПС) 1-5; X_і і Yі- координати розміщення ПС на плані району.

Щоб не збільшувати число підстанцій, ЦРП необхідно сполучити з найближчою до ЦЕН споживчої підстанцією ПС.

Вважається доцільним побудова ЦРП для живлення споживачів району, якщо відстань від РПС до ЦРП в три і більше разів перевищує середньовзвішану відстань від ЦРП до споживачів (ПС) району, котра може бути визначена по формулі:

(7)

де Р_і – потужність і-го споживача (ПС), МВт; L_і – відстань від і-го споживача (ПС) до ЦРП, км.

2. Вибір параметрів основного електрообладнання.

2.1. Вибір трансформаторного обладнання на підстанціях району.

Згідно стандарту трансформатори витримують на протязі не більше 5 діб перенавантаження в 1,4 номінальної потужності на час максимумів навантаження впродовж не більше 6 годин на добу. Тому при виборі одиничного навантаження трансформаторного обладнання на знижуючих підстанціях проектуємої мережі з урахуванням вказаного допустимого коефіцієнта перенавантаження і одним відключеним трансформатором на підстанціях використовують умови:

• для двохобмоточних трансформаторів

(8)

• для трьохобмоточних трансформаторів

(9)

Де n_T – кількість однотипних трансформаторів; n_T 2;

- розрахункове максимальне навантаження підстанції в нормальному і післяаварійному режимах;

- розрахункові максимальні повні потужності навантаження відповідно на стороні середньої і низької напруги трансформатора.

Первинний вибір потужності трансформаторів виконується за розрахунковими навантаженнями, а потім уточнюється після вибору компенсуючих приладів.

Вибір кількості трансформаторів залежить від необхідності в безпеці електрозабезпечення споживачів. На практиці проектування на підстанціях всіх категорій необхідна як правило установка двох трансформаторів. Якщо до складу навантаження підстанції входять споживачі I-ї категорії то число встановлених трансформаторів має бути не менше двох.

При існуючій шкалі номінальних потужностей трансформаторів можна значно знизити необхідну сумарну потужність на підстанціях при збільшенні кількості трансформаторів більше двох. Але, не зважаючи на це, капітальні витрати і експлуатаційні витрати вцілому на підстанціях одержують великими в наслідок зростання відносних витрат на 1 кВА з зменшенням одиничної потужності трансформатора. З врахуванням вище згаданого установка на підстанціях n_T > 2 використовується, втому числі, в тих випадках, коли на споживчих підстанціях за техніко-економічними міркуваннями доцільне використання двох середніх напруг; коли для покриття навантаження не досить граничної потужності двох трансформаторів за існуючою шкалою.

На великих фабриках окусковання гірничорудних підприємств необхідно використовувати два рівні напруги – 6 і 10 кВ. Це обумовлено випуском двигунів потужністю 3-5 МВт тягодуттєвих машин (димотягів) тільки на навантаження 10 кВ, на які в той же час не випускають двигуни потужністю менше 630 кВт. У вузлах навантаження необхідна також напруга 35 кВ. На первинну напругу 150 кВ за існуючою шкалою гранична потужність трансформатора 63 МВА .

Тому , крім двохтрансформаторних підстанцій, для зменшення числа ПС в вказаних випадках передбачає встановлення від 3 до 6 трансформаторів(в останньому випадку 4 двухобмоточних – по два з вторинною напругою відповідно 6 і 10 кВ і 2- трьохобмоточних з СН 35 кВ).

Для забезпечення допустимих нормованих відхилень рівень напруги у споживачів всі трансформатори ПС слід приймати з приладами регулювання напруги під навантаженням (РПН). Автоматичне регулювання здійснюється блоком автоматичного управління і приводом БАК РПН.

Результати розрахунків вибору кількості і потужності трансформаторів, необхідних для встановлення на всіх ПС, а також каталогові дані вибраних трансформаторів показані в таб.2.

Таблиця 2

Вибір трансформаторів на підстанціях споживачів

Підстанція	Smax, MBA	Sт.ном, МВА	nT	Каталогові дані трансформатора
				тип	відомості
1
2
3
4
5

Вибір автотрансформаторів на РПС.

На потужних вузлових РПС з вищою напругою U_вн 220 кВА, як правило, встановлюють автотрансформатори (АТ), які мають ряд переваг порівняно з трансформаторами ( менша маса, вартість і втрати енергії) при тій же потужності. На РПС, обладнаних АТ і живлячих на стороні СН великі промислові райони, має бути мінімум два АТ.

Відповідно до завдання на курсовий проект на РПС має бути АТ 330/110(150) кВ.

Вибір одиничного навантаження автотрансформаторів за умови (9) для трьохобмоточних трансформаторів. В якості навантаження на стороні середньої напруги (мал.4) S_с автотрансформаторів приймають сумарне навантаження всіх ліній мережі району, відходящих від шин СН АТ. Сумарне розрахункове навантаження споживачів району знаходяться з виразів (3)-(5).

З урахуванням сумарного розрахункового навантаження використовується установка на РПС не менше двох АТ відповідної потужності.

Вибір за умовою (9) необхідно також доповнити перевіркою за умовою

; (10)

Де - коефіцієнт вигідності ; =1-U_cн /U_вн ;

U_cн, U_вн - номінальна напруга обмоток середньої і високої напруги АТ, S_ат.н – номінальна потужність АТ ; S_{нн.н .} – номінальна потужність обмотки низької напруги (типова потужність S_тип ;_.) АТ; S_{нн.н . =} S_тип ;

Отримані значення і S_тип необхідно порівняти з каталожними даними, приведеними в . Каталожні дані вибраних АТ заносяться до таблиці, подібній табл.2.

2.2 Приблизне визначення приведених навантажень підстанцій

Для вибору перетинів дротів на ділянках мережі в кожному з двох розглядаємих варіантів необхідно виконати наближений розрахунок потокорозпреділення в режимі максимальних навантажень. З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення числа вузлів) кожна (двох- і більше) споживацька трансформаторна ПС може бути представлена одним вузлом, відповідним стороні високої напруги, шляхом приведення до цієї сторони навантаження S_max , заданого на шинах низької напруги (6-10кВ). При цьому генеровані лініями зарядні потужності не враховують.

Значення приведеного навантаження і-ї підстанції визначається за виразом

S_прив.і =S_max.і+S_т.і , (11)

де S_т.і - сумарні втрати потужності в трансформаторах підстанції ;

S_т.і=P_т.і+JQ_т.і

Значення втрат активної потужності в трансформаторах невелике і в наближених розрахунках ними можна знехтувати, тобто прийняти P_т.і=0. Втрати реактивної потужності значні і їх необхідно враховувати, але для трансформаторів з U_н.вн =35-220кВ допустиме визначення їх наближено, прийнявши Q_т.і0,1S_max.і. Тоді приближене значення приведеного навантаження можна знайти за виразом

S_прив.іP_max.і +J(Q_т.і + 0,1S_max.і) . (12)

2.3. Наближений розрахунок потокорозподілення

Для економічного порівняння даних варіантів схем мережі з достатньою для практики точністю можна користуватися спрощеними методами розрахунку попереднього потокорозподілення (розподіли потоків потужності) в кожному з намічених варіантів. Такий розрахунок виконується при наступних припущеннях.

1. Втрати потужності на цьому етапі не враховують і в якості розрахункової приймається приведене навантаження підстанцій.

2. Напруги у всіх вузлах (точках) мережі приймаються однаковими.

3. Розподіл навантаження між трансформаторами підстанцій приймаються однаковими.

4. Струморозподілення на ділянках розімкненої мережі визначається по першому закону Кірхгофа для вузлових точок. Вузловою точкою вважається кожна точка приєднання підстанції до мережі і точка відгалуження лінії. Розрахунок в магістральній мережі слід починати з найбільш віддаленого вузла.

5. Замкнута мережа передбачається однорідною (тобто з однаковими відносинами для всіх ділянок). Це дозволяє в проектній практиці на стадії, коли параметри ділянок мережі ще не визначені (не вибрані перетини дротів), для визначення потокорозподілення на ділянці мережі використовувати довжину ліній, а не перетини.

У замкнутій однорідній мережі потоки потужності на перших (головних) ділянках визначають по наближених виразах (див. мал. 11):

(13)

(14)

де l_k-б, l_k-a- довжина ділянок мережі від точки К до точки Б і А відповідно; L_а-б - сумарна протяжність всіх ділянок.

l_a-б = l_k-б +l_k-a

Потоки активної , і реактивної , потужності на цих ділянках визначають по аналогічних виразах. На решті ділянок замкнутої мережі потокорозподілення визначається по першому закону Кірхгофа.

Потокорозподілення в кожному варіанті мережі необхідно визначити для нормального режиму при найбільших розрахункових навантаженнях і для найважчого післяаварійного режиму. Під останнім розуміють режим, що виникає після відключення пошкоджених елементів мережі і ліквідації аварійного режиму. Для кожної схеми необхідно визначити той післяаварійний режим при максимальних навантаженнях підстанцій, в якому на ділянках мережі протікають максимальні потоки потужності.

Наприклад, за розрахунковий нормальний режим в проектованій мережі з двохланцюговими лініями прийнята робота двох ланцюгів живлячих ліній, при двосторонньому живленні робота від двох ДЖ. За розрахунковий найважчий післяаварійний режим приймають випадок відключення одного з ланцюгів двохланцюгової лінії, випадок пошкодження однієї з головних ділянок замкнутої мережі.

Розрахунок потокорозподілення повинен містити розрахункові схеми з вказівкою числових комплексних значень потужностей споживачів (ПС), напрямків і величин потужностей на кожній ділянці мережі . Розрахункові схеми повинні складатися окремо для кожної незалежної частини мережі, що відходить від РПС, на затискачах яких відомі напруги.

Вказані розрахункові схеми в нормальному режимі максимальних навантажень є початковими для розрахунку необхідних перетинів дротів. Розрахункові схеми в післяаварійних режимах служать для перевірки прийнятих перетинів дротів по нагріву і визначення найбільших втрат напруги. Приклади розрахунків потокорозподілення приведені в [3,4,5].

Знаючи розподіл потужностей, можна знайти робочі струми (А) на ділянках лінії:

, (15)

де ,- потужності ділянок мережі при максимальних розрахункових навантаженнях: повна, активна і реактивна відповідно, МВА, МВт, Мвар; Uн - номінальна напруга, кВ.

Струми відповідно в робочих і післяаварійних режимах I_p і I_па. Результати розрахунків потужності і струмів на ділянках мережі зводять в таблицю.

2.4. Вибір перетинів і марок дротів на ділянках мережі

При виборі перетину дротів за основу приймаються економічні критерії і враховується ряд обмежень: умови нагріву, механічної міцності і ін. Розрахунок перетину дротів районних мереж напругою Uн 220 кВ, згідно ПУЕ, виконується по економічній густині струму , нормовані значення якого залежно від річного числа годин використовування максимального навантаження Т_max , струмопровідного матеріалу дроту, вигляду ЛЕП приведені в [2,3,5,6,10 і ін.].

Економічно доцільний перетин дротів всіх ділянок лінії розраховується по формулі

, (16)

де I_m - розрахунковий робочий струм в ділянках лінії в нормальному режимі, А; - економічна густина струму.

Одержаний перетин дротів не залежить від кількості паралельних ланцюгів на даній ділянці мережі. Тому для вибору стандартного значення перетину дротів необхідно знайти економічно доцільний перетин одного ланцюга:

, (17)

де n_ц =2 - число паралельних ланцюгів (ліній) на даній ділянці мережі.

Значення F_е, одержані в результаті розрахунку, округляють до найближчих стандартних значень.

У тих випадках, коли проектована мережа виконується дротом одного перетину, має декілька навантажень I_п, і відповідно декілька ділянок завдовжки ~п перетин вибирається по струму головної ділянки лінії. При цьому нормоване значення J_э повинно бути збільшено в k_у раз.

При виборі марки дротів ПЛ слід враховувати, що в мережах з U_HC= 35кВ застосовують сталеалюмінієві дроти, характеристики яких приведені в довідниках. Відношення алюмінієвої і сталевої частин А:С дроту приймається залежно від району по ожеледиці (товщина стінки ожеледі). Відповідно до проектної практики, прийнятої за відсутності достатньої інформації, з метою точнішого рішення для дротів з перетином до 185 мм² приймається марка АС нормального виконання (із співвідношенням перетинів А:С зразково рівним 8).

Після розрахунку перетинів F_е і вибору марки дротів виконується перевірка перетину за умовами:

1) нагріву, шляхом порівняння значень робочого струму І_ПА в найважчому післяаварійному режимі і допустимого тривалого струму І_доп дроту даного перетину; при цьому повинно бути І_па = І_доп; значення І_доп приймається за довідковими даними .

2) відсутність втрат енергії на корону шляхом порівняння значень фактичного перетину F_факт і мінімального перетину дротів за умов корони F_min.k ; при цьому повинна бути F_факт > F_min.k ; значення F_mink при кількості дротів у фазі приведені в ПУЕ.

Uн,кВ F_{ACmin ,}мм²

110 70/11

150 120/19;

3) механічної міцності; механічний розрахунок не входить в число задач даного проекту.

Результати розрахунків перетину дротів по економічній щільності струму на ділянках ПЛ для варіантів 1 – 2 зводять до таблиці 3, а результати перевірки прийнятих перетинів дротів по нагріву – до таблиці 4.

Таблиця 3.

Результати розрахунку перетинів дротів по економічній щільності струму.

Ділянка мережі	Розрахункове максимальне навантаження на один ланцюг		Розрахунковий струм, А в режимі		Довжина, км	Напруга, кВ	Число ланцюгів
			Нормаль ний	Після аварійний

Продовження табл.3

Перетин дрота,

Ділянка мережі

Марка дроту

Перетин ,

Відно шення А:С

Питомий опір дроту, Ом/км

Опір ділянки, Ом

Вага металу, кг

Еко но мічне

Прий няте

Алю міній

сталь

Актив ний

Реак тив ний

Ак тив ний

Реак тив ний

Алю міній

сталь

Таблиця 4.

Результати перевірки перетину дротів по нагріву тривалим струмом в післяаварійних режимах.

Ділянка мережі					Марка дроту		Висновок
В а р і а н т 1

При виборі дротів (перетинів і марок) необхідно частково вирішувати і питання конструктивного виконання лінії (матеріал і тип опор, розташування дротів і відстань між ними на опорі). Кількість ланцюгів обгрунтовується при виборі схем мережі, виходячи з вимог надійності. Для живлення споживачів I-II категорії (ПС) прийняті двох ланцюгові ЛЕП.

Для районної мережі вибір опор виробляється з типових і уніфікованих конструкцій, приведених, наприклад, в [12]. Початковими даними для вибору опор є: матеріал опори, номінальна напруга мережі, район по ожеледі, марка дротів. При цьому можуть бути прийняті уніфіковані сталеві двохланцюгові неоцинковані або залізобетонні опори.

Відстань між дротами лінії може бути визначене за розмірами прийнятого типу опори для ділянки мережі. За цими даними розраховують середньогеометричні відстані між дротами. Усереднені значення D_cp прийняті наступними:

Номінальна напруга, кВ 35 110 150 220,

D_ср,м 3,5 5,0 6,5 8,0.

Прийняті типи опор і їх довідкові дані (зокрема креслення опори) необхідно привести в записці пояснення до проекту.

2.5. Розрахунок втрат потужності і електроенергії.

Оскільки втрати потужності і електроенергії визначають економічні показники даних варіантів схеми мережі, розрахунки цих втрат повинні робитися для кожного варіанту окремо.

Для ПЛ завдовжки до 500 км активні поперечні провідності малі, тому втрати активної потужності в подовжній гілці схеми заміщення ділянки мережі визначаються по формулі

(20)

де - активна,реактивная максимальні розрахункові потужності на ділянці мережі; - активний опір ділянки лінії; U_H - номінальна напруга мережі.

Активний опір ділянки лінії визначають з урахуванням числа паралельних ланцюгів п_ц:

, (21)

Річні втрати електроенергії для ПЛ з U_н 220 кВ

, (22)

де - час максимальних втрат (год.), який залежить від річного числа годин використовування максимального навантаження Т_max (г) і сos

Значення може бути визначене по графіках [3, 5, 6] або по емпіричній формулі

. (23)

Значення Р_л, і W_л розраховують лише для нормального режиму мережі. Післяаварійні режими не розглядаються, оскільки вони відносно нетривалі і практично не роблять помітний вплив на економічні показники, пов'язані з втратами енергії.

Розрахувавши величини Р_л окремих ділянок мережі, знаходять сумарні втрати потужності для кожного варіанту:

. (24)

Втрати електроенергії в лініях мережі, приймаючи однакову величину T_max для всіх споживачів, визначають для кожного варіанту по формулі

, (25)

де п_л - число ліній.

Результати розрахунку втрат потужності і річних втрат електроенергії в лініях зводять в табл. 5.

Таблиця 5. Розрахунок втрат потужності і енергії в лініях

Ділянка мережі	Марка дроту	Довжина l, км	nц	P+jQ, МВА	Uн , кВ	r, Ом	Рл, МВт	Рл∑МВт	Wл∑ МВт-ч

Варіант I (схема мал. ...)

Варіант II (схема мал. ...)

Втрати активної потужності в трансформаторах кожної підстанції розраховують з використанням каталожних даних по виразах: для двохобмотувальних трансформаторів

, (26)

де S_max- модуль потужності навантаження в режимі, що розраховується; S_н.m -номінальна потужність трансформатора; п_т - число однакових трансформаторів на підстанції; для трьохобмоточних трансформаторів

. (26,a)

де S_v, S_c, S_n- навантаження відповідно обмоток ВН, СН і НН трансформаторів; S_vh, S_ch, S_nh- - номінальні потужності відповідних обмоток в останній формулі значення Р_л повинні бути приведені до номінальних потужностей відповідних обмоток.

Сумарні втрати потужності в трансформаторах району визначають по формулі

, (27)

де ΔР_{X∑ ,} ΔР_K∑- сумарні втрати потужності в трансформаторах

підстанцій відповідно XX (у сталі) і КЗ (у міді).

Втрати ΔР_X∑ ,ΔР_K∑- розраховують окремо, оскільки річні

втрати електроенергії в трансформаторах підстанцій споживачів визначають по формулі

, (28)

де Т - час знаходження трансформаторів під напругою, Т=8760 ч. Сумарні річні втрати енергії в трьох обмотувальних трансформаторах

, (29)

де індексами 1, 2, 3 позначені величини, що відносяться відповідно до обмоток ВН, СН і НН.

Результати розрахунку втрат в трансформаторах зводять в таблицю 6.

Таблиця 6. Розрахунок втрат потужності і енергії в трансформаторах.

Підстан ція	Наван таження Smax, MBA	, MBт	, MBт		, МВт

Витрата електроенергії споживачами району

, (30)

де P_max.i - максимальні потужності споживачів (підстанцій), що входять в район.

3. ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ І ВИБІР ОСТАТОЧНОЇ СХЕМИ

МЕРЕЖІ.

3.1 Техніко –економічні розрахунки

Економічним критерієм, за яким визначають економічно оптимальний варіант, являється мінімум зведених витрат З (тис. грн.), розрахунок яких для кожного із розглянутих варіантів мережі при її спорудженні протягом одного року, проводять за формулою

З= Ен К+И+У , (31)

де Ен –нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, Ен=0,12; К –капітальні одночасні витрати на спорудженні об’єкти мережі, тис. грн.; И –щорічні витрати на експлуатацію мережі, тис. грн.; У – економічні збитки від перерв електропостачання, які викликанні відключенням споживачів внаслідок пошкодження і планових ремонтів елементів мережі, тис. грн./рік.

Як правило, в порівнюємих за економічними показниками варіантах маються ті або інші повторюємі елементи і частини, в зв’язку з цим доцільно намітити таку послідовність їх порівняння, яка забезпечить мінімальні витрати праці на виконання розрахунків. Наприклад, одні і ті ж елементи мережі, які повторюються в всіх варіантах, не повторюються.

Визначення економічних показників окремо для кожного варіанта і їх порівняння проводиться в наступному порядку.

1.Визначаються капіталовкладення за всіма варіантами. Капіталовкладення (вартість електрообладнання і ін.) визначаються заукрупненими показниками вартості елементів мережі (3,5,6 і ін.). Одночасно капітальні вкладення К на мережу в кожному варіанті складаються з витрат на спорудження ліній Кл і підстанцій Кп . Витрати на ЛЕП

Кл = Кло l, (32)

де Кло –вартість 1 км ПЛ, тис. грн.; l –довжина ПЛ, км.

Розрахунок вартості ліній зручно звести в таб.7.

Таблиця 7. Вартість ліній мережі Кл

Ділянка мережі	Марка дроту	Ціна 1 км, тис. грн.	, км	Кл ділянки, тис. грн.

Варіант 1 (схема мал. ......)

Разом по варіанту 1

Варіант 2 (схема мал. ......)

Разом по варіанту 2

В капітальні вкладення на підстанції Кп входять витрат, які враховують вартість трансформаторів Кт , вимикачів Кв, і ОРУ підстанцій КОРУ, постійну частину витрат КПОСТ [3,5,6]:

(33)

Розрахунок капітальних вкладень на підстанції також можна звести у таблицю.

2. Визначити щорічні витрати по варіантам.

Щорічні витримки на експлуатацію мережі И становлять відчислення від капітальних витрат на амортизацію (капремонт і заміну), ремонт та обслуговування ліній Ил і підстанцій Ип та щорічні витрати на компенсацію втрат електроенергії И в елементах мережі׃

, (34)

де аа,ар,ао –відчислення на амортизацію, ремонт та обслуговування лінії і підстанцій, %, нормативні значення можуть бути прийняті׃ для підстанцій - 9,3%, лінії - 3,1%; Сэ-разрахункова вартість 1кВт*ч втраченої електроенергії; ΔW- визначені втрати в мережі електроенергії, МВт.ч; ΔW=ΔWлΣ+ΔWтΣ; ΔWлΣ , ΔWтΣ- втрати електроенергії в лініях та трансформаторах, котрі визначаються у п.2.5 курсового проекту.

3.Визначення економічних збитків від перерв електропостачання по кожному з сопоставленних варіантів.

Тут оцінюємо надійність порівнюваних варіантів електричної мережі. При рівнонадійності мереж ця складова приведених втрат не враховується.

У цьому випадку збитки представляють суму׃

УΣ= Ув+Уп, (35)

де Ув,Уп-математичне очікування втрат від аварійних та планових відключень і простоїв.

У курсовому проекті планові відключення не враховуємо, тоді

У=Ув=УоWнд, (36)

де Уо- розрахункові річні питомі втрати від недовідпуска електроенергії, грн./(кВт-г), прийняті умови завдання на проект; Wha-електроенергія, недодана користувачам завдяки відмові у мережі на протязі року, кВт-г/рік.

Для оцінки надійності мережі можна використовувати комплексний показник –коефіцієнт вимушеного (аварійного) простою (у.о.)

Кв=Ка=Тп/Т, (37)

де Тп- час простою користувача (середня сумарна повторюваність перерв електроспоживання) за рік,г; Т-річне число годин, Т=8760 г. Значення

Тп=ωТв,

де ω-показник потоку відмов мережі, відкл/рік; Тв-середній час відтворення мережі після відмови, г.

Тоді кількість недовідпущеної електроенергії

Wнд= кв Wрік/8760=ωТвWрік/8760, (38)

де Wрік- електрична енергія, добута користувачем за рік (760 г), кВт-г/рік; Wрік=РмахТ мах; Рмах-розрахункове максимальне навантаження користувача; Т мах-річне число годин використовування максимума навантаження, г.

Розрахунок показників надійності мереж електроспоживання в розрахунковій точці електричної мережі виконують по слідуючому алгоритму׃

а) дійсна схема електричних з’єднань представляється схемою заміщення по надійності. Елементи схеми представляють у вигляді відділень та вузлів;

б) визначаються чисельне значення показників надійності елементів схеми, частину з котрих знаходять по довіднику, частина розраховується;

в) схема заміщення поетапно еквівалентується об’єднанням послідовно та паралельно з’єднаних елементів.

Показники надійності ділянок мережі, що представляють сукупність тісно зв'язаного устаткування, залежать від схеми мережі, значень показників надійності елементів, блок-схеми і визначаються розрахунками. Так, показники надійності ділянки мережі, що має лінію і комутаційні апарати на живлячій і приймальній підстанціях розраховуються по формулам послідовного з'єднання елементів. Двохланцюгова лінія приймається як система із змішаним з'єднанням елементів, де паралельно сполучені елементи 1, 2 показники надійності окремих ланцюгів і їх відмови незалежні події, а загальний послідовний елемент 3 характеризує одночасну залежну відмову обох ланцюгів (наприклад, в наслідок поломки двохланцюгової опори ВР). Методика визначення параметрів надійності, значення одиничних показників W і Тв різних елементів мережі приведені [5, 11, 15 і ін.]. Показник надійності ЛЕП, , - питомий параметр потоку відмов/км; - довжина ЛЕП.

4. Визначаються сумарні приведені витрати по кожному з варіантів. Результати розрахунків приведених витрат, що становлять, по даних варіантах електричної мережі зводяться в табл.8. Техніко-економічні показники порівнюваних варіантів електричної мережі (витрати, тис.грн).

Варіант мережі

П о к а з н и к и

Uн

Кл ∑

Кп ∑

К ∑

ЕнК ∑

Ил ∑

Иг ∑

И∆w∑

И ∑

Уо

У∑

З∑

Вага металу дрота

абсолютні

відносні

алюміній

сталь

На підставі порівняння і аналізу даних табл.8 вибирається оптимальний варіант, що характеризується мінімальними приведеними витратами. Варіанти, в яких відмінність приведених витрат складає менше 5 %, вважаються равноекономічнимі. В цьому випадку при рівності номінальної напруги вибір здійснюється з використанням додаткових критеріїв. Остаточно приймається варіант, що має менші капітальні витрати, втрати потужності і енергії, витрату металу, більшу надійність електропостачання і т.п.

У результаті указується, який варіант мережі приймається для детальної подальшої розробки.

3.2. Опис роботи схеми мережі в аварійних режимах.

Тут описується робота прийнятої схеми мережі при КЗ на одній з ліній районної мережі, а також при пошкодженні одного з трансформаторів на підстанції споживача. Приклади опису для деяких схем приведені нижче.

Радіальні схеми з короткозамикачами на підстанції. Під дією релейного захисту від внутрішніх пошкоджень в трансформаторі, до яких нечутливий захист головної ділянки лінії, включається короткозамикач і відбувається штучне КЗ або передається сигнал, що викликає відключення вимикача на головній ділянці лінії. Головний вимикач в даній випадку здійснює захист лінії і трансформатора, а встановлений на ньому пристрій АПВ діє при пошкодженнях в лінії і в трансформаторі.

Магістральні схеми з відокремлювачами і короткозамикачами на підстанції.

Дія схеми з короткозамикачами відбувається в такій послідовності: при дії релейного захисту трансформатора подається сигнал на включення короткозамикача пошкодженого трансформатора, внаслідок чого від свого захисту відключається вимикач з АПВ на головній ділянці живлячої лінії. Після цього відокремлювач відключає пошкоджений трансформатор під час так званої "бестокової паузи", потім АПВ, що має необхідну витримку часу, знов включає лінію, тим самим відновлюється живлення решти підстанцій, підключених до даної лінії.

Схеми з двостороннім живленням

При пошкодженні трансформаторів ПС відключаючий імпульс (сигнал) подається на ввідний і секційний вимикач секції ЦРП, до якої підключений пошкоджений трансформатор. Після відключення відповідного відокремлювача на ПС обидва вимикачі включаються пристроями АПВ, зберігаючи напругу на секції. При пошкодженнях на лініях, що відходять, секція, до якої підключена пошкоджена лінія, знеструмлюється на якийсь час, необхідний для усунення пошкодження або відключення лінійного відокремлювача. Цей недолік схеми компенсується наявністю резервування і пристроїв АВР в системі внутрішнього електропостачання об'єктів.

4. РОЗРАХУНОК БАЛАНСУ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ, ВИБІР І РОЗМІЩЕННЯ КОМПЕНСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ.

Для виконання умови балансу реактивної потужності в електричній мережі необхідно, щоб у будь-який момент часу сумарна споживана реактивна потужність Qспож, необхідна для електропостачання району, дорівнювала реактивній потужності, що генерується, в мережі Qг: Qг = Qспож.

Оскільки споживачам промислового району режим реактивної потужності в мережі задає енергосистема, балансу реактивної потужності в мережі повинна відповідати розгорнена рівність:

, (39)

де - сумарна реактивна потужність навантажень споживачів в заданих пунктах;

=; - максимальна сумарна активна потужність навантаження; Ку.м- коефіцієнт участі в максимумі навантаження енергосистеми (у загальному випадку при розрахунку балансу потужності приймається, що періоди споживання активних і реактивних навантажень у споживача не співпадають по часу); для реактивних навантажень орієнтовно Ку.м=0.95;

- сумарні втрати реактивної потужності відповідно в трансформаторах підстанцій і в лініях мережі;

- зарядна потужність, що генерується лініями мережі; - реактивна потужність додаткових джерел (компенсуючих устройств - КУ); К - число приймальних пунктів (підстанцій) мережі.

Розрахункові втрати реактивної потужності в елементах мережі визначаються таким чином. Втрати реактивної потужності в трансформаторах підстанцій

, (40)

де - втрати реактивної потужності в трансформаторах i-ї підстанції; втрати реактивної потужності в трансформаторах розраховують по виразах: для двохобмотувальних трансформаторів

=, (41)

де Sі- повна потужність навантаження i- ї підстанції; - кількість однотипних трансформаторів на підстанції; Sн.ті -номінальна потужність трансформатора;

для трьохобмотувального трансформатора

; (41,а)

у останній формулі значення Uk приведені до номінальних потужностей відповідних обмоток.

Втрати реактивної потужності в лініях мережі

, (42)

де -втрати потужності на і-й лінії (на і-й ділянці мережі);

, (43)

,- - активна і реактивна потужності на i- й ділянці мережі (по результатах

наближеного розрахунку потокорозподілення в п.2.3); - індуктивний опір i-ї ділянки мережі; - число ланцюгів.

Розрахунок втрат реактивної потужності в трансформаторах підстанцій споживачів і в лініях мережі зводять в табл.9 і 10.

Таблиця 9. Втрати реактивної потужності в трансформаторах підстанцій споживачів

Підстанція	Тип трансформатору	Ік, %	Uк, %
1
2
...
5

Таблиця 10. Втрати реактивної потужності в лініях мережі.

Ділянка мережі		Uн, кВ

Зарядні потужності мережі підсумовуються по окремих лініях:

, (44)

де -зарядна потужність і-ї лінії;

, (45)

-реактивна провідність лінії; ,

- питома ємнісна провідність лінії; ; - довжина лінії;

- число ланцюгів.

Розрахунок зарядної потужності доцільно звести в табл.11.

Таблиця 11. Реактивні зарядні потужності ліній

Ділянка мережі	Марка дроту	Uн, кВ

Баланс реактивних потужностей району повинен бути визначений в нормальному і післяаварійному режимах при максимальних навантаженнях споживачів. Він може бути представлений за формою табл.12.

Таблиця 12.

Складові балансу	Реактивна потужність
	МВар	%
1.Навантаження підстанцій
ПС 1
ПС 2
ПС 3
ПС 4
ПС 5
2. Сумарні навантаження всіх ПС
3. Втрати потужності на
ПС 1
ПС 2
ПС 3
ПС 4
ПС 5
4. Сумарні втрати на ПС
5. Втрати потужності в проектованих лініях
6. Сумарні втрати в лініях
7. Повні втрати в мережі (п.4+п.б)
8. Потужності, що генеруються, в системі
а) лінії
б) компенсуючі пристрої
9. Сумарна потужність, що генерується (п.8,а + п.8,б)

Складання сумарної споживаної реактивної потужності, що генерується, дозволяє зробити висновок про наявність або відсутність дефіциту реактивної потужності в мережі і про необхідність додаткової установки в районній мережі КУ або відсутності такої необхідності. Потрібна сумарна потужність КУ для покриття дефіциту визначається з умов балансу реактивної потужності

(46)

Розміщення (місця установки) КУ в електричній мережі впливає на економічність режимів роботи мережі і на рішення питань регулювання напруги. Тому розташування КУ проводиться на основі техніко-економічних розрахунків. При цьому використовують рекомендації по розміщенню КУ в мережі. Зокрема, в електричних мережах з декількома номінальними напругами слід в першу чергу здійснювати практично повну компенсацію реактивних навантажень в мережах вторинних напруг.

У мережах гірничопромислових районів з великою щільністю навантаження і короткими лініями 110(150) кВ, допускаючих проходження великих потоків реактивної потужності без великих втрат напруги, може виявитися доцільним відмова від установки КУ в мережах 110(150) кВ і зосередження в споживчих підстанціях.

Тому в курсовому проекті розподіл сумарної потужності намічених до установки КУ Qку, необхідної для повної компенсації споживаної реактивної потужності в мережі, проводиться пропорційно реактивним навантаженням споживачів. Тоді потужність КУ кожної підстанції складе

(47)

Основним типом КУ, встановлюваних в мережах по умові покриття потреби в реактивній потужності, є батареї статичних конденсаторів. Необхідна потужність БСК, встановлюваних на кожній з підстанцій, вибирається паралельним включенням комплектних конденсаторних установок, що серійно випускаються, дані про яких приведені [2,3,5,6,11 і ін.].

Кількість КУ повинна бути парною, щоб розподілити їх порівну на кожну секцію шин вторинної напруги підстанції. Результати розрахунків і вибору КУ зводяться в табл.13.

Таблиця 13.- Компенсуючі установки споживачів

Підстанція споживача	Вимагаєма потужність Qку.і, МВАр	Відомості КУ			Кількість КУ, шт.	Сумарна номінальна потужність установки Qку.н, МВАр
		тип	Потужність МВАр	Uн, кВ
1
2
3
4
5

Компенсація реактивної потужності може істотно впливати на значення повних навантажень підстанцій, а отже, і на вибрані номінальні потужності трансформаторів, перетин дротів лінії, втрати потужності енергії і напруги в мережі. Тому після вибору потужності КУ і їх розміщення по підстанціях в проекті проводиться уточнення розрахункових реактивних складових навантажень, потужностей трансформаторів і перетинів дротів ПЛ з урахуванням установки КУ. Для цього уточнюються навантаження на вторинній стороні трансформаторів підстанцій

. (48)

Результуючі навантаження S₂ за наявності КУ зменшуються в порівнянні з початковими даними і може опинитися, що на деяких підстанціях допустимо встановити менш могутні трансформатори. Тому необхідно виконати повторний розрахунок необхідних потужностей підстанцій (п.2.1) і перетинів ПЛ (п.2.4).

Всі подальші розрахунки параметрів режимів роботи мережі проводять по уточнених потужностях трансформаторів, перетинів ПЛ.

5. РОЗРАХУНКИ РОБОЧИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.

Завдання цього розділу полягає у визначенні значень основних параметрів (потужностей, струмів, напруг) в гілках і вузлах схеми заміщення мережі для наступних розрахункових режимів: нормального при максимальних і мінімальних навантаженнях, післяаварійного при максимальних навантаженнях (що виникає після відключення найбільш завантажених ліній - одного з ланцюгів або головної ділянки замкнутої мережі).

Початковими даними (відомими величинами) при розрахунках робочих режимів проектованої районної мережі є: схема електричних з'єднань мережі, що характеризує взаємний зв'язок всіх її елементів, їх опору і провідності, активні і реактивні потужності (навантаження) споживчих підстанцій, значення номінальних напруг мережі і напруги на шинах ДЖ (РПС), прийняте за початкове.

Розрахунки робочих режимів районої мережі проводять на основі її розрахункової схеми заміщення, при цьому використовують метод послідовного наближення (ітераційний метод).

5.1. Складання розрахункових схем

Для розрахунку режиму роботи мережі складають наступні три схеми мережі, кожна з яких еквівалентна попередній: початкова, заміщення, з розрахунковими навантаженнями.

Перша (початкова) схема містить зображення мережі з трансформаторами підстанцій і заданими навантаженнями на їх вторинній стороні. На мал.5,а приведений приклад такої схеми.

Друга схема заміщення мережі повинна містити комплексні значення приведених потужностей трансформаторів підстанцій, а лінії мережі повинні бути зображені П-образними схемами заміщення з приведеними чисельними значеннями половинних зарядних потужностей ліній. На мал.6 приведений приклад такої схеми.

Третя схема з розрахунковими навантаженнями (приклад приведений на мал.7) містить розрахункові навантаження споживачів і опорів ліній.

Ці схеми складають послідовно після відповідних розрахунків, вказаних в подальших пунктах даного розділу проекту.

5.2. Визначення приведених розрахункових навантажень підстанцій

При розрахунках робочих (сталих) режимів можливі різні представлення комплексного навантаження в схемах заміщення мережі. У мережі з напругою

U_H < 220 кВ схему заміщення можна спростити за рахунок знаходження так званих приведених і розрахункових навантажень.

З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення числа вузлів) кожна споживацька трансформаторна підстанція може бути представлена одним лише вузлом, відповідним стороні вищого напруги шляхом приведення до цієї сторони навантаження S_H(S₂), заданого на стороні нижчої напруги. Це обгрунтовано тим, що для трансформаторів з U_н <220 кВ допустиме використовування схеми заміщення, де гілка намагнічення замінена відбором потужності, рівним сумарним втратам холостого ходу, а повздовжня гілка - втратами потужності в опорах трансформатора.

Значення приведеної до шин ВН потужності (навантаження) і-й споживацької підстанції визначається по виразу

(49)

де S_ні- навантаження на шинах НН i-й підстанції; ΔS_Ti- сумарні втрати (у міді і сталі) в трансформаторах i-й підстанції. Тоді

(50)

Складові втрат потужності ΔP_T,ΔQ_T в трансформаторах розраховують по виразах (26, 26а, 41,41а).

Крім того, при розрахунках і складанні схем заміщення електричних мереж з U_H<220кВ допустимо і зручно виключити з схеми поперечні гілки з ємнісними провідностями ЛЕП і замінити їх постійними потужностями, що дорівнюють половині зарядних реактивних потужностей, ділянками ліній, що примикають до даного вузла, що генеруються. Тим самим кожна i-я підстанція представляється деякою розрахунковою потужністю (навантаженням) окремих вузлів мережі S_розр. При обліку зарядних потужностей ліній змінюються реактивні потужності у вузлах. Розрахункова потужність вузла навантаження в різних режимах роботи мережі визначається по виразу (51)

(51)

де - зарядні потужності ліній, що зв'язують вузол i з вузлами j, число яких рівне K (K - число ПЛ з U_H ≥110кВ, відповідних до i -ї підстанції).

Наприклад, для вузла 1 (см.мал.6)

Зарядні потужності ліній Qc обчислюються по виразу (45). Втрати потужності в трансформаторах і зарядні потужності визначають по номінальній напрузі мережі.

Після визначення розрахункових потужностей підстанцій схема заміщення мережі спрощується, оскільки вона містить лише параметри (опору r, х повздовжніх гілок ліній і має вигляд, показаний на мал.7).

У розімкненій і простій замкнутій розгалудженій мережі (мал.5,6) розрахункове сумарне навантаження вузлової точки 3 з відгалудженням може бути визначена так

;;;;

Якщо замкнута мережа має відгалудження, вони замінюються еквівалентним розрахунковим навантаженням, приведеним до вузлової точки. Це навантаження включає приведену потужність підстанції і втрати потужності у відгалудженні (див. приклад 2.16 в [4]).

Результати обчислень за визначенням приведених і розрахункових навантажень споживачів зводять в табл.14.

Таблиця 14. Приведені і розрахункові навантаження споживачів

Споживач (підстанція)	МВА	МВА	МВА	Мвар	МВА

Режим районних мереж при заданих значеннях напруги на шинах ДЖ і розрахункових навантажень підстанцій розраховується в два етапи: на першому знаходиться розподіл потужності і їх втрат; другий етап дозволяє визначити по знайдених потоках потужності напруги у вузлах заміщення мережі.

5.3. Визначення потокорозподілення в мережі

Розрахунок потокорозподілення (розподіли потоків повної потужності) по гілках мережі при U_H ≥110кВ виробляють по розрахункових навантаженнях з урахуванням втрат потужності, які визначаються в припущенні, що у всіх вузлових точках мережі напруга дорівнює номінальній, тобто U_i=U_H,. Втрати потужності на деякій ділянці між вузловими точками 1 і 2 визначають відповідно до формул

; ₍₅₂₎

Розрахунок режиму починають з потокорозподілення, тобто визначення потужностей на початку і в кінці ділянки мережі. Незалежно від схеми мережі

потужність на початку ділянки (гілки) лінії S' рівна сумі потужності навантаженню в кінці його S' і втрат потужності в опорах цієї ділянки ΔS:

₍₅₃₎

У загальному випадку параметри схеми заміщення ПЛ довжиною до 250 км визначають по виразах:

r_л=r_о1/n_ц; х_л=х₀1/n_ц (54)

де г₀, _Хо- питомий активний і індуктивний опори; г₀, x₀,r₀- приймається за довідковими даними; розрахункове значення х₀=0.144lg(2D_cp/d_пр) +0.0157;

D_cp-среднегеометрична відстань між дротами фаз лінії; d_сp - діаметр дроту; n_ц - число паралельних ланцюгів.

Результати розрахунків потужності на ділянках мережі зводять в табл. 15.

Таблиця 15. Розрахунок потужностей в кінці і початку ділянок мережі.

Ділянка мережі на схемі	Втрати в лінії		Потужність гілки в максимальному режимі, МВА
	МВт	MBт	S' = P' + jQ' на початку гілки	S' =Р''+ jQ'' в кінці гілки

У розрахунковій практиці виділяють два види електричних мереж і відповідних їм розрахункових схем: розімкнені і замкнуті.

Розрахунок потокорасподілення в розімкнених мережах. У розімкненій розгалуженій магістральній мережі однієї напруги (мал.8) при першому наближенні (нульової ітерації) розподіл потужності по ділянках лінії розраховують з урахуванням втрат потужності в опорах і проводностях. Розподіл потужностей, які проходять через окремі ділянки, знаходять простим підсумовуванням потужностей навантаження і втрат потужності в мережі. При цьому для будь-якого вузла мережі повинен виконуватися 1 закон Кирхгофа.

Розрахунок потокорасподілення і визначення втрат потужності на ділянках мережі для додавання до потужності навантажень доцільно вести, починаючи з найбільш видалених кінцевих точок мережі, де відоме навантаження. У вузлових точках мережі виробляють складання значень потужності відповідного навантаження в місцях підключення і навантажень гілок, що відходять. Розрахунок продовжують до визначення повної потужності, що поступає в мережу з пунктів живлення. При розрахунку мереж різних номінальних напруг приведення всіх параметрів мережі до однієї (базисної) напруги в розімкнених мережах не потрібне, оскільки кожна з мереж може розглядатися незалежно.

При нульових ітераціях визначаються потужності на початку і кінці кожної ділянки S" і S' по виразу (53). Для пояснення методики розрахунку і визначення розрахункового навантаження на мал.9 приведена принципова схема фрагмента мережі.

У розрахункове навантаження окрім приведеної потужності підстанції входять зарядні потужності в проводностях лінії:

Потужність в кінці n-ї ділянки мережі з урахуванням підключеного навантаження S_n і зарядної потужності в проводностях, включених в кінці ділянки, визначається виразом з вказівкою ітерації 0:

S=S_n(0)+0,5U_H²jb_n.

Потужність на початку цієї n-ї ділянки лінії S'_n відрізняється від потужності в кінці цієї ділянки S^”_n на втрати потужності в опорах ділянки

де;

;

Потужність в кінці (n-1) ділянки S^’’_(n-1)(0)по балансу потужностей у вузловій точці (див. схему мал.8) визначається сумою потужностей S_n(0) і S_F (потужність, споживана навантаженням в кінці цієї ділянки) і сумарною потужністю, що генерується проводностями, включеними на початку n-го і в кінці (n-1) ділянок мережі:

Точно також розподіляються потужності у всій решті ділянок лінії. При відомих потужностях на початку і в кінці кожної ділянки після першої (нульовий) ітерації відомі потужність на початку лінії, де також відома напруга U₀ (див.мал.9).

Розрахунок токорозподілення простих мережах з напругою U_H220 кВ. Будь-яка мережа при розрізанні в крапці ДЖ приводиться до мережі з двостороннім живленням, тобто в лінію з двома ДЖ на кінцях. Тому далі розглядається методика знаходження токорозподілення в такій мережі. Розподіл потужності по окремих ділянках встановлюється після спеціальних розрахунків. Напрямок потоків потужності на окремих ділянках мережі приймається довільно, дійсний їх напрям визначається в результаті розрахунку.

Розрахунок робочого режиму ведеться за допомогою методу послідовних наближень в два етапи. На першому етапі розрахунку напруга у вузлах

приймають рівними номінальній напрузі мережі, а втратами потужності в мережі нехтують ( ΔS_лі= 0). При цих допущеннях на початку визначають

потоки потужності на головних ділянках мережі. Для схеми мал.10 з поживацькими підстанціями, одержуючими живлення від двох ДЖ потужності, протікаючі на головних ділянках мережі (А-1 і Б-) визначаються виразами:

_, (55)

де S_k розрахункове значення навантаження в точці К

Z_K-В, Z_K-A - спряжені комплекси опорів від точки К до відповідного кінця (Б або А);

Z_A-B – спряжений комплекс сумарного опору між точками А і Б, тобто всіх ділянок мережі.

Так, для прикладу схеми, приведеної на мал.7

.

На решті ділянок (гілок) мережі потужності визначаються шляхом переходу від головної ділянки до сусідніх ділянок по другому закону Кірхгофа, виходячі з балансу потужності в вузлах, відніманням навантаження проміжних вузлів. Так, навантаження другої, третьої, - ної ділянок будуть відповідно: ; третього і так далі.

Напрямок струму потужності на кожній ділянці мережі визначається в результаті розрахунку. Якщо результат розрахування потужності на якій – небудь ділянці буде зі знаком « – » , це значить, що напрямок потоку потужності потилежно напрямку потоку потужності і в точці навантаження отримує живлення з двох сторін. При розрахунку, починаючи з першої ділянки мережі, напрямок потоку потужностей , , ... , буде один, а потоків потужностей , , ... , - протилежний . Точка, де навантаження отримує живлення з двох сторін, називається точкою потокорозділу (струморозділу) та позначається на схемі трикутником ().

У частному випадку мережі з двостороннім живленням і однією прохідною підстанцією, від якої одержують живлення всі навантаження, точка потокорозділу відповідає точці підключення навантаження.

Після виявлення точок потокорозділу активної і реактивної потужності мережу розмикають в цій точці і лінію з двостороннім живленням в думках розбивають на дві розімкнені лінії. При розподілі мережі в цій точці навантаження відповідного вузла також розділяється на дві частини, кожна з яких визначається потужністю, що поступає по сусідній з нею лінією. Розділення навантаження в точці потокорозділа мережі показане на мал.11. Відповідно до прийнятого розподілу .

Надалі розрахунок ведеться для двох розрахункових замкнутих мереж по вказаній вище методиці: починаючи від точки потокоразділу, розраховують втрати потужності на ділянках (гілках) по номінальній напрузі і після цього виконують розрахунок потокорозподілення в лівій і правій частинах схеми.

Результати розрахунків потужності приводять в табл. 16.

Таблиця 16

Втрати потужності на ділянках.

Ділянка мережі

, Ом/км

, км

, Ом

, МВА

, МВА

Остаточна розрахункова схема (мал. 12) для прикладу, відповідного мал. 5,а, відрізняється від схеми мал.7 тим, що на ній зображається розподіл потужностей з урахуванням втрат потужності на ділянках мережі.

При розрахунках потокорозподілення в замкнутих мережах з двостороннім живленням слід мати на увазі різні напруги на шинах ДЖ (РПС А і Б) відповідно U₁ і U₂, які вказані в завданні за даними оперативно-диспетчерської служби енергосистеми. В цьому випадку в лінії в напрямі від ДЖ з великою напругою до ДЖ з меншою напругою протікає крізний зрівняльний струм і відповідна йому зрівняльна потужність, значення яких рівні

_;

_{, (56)}

Зрівняльні струми небажані, оскільки створюються перетікання потужності в ту і іншу сторону, збільшуються струми і втрати потужності в мережі між ДЖ. Тому для зниження перетікань зрівняльних потужностей по можливості прагнуть до вирівнювання напруг ДЖ.

При розрахунку нормальних режимів в мережах з двостороннім живленням слід спочатку визначити значення І_зр і S_yp. Якщо вони малі (не більш 5% загальної потужності), то в розрахунках можна не враховувати.

При різних напругах ДЖ, коли цією різницею не можна нехтувати, для розрахунку потокорозподілення в лінії використовується метод накладення потоків потужності двох режимів: режим 1- розподіл потоків потужності знаходиться в припущенні U₁=U₂ з урахванням навантаження; режим 2 - при U₁≠U₂ без урахування навантаження. Методика знаходження потокорозподілення в режимі 1 розглянута вище. Визначення повного дійсного потокорозподілення (потоків потужності) на ділянках мережі виконується складанням потужностей, отриманих розрахунком в режимі 1 з урахуванням їх напрямків, з урівняльною потужністю, знайденою в режимі 2. Втрати потужності в такій мережі знаходяться також з урахуванням урівняльної потужності.

5.4. Розрахунок рівнів напруги у вузлах схеми мережі

Для розрахунку напруг у вузлах схеми мережі району використовується розрахункова схема розподілу потужності з урахуванням втрат (див. мал.12). Схема по визначенню втрат напруги на ділянці мережі приведена на мал.13.

У мережах з U_H> 110 кВ враховують обидві ( повздовжню і поперечну) складові втрати напруги в лінії, в мережах з U_H< 110 кВ поперечна складова не враховується.

По відомій напрузі на одному з кінців лінії напругу другого кінця можна визначити по наступних виразах:

напруга U₁ на початку ділянки (гілки) лінії (у його живлючого кінця), що не має відгалужень, при передачі активної потужності від початку до кінця

_{, (57а)}

Напруга U₂ в кінці дільниці (у приймального кінця кожної гілки ) за параметрами режиму на початку дільниці

_{, (57б)}

де Δ U і δU - повздовжня і поперечна складові падіння напруги в гілці;

Р′, Q', Р", Q"- потужності відповідно на початку і кінці ділянки мережі. Модулі напруги

_{; (58)}

_{. (59)}

Розрахунок робочих рівнів напруги у вузлових точках мережі здійснюється від джерела живлення до найбільш віддалених точок мережі. По відомих потужностях на початку і в кінці кожної ділянки лінії Р′,Q' і знаючи напругу на її початку U₁, визначають падіння напруги на ділянках (від головної гілки) мережі і напруги в кінці ділянки (у його приймального кінця) U₂ за даними «початку» по формулах (57), (59). Потім розрахунок можна продовжити і визначити напругу у приймального кінця кожної подальшої гілки. Пересуваючись від джерела живлення до чергових вузлів мережі, розраховують втрати напруги на ділянках мережі і напруги вузлів.

У замкнутій мережі по відомій напрузі ДЖ і розрахованому розподілу потужності визначають падіння напруги на ділянках мережі (включаючи до точки потокорозподілу і до найбільш віддалених точок) і напруги у вузлових точках. При цьому рекомендується виконувати розрахунок, починаючи від одного джерела живлення до точки потокорозподілу, а потім від іншого джерела до тієї ж точки. Критерієм правильності розрахунку режиму є рівність напруг в точці потокорозподілу, визначених зліва і справа, або невелика відмінність (перевищуюче декілька десятків вольт). Якщо при недостатньо точних розрахунках в умовно розділених точках і' і і" (див. мал.11) вийдуть різні значення напруг, оскільки насправді вузол i є одним, то фактичне значення напруги у вузлі і визначається як середнє арифметичне з одержаних.

Результати розрахунків втрат напруг і напруг у вузлах при максимальних навантаженнях зводять в табл. 17.

Таблиця 17.

Розрахунки втрат напруги на ділянках і напруг у вузлах мережі.

Вузол по схемі	Втрати напруги на ділянці мережі, кВ		Напруга вузла навантаження, кВ
	ΔU	δU

5.5 Розрахунки нормальних режимів при мінімальних навантаженнях і після аварійних режимів.

При розрахунках нормальних режимів при мінімальних навантаженнях допускається умовно приймати зменшення потоків активної і реактивної потужності пропорційно заданому зниженню активному навантаженню, який становить m% від навантажень в режимі максимальних навантажень. Тому результуюче навантаження з урахуванням КУ може бути визначене як:

_{, (60)}

де Р_mах, Q_max- активна і реактивні потужності споживача в режимі максимальних навантажень без урахування КУ.

Послідовність розрахунків нормального режиму при мінімальних навантаженнях така ж, як і режиму при максимальних навантаженнях.

Зміст розрахунків такого режиму включає всі розрахункові схеми і таблиці, відповідні режиму при максимальних навантаженнях. При цьому потокорозподіл в режимі при мінімальних навантаженнях розглядається при відключенні КУ.

Післяаварійні режими мережі розглядаються для найважчих випадків (відключення одного ланцюга двох ланцюгової лінії, вихід одного з трансформаторів, відключення головної ділянки замкнутого ланцюга і т.д.) при максимальних навантаженнях. Розрахунок параметрів режиму виконується аналогічно розрахунку в нормальному режимі і починається з вузла ІП, в якому відома напруга, а розрахунок втрати напруги за даними "початку". При розрахунках слід врахувати, що при відключенні однієї з головних ділянок замкнутої мережі розрахункові навантаження всіх споживачів залишаються такими ж, якими вони були в нормальному режимі максимальних навантажень, за винятком останнього споживача, на підстанції якого залишився в роботі лише один трансформатор, навантажений всією потужністю підстанції. Тому для вказаного споживача необхідно наново визначити розрахункове навантаження, враховуючи, що головна ділянка мережі, що примикається до останнього споживача, тепер відключена і зарядна потужність ним не генерується.

При відключенні одного ланцюга резервованої розімкненої мережі на кожній підстанції залишається в роботі по одному трансформатору. В зв'язку з цим для схеми з розімкненою мережею в післяаварійному режимі повинні бути виконані всі види розрахунків, які виконувалися в нормальному режимі при максимальних навантаженнях. Розрахунок потокорозподілу виконують з урахуванням роботи КУ.

За узгодженням з керівником курсового проекту в цьому розділі після аварійні режими можуть розраховуватися лише для одного-двох випадків відключення ліній, що приводяться до найважчого режиму, і для однієї незалежної частини мережі.

Приклади розрахунку режимів розімкнених і простих замкнутих мереж приведені в [1-5].

5.6 Виконання розрахунків електричної мережі на ЕОМ.

Багатократне повторення однотипних операцій при розрахунках електричних мереж займає невиправдано багато часу при рішенні не складних, а іноді і елементарних задач, оскільки розрахунки електричних мереж вельми громіздкі, доцільно чисто механічну розрахункову робіт передати ЕОМ (зокрема програмованому мікрокалькулятору).

Методика і програма для розрахунку параметрів електричної мережі і параметрів її робочих режимів (втрат потужності, енергії, напруги в лініях і трансформаторах, витрат на мережу ; приведених і розрахункових навантажень ; потокорозподілу в замкнутих мережах ; регулювання напруги і д.р.) висловлені в [3,5,7,8,14]

6. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ В МЕРЕЖІ

Регулювання напруги проводиться з метою забезпечення відхилень напруги, що регламентуються нормативними документами, на шинах вторинної напруги підстанцій проектованої мережі. Тому при проектуванні електричних мереж виникає необхідність у виборі регулюючих пристроїв, місць їх установки, діапазону і ступеня регулювання.

У загальному випадку регулювання напруги здійснюється як на центрах живлення, так і на приймальних підстанціях.

При виборі типу трансформатора із заданим діапазоном регулювання напруги необхідно враховувати напругу на стороні ВН трансформатора U_вн=U₁ при максимальній S_max і мінімальної S_min, становлячої 30% або менш від S_max, навантаженнях і вимоги зустрічного (згідного) регулювання напруги на трансформаторі, рівні якого на стороні НН трансформатора повинні бути: при максимальному навантаженні U_HH=U_H, в післяаварійному режимі U_HH≥U_H, де U_H - номінальна напруга ліній, що живляться від шин трансформатора. Цими значеннями задаються бажані напруги на стороні НН трансформатора.

Якщо мінімальне навантаження перевищує 30% максимальної, то необхідне відхилення напруги на вторинній обмотці трансформатора в режимі при мінімальних навантаженнях визначається інтерполяцією по виразу:

δU_{отклон2}(%)=0,0714(P_min%-30) (61)

де P_min%- відносне мінімальне навантаження даної підстанції мережі, % від максимальної; P_min %=P_min*100/P_max.

Є різні технічні засоби і способи регулювання напруги в електричних мережах і у споживачів. Основним типовим рішенням при проектуванні мереж є застосування трансформаторів з РПН на приймальних (споживацьких) підстанціях, від яких живиться розподільні мережі. Тому вибір засобів регулювання починається з вибору типу трансформатора із заданим діапазоном регулювання напруги і визначення номера відгалуження, на якому повинен працювати трансформатор.

Наприклад, трансформатори напругою 150 кВ з РПН випускають з наступними діапазонами регулювання : ±12%=±8х1,56% і ±12=19x1,35% (тут ступінь регулювання Е_ст=1,56 і 1,35% і число відгалужень n_ст=8 і 9 у бік збільшення і зниження ).

Цей розділ проекту включає вибір робочих відгалужень трансформатора з РПН і оцінки достатності регулювального діапазону трансформатора для забезпечення бажаних напруг на шинах вторинної напруги трансформаторів знижуючих підстанцій в характерних режимах роботи мережі і можливості використовування принципу зустрічного регулювання.

Знаючи напруги на первинних обмотках трансформаторів (у вузлових точках мережі) з попереднього розділу проекту, необхідно вибрати такі відгалуження РПН, щоб забезпечити відхилення напруги в усіх точках розподільної мережі вторинної напруги, що допускаються, при будь-яких режимах її роботи.

Для трансформаторів з РПН на стороні ВН необхідна розрахункова напруга U_відг відгалуження трансформатора бажаний коефіцієнт трансформації К_тж знаходять з умови забезпечення бажаної напруги U_ннж(U_2ж) на шинах вторинної напруги підстанції:

_{; (62)}

_{, (63)}

де U_i=U_BH- напруга на стороні ВН трансформатора (приймається за даними розрахунку режиму мережі при максимальних і мінімальних навантаженнях з розділу 5 курсового проекту); U_1нт=U_2х -номінальна (каталожнa) напруга на стороні НН трансформатора; ΔU_T- втрата напруги в трансформаторі (при максимальному і мінімальному навантаженнях), приведена до сторони ВН;

_{; (64)}

Р_пр, Q_np приведені навантаження (максимальні і мінімальні) трансформаторів (приймаються поданим розрахунку з розділу 5 проекту); n_т -число працюючих трансформаторів на підстанції (у післіяаварійному режимі n_т = n_т-1).

Активний і реактивний опір одного трансформатора

_;

_{, (65)}

де U_1нт -номінальна (каталожнf) напруга на стороні ВН трансформатора.

По розрахунковій напрузі U_відг і паспортним даним трансформатора, що є на ньому стандартних відгалужень вибирають більше найближче значення номінальної напруги відгалуження U_відг таким чином.

Визначають напругу ступеня регулювання

_{, (66)}

де Е_ст -ступінь регулювання напруги трансформатора, %.

При максимальному і мінімальному навантаженнях обчислюють необхідний розрахунковий номер відгалуження, на якому повинен працювати трансформатор:

_{, (67)}

Одержані номери округляються до стандартних найближчих відгалужень N_відг, а розрахункові значення напруг відгалужень порівнюються із стандартними. Якщо N_відг,>n_ст, то це значить, що такий трансформатор не зможе забезпечити необхідні відхилення напруги і необхідний трансформатор з великим діапазоном відгалужень (n_ст*Е_ст) або необхідно передбачити заходи по зниженню відхилень напруги на стороні ВН трансформатора або по зменшенню втрат напруги в самому трансформаторі.

Номінальна напруга відгалуження

_{, (68)}

Визначений, на яких відгалуженнях повинен працювати трансформатор знаходять фактичні напруги, які будуть на стороні НН трансформатора при розрахунковому режимі (максимальних і мінімальних навантаженнях)

_{, (69)}

Для трьох обмотувальних трансформаторів в проекті вибір необхідного відгалуження можна проводити лише по бажаній напрузі на стороні НН.

Результати розрахунків для всіх підстанцій районної мережі окремо для кожного розрахункового режиму (нормального максимальному і мінімальному навантаженнях і після аварійного) заносять в табл. 18.

Таблица 18

Вибір відгалужень РПН трансформаторів в режимі.

Підстанція по схемі мережи	, МВА	Диапазон регулювання РПН , %	, кВ	, кВ	, кВ	, кВ			, кВ	, кВ

7. ВИЗНАЧЕННЯ ОСНОВНИХ ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ СПРОЕКТОВАНОЇ МЕРЕЖІ.

Після уточненого електричного розрахунку визначаються уточнені техніко-економічні показники прийнятого варіанту мережі. Даний завершальний розділ проекту має на меті визначення витрати електроустаткування і грошових коштів, необхідних для споруди і експлуатації мережі, а також техніко-економічну доцільність спроектованої мережі.

Повинні бути розраховані і приведені зведені дані, що характеризують потреби в елементах електричної мережі, до яких відносяться : кількість трансформаторного устаткування по марках і номінальних напругах ; кількість вимикачів і комплектів з роз’єднувачів, віддільників і короткозамикачів ; кількість КУ (комплектних конденсаторних установок) по типах ; протяжність ПЛ, витрата дротів і тросів (Т) по марках (у однофазному численні).

Визначаються (по методиці розділу 3) наступні основні показники мережі : одноразові капіталовкладення на споруду мережі в цілому елементи-ПЛ, трансформатори, комутаційне устаткування, КУ і д.р.; щорічні витрати (витрати) на експлуатацію елементів мережі в цілому.

Крім цих основних необхідно визначити ряд вторинних показників, що характеризують економічність мережі.

Собівартість передачі електроенергії по мережі (коп/кВт*ч)

_{, (70)}

де UΣ - щорічні витрати на експлуатацію в мережі, тис.грн; W_річ- сумарна електроенергія, одержувана розподільною мережею з НН підстанцій в перебігу року (визначається по виразу 30).

Відносне значення сумарних втрат активної потужності в режимі з максимальним навантаженням мережі (у % від сумарного навантаження споживацьких підстанцій)

_{, (71)}

Відносне значення сумарних річних втрат електроенергії в мережі (у % від сумарної спожитої електроенергії)

_{, (72)}

Набуті значення порівнюються з характерними апробованими значеннями для аналогічних умов або середнім значенням (1 та д.р.), що дає можливість судити про доцільність прийнятого в проекті варіанту мережі.

8. ТЕМИ ПОГЛИБЛЕНОГО ВІДПРАЦЮВАННЯ.

Теми поглибленого відпрацювання можуть бути дещо різноманітними та в залежності від змісту можуть складати самостійні розділи проекту або бути частиною одного або декількох розділів. Основна мета цього розділу – навчитися самостійно шукати рішення окремих питань в літературних джерелах. В якості індивідуальних завдань для поглибленого вивчення можуть бути запропоновані теми:

1. Вибір економічно доцільної потужності та розміщення КУ в мережі.

2. Системний розрахунок компенсації реактивної потужності в електричних мережах.

3. Регулювання напруги трьохобмоточних трансформаторів.

4. Вибір оптимальної потужності трансформаторів.

5. Аналіз та порівняння замкнених та розімкнених мереж.

6. Визначення оптимального числа ліній.

7. Визначення оптимального числа паралельно увімкнених трансформаторів.

8. Вибір оптимального навантаження трансформаторів.

9. Порівняльний аналіз різноманітних способів регулювання напруги.

10. Вплив відхилів напруги на на збитки.

11. Розрахунок надійності мережі з урухуванням планавих та аварійних вимикань.

12. Оптимізація режимів мережі.

13. Аналіз розміщення КУ.

14. Визначення умов, при яких доцільно використовування ЦРП(ВРП) та визначення числа.

15. Вдосконалення конструктивного виконання спорудження мереж.

16. Заходи по зменшенню втрат потужності, напруги та електроенергії в мережах.

17. Вибір оптимального перетину дротів.

18. Пропозиції по зменшенню розрахункової вартості передавання енергії.

19. Заходи по збільшенню або зменшенню напруги мережі.

ДОДАТОК 1.

Зразок бланку завдання на курсовий проект.

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ ТА НАУКИ УКРКЇНИ

Криворізький технічний університет

Кафедра електропостачання та ресурсозбереження

ЗАВДАННЯ

На курсовий проект «Районна електрична мережа» студенту (прізвище, ініціали) гр. (індекс групи)

Керівник проекту_______________________ (вчене звання, прізвище, ініціали)

Дата видачі завдання: «_________» ___________________ 200___ р.

Термін виконання: ______________________________________

Спроектувати районну електричну мережу для електропостачання промислових об’єктів з підстанціями (ПС) 1 – 5 від двух РПС енергосистеми (А та Б).

Дані для проектування електричної мережі .

Географічне розташування (місце та координати) пунктів споживання електроенергії (ПС) та центрів живлення (РПС) приведені на схематичном ситуаційному плані району (мал. П1) : а, – для варіантів 1 – 15 ; б, – для варіантів 16 – 30 . масштаб малюнку та дані про споживачів електричної енергії в заданих пунктах ( максимальні зимові розрахункові електричні навантаження Рmax, єстєственні середньозважені значення коефіцієнту потужності (cos ) та номінальні напруги розподільчої мережі (U2н ) приведені в таблиці П1.

Для всіх пунктів: мінімальне (літнє) навантаження Рmin=(0,75 – 0,9)Рmax; річне число годин використання максимума навантаження Тmax=5000год/рік; відомості про кліматичні умови для розрахунку ПЛ по розрахункрвим кліматичним умовам (р.к.у.) територія відноситься до ІІІ району, товщина стінки голольоду – 15 мм.

Відомості про живлячу електричну мережу та центри живлення (ЦЖ) району : джерела живлення – опорні районі підстанції (РПС) А та Б крупної енергетичної системи , на яких встановлені автотрансформатори з номінальною напругою 110(150) та 330 кВ; напруга на шинах однієї з РПС на 1,27% вище, ніж на другій; робочі рівні напруги на шинах РПС дорівнюють: при максимальних навантаженнях 102(106)%, при мінімальних навантаженнях 108(113)% від номанальної напруги (значення поза скобками – для варіантів 1 – 15 , в скобках – для варіантів 16 – 30).

Середня вартість 1 кВт.год. недовідпущеної споживачам електроенергії Yо=0,5 – 0,55 грн./кВт.год. , розрахункова вартість 1 квт.год. втраченої енергії дорівнює 24,0 коп./кВт.год. = 0,24 тис.грн./МВт.год.

Індивідуальне завдання для поглибленого вивчення видається окремо.

Керівник проекту: ___________________________ Підпис.

Мал. П1а.Схематичний план району (для варіантів 1 – 15).

Мал.П1б. Схематичний план району (для варіантів 16 -30).

Таблиця П1.Дані про споживачів електроенергії в заданих пунктах.

Примітка : максимальні розрахункові навантаження та підстанцій приведені на стороні НН двухобмоточних трансформаторів; для трьохобмоточних трансформаторів розрахункове навантаження , причому прийняти співвідношення ; на стороні 35 кВ ; при наявності навантажень з різними приймати по два трансформатори для напруг 35 та 6; 35 та 10; 6; 10 кВ.

ДОДАТОК 2

Вказівки по оформленню матеріалів проекту.

Курсовий проект складається з розрахунково – пояснювальної записки та графічної частини.

Д 2.1. Розрахунково – пояснювальна записка .

До складу розрахунково – пояснювальної записки входять:

- титульний лист (зразок якого наведений нижче),

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ ТА НАУКИ УКРКЇНИ

Криворізький технічний університет

Електротехничний факультет

Кафедра електропостачання та ресурсозбереження

РОЗРАХУНКОВО – ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

до курсового проекту на тему: «Района електрична мережа»

по дисципліні «Електричні системи та мережі»

Виконав студент

(шифр групи) ____________________ _____________________

(підпис) (прізвище, ініціали)

Керівник проекту ___________________ _____________________

(підпис) (вчений ступінь, звання

прізвище, ініціали)

Кривий Ріг

200... р.

• оригинал завдання на проектування;

• введення з короткою характеристикою района розташування споживачів та джерел живлення;

• зміст з вказанням розділів, підрозділів та пунктів, на які поділяється текст записки;

• основний текст з необхідними пояснюючими схемами, графіками, ітоговими таблицями і таке інше;

• список використаної літератури при виконанні проету;

• додатки (в разі необхідності).

Текст записки, включаючи список літератури, оформлюється згідно з діючими ГОСТами.

Всі частини записки (розділи, підрозділи, пункти), а також таблиці, малюнки, формули повинні бути пронумеровані арабськими цифрами. Таблиці повинні мати заголовки, а малюнки – підмалюнкові підписи. Результати розрахунків приводяться в одиницях виміру системи СІ . Посилання на використану літературу даються цифрами в квадратних скобках в порядку, відповідаючому списку.

При написанні тексту кожної частини записки слід починати з формулювання задачі розділу (підрозділу). Вказуються нормативні положення , вимоги, критерії і таке інше, котре використовується при вирішенні тієї чи іншої задачі проектування. З подробицями викладаютиься усі думки та припущення , покладені в основу рішення кожної з поставлених задач, а також обгрунтування намічених до розгляду варіантів, їх переваги та недоліки по відношенню до інших конкуруємим варіантам. У висновках до проекту дається аналіз результатів роботи, викладаються позитивні та негативністорони мережі. В заключенні кожного розділу (підрозділу) підаодяться ітоги рішення відповідних задач проектування та формулюються висновки та рекомендації по схемам, електрообладнанню і таке інше.

При виконанні розрахунків спочатку приводяться розрахункові формулиз поясненням входячих до них членів та вказівкою їх одиниць вимірювання, потім демонструється підстановка в них числових значень початкових даних та приводяться резулдтати обчислювання. Результати анологічних розрахунків, що відрізняються початковими даними, оформляються у вигляді таблиць, що утримують інформацію про етапи розрахунків та кінцеві значення відшукуємих величин.

Чисельні значення параметрів схеми заміщення доцільно задавати двума–трьома значущими цифрами, чисельні значення результатів розрахунків достатньо обмежувати 3 – 4 значними цифрами.

Текст розрахунково – пояснювальної записки об’ємом 40 – 60 сторінок рукописного тексту, включаючи графіки та малюнки, пишеться на листах стандартного розміру (297 210 мм). Малюнки виконуються на звичайному папірі або на папірі з міліметровою сіткою карандашем, для більшої наочності припускається виділення необхідної інформації різними кольорами. На усі пронумеровані таблиці, малюнки, формули та джерела інформації в тексті повинні бути зроблені посилання.

Повністю оформлена записка плвинна бути підписана керівником проекту , що є обгрунтуванням для допуску студента до захисту.

Д 2.2. Графічна частина.

По проекту виконується один лист креслень формату А1.

В лівої половині листа зображується:

- ситуаційний схематичний план (взаємнеи географічне розташування джерел живлення та пунктів споживання з вказанням основних відстаней між ними), значень максимальних навантажень та їх коефіцієнту потужності;

- основні розглянуті два варіанти мережі у вигляді спрощених принципових схем з вказанням навантажень, на схемах показують комутаційні апарати – вимикачі 35 – 220 кВ (без роз’єднувачів), відокремлювачі (як символ комплекту «роз’єднувач – відокремлювач – короткозамикач»), трансформатори з указанням типу, позначаються марки дротів та довжина ліній і дається таблиця основних техніко – економічних показників порівняльних варіантів мережі.

В правій половині листа зображується повна підробна (без вказаних вище спрощень) принципова однолінійна схема та схема заміщення вибраного варіанту спроектованої районої електричної мережі; на на цієїж схемі зображуються шини , вимикачі та автотрансформатори РПС. РУ НН підстанцій 1 – 5 допускається зображувати умовно у вигляді одиночної секціонованої системи шин та відходячими від кожної секції 1 – 2 лініями з вказанням значень максимального навантаження підстанції та її cos. На всіх остальних частинах схеми вказуються одиниці та марки (типи) відповідного обладнання (трансформаторів з групою з’єднань, коплектних КУ, дротів ПЛ та інше), номера підстанцій та довжина ЛЕП.

В правому нижньому куті лист повинен мати штамп встановленого зразка, що підписується студентом та керівником проекту.

При нанесенні елементів мережі на плані місцевості використовують умовні графічні позначення: ЛЕП – пряма лінія, підстанція – коло. При цьому ЛЕП та підстанції різних напруг позначають різними по товщині лініями та розмірами кіл – більшими для більш високих напруг; діаметр кіл не менше 8 мм, припускається зменшити до 4 мм.

СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Блок В.М. электрические сети и системы. – М.: Высш.шк., 1986.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Пособие по курсовому и дипломному проектированиюдля студентов электроенергетических специальностей вузов. Под ред. В.М.Блок. – М.: Энергоатомиздат, 1983.

4. Электроенергетические системы в примерах ииллюстрациях. Под ред. В.А. Веникова. – М.: Энергоатомиздат, 1983.

5. Петренко Л.И. Электрические сети : Сборник задач. – М.: Высш.шк., 1985.

6. Справочник по проектированию электроенергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат , 1985.

7. Колесниченко Б.В., Петренко Л.И. Расчеты электрических сетей на програмируемых микрокалькуляторах. – К.: Вища шк. 1988.

8. Зырянов В.В., Козырский В.В., Демиденко В.Ф. Электротехнические расчеты на програмируемых микрокалькуляторах. – К.: Техніка, 1989.

9. Поскелов Г.Е. Электрические системы и сети. Проектирование. – Минск: ВШ, 1988.

10. Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

11. Справочник по проектированию электроснабжения . Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

12. Сравочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М .: Энергоатомиздат , 1991.

13. Надежность систем электроснабжения. Зорин В.В., Тисленко В.В., Клеппель Ф., Адлер Г. – К.: Вища школа , 1984.

14. Геворкян Г.Х., тСеменов В.Н. Электротехнические расчеты на языке Бейсик. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

15. Шестеренко В.Є. Системи електроспоживання та електропостачання промислових підприємств. Підручник. – Вінниця : Нова книга, 2004. – 656 с.

ЗМІСТ

ВВЕДЕННЯ. ............................................................................................. 3

1. ВИБІР КОНФІГУРАЦІЇ ТА СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ РАЙОНУ.

..................................................................................................................... 6

2. ВИБІР ПАРАМЕТРІВ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ. .... 15

3. ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ ТА ВИБІР КІНЦЕВОЇ СХНМИ МЕРЕЖІ. ...

..................................................................................................................... 24

4. РОЗРАХУНОК БАЛАНСУ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ, ВИБІР ТА

РОЗМІЩЕННЯ КОМПЕНСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ. ............................. 28

5. РОЗРАХУНКИ РОБОЧИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ. .... 32

6. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ МЕРЕЖІ. ................................................ 43

7. ВИЗНАЧЕННЯ ОСНОВНИХ ТЕХНІКО – ЕКОНОМІЧНИХ

ПОКАЗНИКІВ СПРОЕКТОВАНОЇ МЕРЕЖІ. ...................................... 46

8. ТЕМИ ПОГЛИБЛЕНОГО ВІДПРАЦЮВАННЯ. .................................. 47

9. ДОДАТКИ.................................................................................................. 48

10. СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ. ................................... 55

Методичні вказівки до курсового проекту по дисципліні «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 6.090603 «Електротехнічні системи електроспоживання» усіх форм навчання

Укладач: ст. викладач Р.О. Пархоменко

Реєстраційний № _____________

Підписано до друку ___________ 200_ р.

Формат __А5_________

Обсяг _____55______ стор.

Тираж ___________ прим.

Видавничий центр КТУ, вул. ХХІІ партз'їзду, 11,

м. Кривий Ріг

56