Районная электрическая сеть

СОДЕРЖАНИЕ
1        ПОТРЕЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ВПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ
1.1     Задачи проработки раздела
1.2     Обеспечение потребителей активной и реактивноймощности
1.3     Баланс реактивной мощности
1.4     Размещение компенсирующих устройств электрическойсети
2        ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СЕХЕМЫ, ОСНОВНЫХПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
2.1     Задачи и исходные положения проработки раздела
2.2     Формирование вариантов схемы и номинальногонапряжения сети
2.3     Выбор сечений. Проверка по нагреву и допустимойпотери напряжения
2.4     Выбор числа и мощности трансформаторов
2.5     Выбор схем электрических соединений подстанций
3.       РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
3.1     Задачи и исходные условия расчетов
3.2     Составление схемы замещения районный сети
3.3     Электрический расчет
3.3.1  Расчет режима максимальных нагрузок
3.3.2  Расчет режима минимальных нагрузок
3.3.3  Расчет после аварийных режимов
4        РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ
5        ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТАТЕЛИСПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

1.ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ ИБАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУМОЙ СЕТИ
1.1 Задачи проработкираздела
Задачами расчетов ианализа получаемых результатов в данном разделе меняются:
1.оценка суммарногопотребления активной мощности в проектируемой электрической сети;
2.анализ выполненияусловия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;
3.определение суммарноймощности компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;
4.определение мощностикомпенсирующих устройств и их размещение.
1.2 Обеспечениепотребителей активной и реактивной мощности
Потребление активноймощности проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданныхнагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях,понижающих трансформаторах и автотрансформаторах.
Активная наибольшаясуммарная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:
 
/>где
 
/> — активная наибольшая нагрузкаподстанции i, i=1,2…n;
k0(p) = 0,95 …0,96 – коэффициент одновременности наибольшихнагрузок подстанции;
∆Р*с=0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузкиподстанции.
Выбираем k0(p) = 0,95, тогда
/>
Соответствующая данной/> необходимаяустановленная мощность генераторов электростанций определяется следующимобразом:
 
/> где
 
/>-электрическая нагрузка собственныхнужд;
/>-оперативный резерв мощностиэлектростанции.
Нагрузка собственных нуждзависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята дляКЭС – 3..8 %, для ТЭЦ – 8…14;, для АЭС – 5…8%, для ГЭС – 0,5…3% отустановленной мощности генераторов электрической станции.
Оперативный резерв (/>) обоснованныйэкономическими сопоставлениями ущерб от вероятного недоотпуска электроэнергиипри аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительнымизатратами на создание резерв мощности. Ориентировочно резервная мощностьэлектростанций должна составлять 10…12% от суммарной установленной мощностигенераторов, но не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающихрассматриваемых потребителей.
Принимаем />=10 %; />=3 %, тогда
/>
1.3 Баланс реактивноймощности
Источником реактивноймощности в системе является генераторы электростанции. Располагаемая реактивнаямощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициентумощности установленных на станциях генераторов. Кромке этого, в электрическихсетях широко используется дополнительные источники реактивной мощности –компенсирующие устройства (КУ). Традиционный тип КУ, устанавливаемых наподстанциях потребителей, является конденсаторные батареи.
На основе специальныхрасчетов распределения реактивной мощности в электроэнергетической системе длякаждого узла системы определяется реактивная мощность, которую целесообразнопередать из системы в распределительные сети, питающиеся от того или иного зла.
Поэтому припроектировании электрической сети, получающей питание от системы, задаетсяреактивная мощность Qс, которую целесообразно потреблять изсистемы (в заданном узле присоединения) в режиме наибольших нагрузок.Потребление большей мощности приведет к дополнительной нагрузке системныхисточников реактивной мощности, дополнительным затратам на генерацию и передачуэтой мощности и, следовательно, к отступлению от оптимального режима питающейсистемы. В связи с этим в проекте следует предусмотреть мероприятия,обеспечивающие выполнение поставленных электроэнергетической системы условий попотреблению реактивной мощности.
Для этого необходимрасчет баланса реактивной мощности.
Следует помнить, что впитающих сетях реактивная мощность нагрузки в большей мере, чем активная,определятся потерями в сети. При недостатке реактивной мощности в сетиприходиться использовать дополнительные источники, например, батареистатических конденсаторов или синхронные компенсаторы.
Уравнение балансареактивной мощности в электрической сети имеет вид:
 
/>где
 
/>=/> — наибольшая реактивная мощность,потребляемая в сети (мощность генераторов);
/> — суммарная мощность компенсирующихустройств, необходимая по условию баланса;
/> — потери в сопротивлениях линии;
/> – 0,98…1 – коэффициент несовпадениямаксимумов нагрузок по времени суток;
n – количество подстанций.
Для воздушных линий 100кВ в первом приближении допускается считать равными потери и генерациюреактивной мощности в линиях. При выполнении расчетов в сети с номинальныминапряжением 220 кВ необходим приближенный расчет потерь (/>=0,42 Ом/км) длягенерации реактивной мощности воздушными линиями.
 
/>
Оценить приближеннопотери в трансформаторах подстанций позволяет следующее выражение:
/>где

/> — относительная величина потерьмощности при каждой трансформации напряжения;
/> – число трансформаций по мощностидля />-группиз />-подстанций;
/> — количество подстанций, имеющиходинаковое число трансформаций нагрузки;
/> — количество групп подстанций сразным числом трансформаций напряжения;
/>-номинальная мощность />-й подстанции.
/>
Уравнение баланса />имеет вид:
/>
/>
/>
1.4 Размещение компенсирующих устройствэлектрической сети
Конденсаторные батареисуммарной мощностью /> должны бытьраспределены между подстанциями проектируемой сети таким, образом, чтобы потериактивной мощности в сети были минимальными.
Размещение компенсирующихустройств (КУ) по подстанциям электрической сети влияют на экономичность сети,а также на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут даныследующие рекомендации по размещению КУ:
А)в электрических сетях иболее номинальных напряжений (например,220/110/35; 220/110; 110/35 кВ) следует,в первую очередь, осуществлять компенсацию реактивной мощности в сети болеенизкого напряжения, например, 110 или 35 кВ;
Б) в сети одногономинального напряжения экономически целесообразна, в первую очередь,компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удаленных подстанций (поактивному сопротивлению сети);
В) при незначительнойразнице в электрической удаленности от источника питания в сети одного можетпроизводиться по условию одинаковости коэффициентов мощности нагрузок на шинах10 кВ, удовлетворяющих требованию баланса реактивной мощности в проектируемойсети:
/>, где
/> — номера подстанций, на которыхпредусматривается установка КУ.
/>
Тогда мощностьконденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов определяется всоответствии с выражением:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Компенсация реактивноймощности оказывает существенное влияние на экономические показателифункционирования электрической сети, т.к. позволяет снизить потери активноймощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономическицелесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей />на шинах 10 кВподстанций должен быть доведен до значений />. Исходя из этого, условия накаждой подстанции должны быть, установлены конденсаторные батареи мощностью:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
На пятой подстанциивычисленном мощность КУ отрицательна и установка КУ в данном узленецелесообразна. Исключаем этот узел из числа /> и уровняем мощность КУ в узлахсети:
/>
Рассчитываем мощность КУи потребляемую реактивную мощности с учетом мощности установленныхконденсаторных батарей.

Таблица 1.
№
П/п Р, МВт Q, МВр
Qк, МВАр
Q-Qк, МВАр 1 2 4 5 1 22 19,36 15,07 4,29 2 14 8,68 5,95 2,73 3 16 12 8,88 3,12 4 8 3,84 2,28 1,56 5 4 1,32 – 1,32 6 8 3,84 2,28 1,56

2 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГОНАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ, ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
2.1 Задачи и исходные положенияпроработки раздела
В этом разделе проектавыбираются номинальное напряжение электрических сетей, ее схема, образуемаялиниями электропередачи, схемы электрических соединений понижающих подстанций,марки проводов воздушных линий и число мощностей трансформаторов подстанций.
Эти фундаментальныехарактеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатацииэлектрических сетей, поэтому их комплекс должен отвечать требованиямэкономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанныехарактеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономическойвзаимосвязи.
В общем виде требования ккомплексу схем, номинальному напряжению и основным параметрам сети должныобеспечивать экономическую ее целесообразность (на основе принятых илинормирования технико-экономических критериев). При обеспечении обоснованной(или заданной) надежности электроснабжения потребителей электроэнергией и нормированногоколичества напряжения.
Общие принципыэкономически-целесообразного формирования электрических сетей могут бытьсформированы следующим образом:
А)схема сети должна бытьпростой, передача электроэнергии потребителям осуществляться по кратчайшемупути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерьмощности и электроэнергии;
Б)схемы электрическихсоединений понижающих подстанций также должны быть, простыми, что обеспечиваетснижение стоимости их сооружения и эксплуатации, а также – повышение надежностиих работ;
В)следует стремитьсяосуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформацийнапряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов иавтотрансформаторов, а также – потери мощности и электроэнергии;
Г) комплекс номинальногонапряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качествоэлектроснабжения потребителей и выполнение технических ограниченийэлектрооборудования линий и подстанций (по тока в различных режимах сети, помеханической прочности и т.д.).
2.2 Формированиевариантов схемы и номинального напряжения сети
Формирование вариантовсхем сетей:
А)радиально-магистрального типа, при котором линии двухцепные или одноцепные, необразуют замкнутых контуров;
Б) простейшего замкнутогокольцевого(петлевого) типа;
Магистрально0радиальныесети, как правило:
А) имеют наименьшую длинутрасс линий;
Б) такие же величиныпотерь напряжения, мощности и энергии;
В) возможности примененияпростых схем на стороне высшего напряжения транзитных (проходных) подстанций;
Г) могут иметь высокуюсуммарную длину и стоимость линий, которые на большей части (или на всехучастках) должны сооружаться двухцепными по условию надежного питанияответственных и крупных подстанций;
Д) обладают большимирезервами пр пропускной способности линий при перспективной росте нагрузок взаданных пунктах.
Петлевые обычно:
А) обладают повышеннойдлиной трасс линий;
Б) имеют повышенныепотери мощности и электроэнергии и большие потери напряжения в послеаварийныхрежимах (отключение участка «ЭС — подстанции 1» или «ЭС — подстанция 5»;
В) могут иметь весьмапростые схемы транзитных подстанций;
Г)могут иметь пониженнуюсуммарную стоимость линий — одноцепных на всех или большей части участков;
Д) обладают хорошимивозможностями присоединения новых подстанций, расположенных на территориирайона.
Выбираем:
1)магистрально-радиальнуюдвухцепную схему, т.к. в составе потребителей присутствует первая категория(рисунок 1);
2)петлевую одноцепнуюсхему (рисунок 2).
Определяем номинальное напряжениесети по формуле Г.А.Илларионова:
/>
Определяем номинальноенапряжение в первой ветви:
/>
Определяем номинальноенапряжение во второй ветви
/>
2.3 Выбор сечений.Проверка по нагреву и допустимой потери напряжения
Экономический выборсечений проводов воздушных линий электропередача проводится по экономическойплоскости тока />.
Порядок расчета:определяем тока на участке сети:
/>где
/> — активная и реактивная мощностилинии в режиме максимальных нагрузок, кВт, квар;
n – количество цепей линииэлектропередачи;
/>
Выбираем алюминиевыйнеизолированный провод. При />.
Определяем экономическоесечение:
/>
/>
Определяем ближайшеестационарное сечение АС-50/26.
Данное сечение провода неукладывается в пределах для линий 110 кВ АС-70-АС-240, поэтому второй вариантконфигурации сети напряжения
Расчеты сечению линииэлектропередачи по варианту 1 сводим в таблицу 2.Линия n S, МВА
Uном, кВ I, А Марка провода
Iдоп, А
Iав, А
Откл.
линии 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 2 58,2 110 120 АС-120 375 180 2 2 25,6 110 70 АС-70 265 105
Расчетная токоваянагрузка линии:
/>, где
 
/> — ток в />-й линии;
/>-коэффициент, учитывающий изменениенагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110…220 кВ принимаетсяравным1,5, для линии 35 кВ;
/>- коэффициент, учитывающий число часовиспользования максимальной нагрузки Тнб.
Для линии 1
/>
Для линии2
/>
Проверяем выбранноесечение линий по нагреву. Проверку выполняем для послеаварийных режимов работысети. Для двухцепных линий электропередачи наиболее тяжелыми будем отключеныодной цепи.
/>
/>
/>
Условия по нагревувыполняется. Проверку по потере напряжения выполняет как для нормального так идля послеаварийного режима работы сети. Результаты заносим в таблицу 3.
Таблица 3.Линии L, км Δ, Ом/км
X0, Ом/км R, Ом
X0, Ом Номинальный режим Послеаварийный режим P, МВт Q, МВАр ∆U, % P, МВт Q, МВАр ∆U, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 100 0,249 0,427 24,9 42,7 46 8,97 4,3 46 8,97 8,6 2 115 0,428 0,444 42,8 51,1 26 5,61 3,5 26 5,61 7,0
/>
Условия по потеренапряжения выполняются.
2.4 Выбор числа и мощноститрансформаторов
При проектированииэлектрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять неболее двух трехфазных трансформаторов. Установка большого количестватрансформаторов может быть допущена на основании технико-экономическихрасчетов. Однотрансформаторные подстанции целесообразно применять в следующихслучаях.
Как первый этап развитиядвухтрансформаторной подстанции при условии, что достижение полной нагрузкиподстанции произойдет не ранее, чем через три года после ввода первоготрансформатора и наличии резервного питания по сетям среднего и низкогонапряжений.
Для питания потребителей III категории, когда по состояниюподъездных путей замена поврежденного трансформатора возможна не позднее, чемчерез 24 часа.
При наличии второгоисточника питания со стороны низшего напряжения сильного трансформатора.
При определенииноминальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимыесистематические и аварийные перегрузки трансформаторов, в целях снижениясуммарной установленной мощности.
При расчете номинальныхмощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений.
На двухтрансформаторныйподстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжениямощность каждого трансформатора выбирают равной не более 0,7…0,8 суммарнойнагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).
При отключении наиболеемощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питанияпотребителей I, II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора сучетом допустимой перегрузки 40 %.
На однотрасформатора Sном выбирается, исходя из максимальнойрасчетной нагрузки S потребителей,т.е. Sном> S, при этом следует стремиться, максимально загрузитьтрансформаторы сети (до 100 %).
Если в составе нагрузкиподстанции имеются потребителей I-йкатегории или Рмах≥ 10МВт, то число устанавливаемыхтрансформаторов должно быть не менее двух. Поэтому в соответствии ссуществующей практикой проектирования мощность трансформатора на понижающихподстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки впослеаварийных режимах до 70…80 % на время максимальной общей суточной продолжительностине более 6 часов в течение не более 5 суток, т.е. по условию:
/>, где
/> — число однотипныхтрансформаторов, устанавливаемых на подстанции.
В случае установки АТ илитрехобмоточных трансформаторов это условие приводиться к виду:
/>
Выбираем трансформаторыподстанции и результаты сводим в таблицу 4.
Таблица 4.Подстанции Тип трансформатора ВН, кВ НН, кВ
∆Ркз, кВТ
∆Рхх, кВТ
Uкз, %
Iхх, % 1 2 3 4 5 6 7 8 1 ТДН-16000/110 110 10,5 85 18 10,5 0,7 ТДН-16000/110 110 10,5 185 18 10,5 0,7 2 ТДН-10000/110 110 10,5 58 14 10,5 0,9 ТДН-10000/110 110 10,5 58 14 10,5 0,9 3 ТДН-10000/110 110 10,5 58 14 10,5 0,9 ТДН1-6000/110 110 10,5 85 18 10,5 0,7 4 ТМН-6300/110 110 10,5 44 10 10,5 1 ТМН-6300/110 110 10,5 44 10 10,5 1 5 ТМН-2500/110 110 10,5 22 5,5 10,5 1,5 ТМН-2500/110 110 10,5 22 5,5 10,5 1,5 6 ТМН-6300/110 110 10,5 44 10 10,5 1 ТМН-6300/110 110 10,5 44 10 10,5 1
2.5 Выбор схем электрических соединенийподстанций
Схемы электрическихсоединений (тип схем) понижающих подстанции (ПС) 110(5)…220/10 кВ на стороневысшего напряжения (ВН) определяется назначением каждой из ПС и ее«местоположением» в составе сети. Это могут быть узловая, проходная(транзитная), тупиковая или на ответвлениях («отпайках») от линии ПС. В соответствиис классификацией по ПС подразделяются на подгруппы:
1.ПС 110(5)…330 кВ,осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальнымколичеством или без выключателей, с одной или двумя трансформаторами,питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне «среднего» напряжения (СН,110 или35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.
2.ПС проходные(транзитные) 110…500 кВ с числом трансформаторов или автотрансформаторов отдвух до четырех, с числом присоединяемых воздушных линии ВН – до четырех и наСН до десяти с числом выключателей на ВН до девяти.
3.Узловые ПС(общесистемного значения) 30…1150 кВ с количеством автотрансформаторов — дочетырех, воздушных ланий на ВН – до восьми и на СН – до десяти.
Составляем схемуэлектрических соединений рисунок 3.
Выбираем схемы ПС с двумяблочными соединениями воздушных линий трансформаторов. В целях присоединенийтрансформаторов имеются определители в комплекте с короткозамыкателями. Состороны линии ВН имеется перемычка с двумя разъединителями, один из которыхотключен в нормальных режимах работы. Перемычка используется (при обоихвключениях разъединителей) после отключения поврежденной линии, что позволяетсохранить в работе оба трансформатора, это повышает надежность электроснабженияпотребителей и экономность режима подстанции. Указанная расположение перемычкиобъясняется существенно большей повреждаемостью воздушных линий по сравнению странсформаторами.
Отделители непредназначены для отключений работы токов и токов коротких замыканий. Ихотключение производиться при отключенном со стороны ВН трансформаторенапряжением. При коротких замыканиях в целях трансформатора включаютсякороткозамыкатели, создающие искусственные одно или двухфазные замыканий наземлю, что обуславливает отключение выключателей головных участков питающихлиний ВН. В результате последнего трансформатора снижается ВН, и тем сильнеесоздаются условия для возможности отключения отделителей.

3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
3.1 Задачи и исходные условиярасчетов
Задачей этого разделаявляется определение потоков мощности по линиям выбранного вариантаэлектрической сети и напряжений на шинах подстанций в нормальных основныхрасчетных и послеаварийных режимах работы с учетом потерь мощности и напряженияв элементах сети.
Исходными данными длявыполнения расчетов служат заданные рабочие напряжении на шинах источникапитания, узловые мощности нагрузок, параметры схем замещения элементовэлектрической сети. Перед выполнением расчета режима работы сети для каждойподстанции следует определить ее расчетную нагрузку, включающую кроме нагрузкипотребителей потери мощности в трансформаторах и суммарную реактивную мощностьприсоединенных к подстанции линий электропередачи.
Линии электропередачи врасчетах режимов представляются П-образной схемой замещения. При определениипараметров схемы замещения ВЛ следует учесть, что протяженность ВЛ оказываетсябольшое расстояния по прямой, соединяющей пункты.
3.2 Составление схемызамещения районный сети
Расчетная схема РЭЭСсоставляется на основе принципиальной схемы районной сети, принятой врезультате технико-экономического составления вариантов.
Схема замещения районнойсети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи,компенсирующих устройств, генераторов соответствии с коммутационной схемойсистемы.
Все параметры схемызамещения должны вычисляться в именованных единицах по удельным параметрам ro, xo, bo для воздушныхлиний и паспортным данным Uк, ∆Pк, Iк, и ∆Pх для трансформаторов. Линии передачи представляются П-схемойзамещения, трансформаторы представляются Г-схемой замещения: однолучевой – длядвух обмоточных и трех лучевой – для трехобмоточных трансформаторов иавтотрансформаторов.
В целях упрочениярасчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого ходатрансформаторов />; а емкостныепроводимости линии – зарядной мощностью />:
/>
Для двух однотипныхпараллельно работающих линий параметры схемы замещения определяются следующимобразом:
/>
В случае двух параллельновключенных однотипных трансформаторов параметры Rт, Xт уменьшаются в два раза по сравнениюс этим же значениями для одного трансформатора.
Батареи конденсаторов,установленные в районной сети по результатам расчета компенсации реактивноймощности, учитываются в расчетной схеме замещения соответствующими изменениемкоэффициента мощности.
3.3 Электрический расчет
3.3.1 Расчет режимамаксимальных нагрузок
Расчет режимамаксимальных нагрузок. Районная электрическая сеть имеет один источник питания– системную подстанцию.
Электрический расчетпроводит для случая, когда на шинах ВН источника питания поддерживаетсянапряжение U=1,15Uн и известна максимальная нагрузка на шинах лучшего напряжениитрансформаторов.
Расчет режима выполняемметодом последовательных приближений. В качестве первого приближения принимает,что напряжения во всех условиях точках равны номинальному напряженению сети.При таком условии находим распределением мощностей в сети с учетом потерьмощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.
На следующем этаперасчета во втором приближения в узловых точках. Исходными данными при этомнапряжение в точках сети, т.е. системной подстанции, и значение мощностей вначале каждой схемы замещением.
Определяем параметрыпервой схемы замещения.
Определяем заряднуюмощность
/>
/>
Полная мощность:
/>
Определяем мощность вконце ветви с сопротивлении
/>
/>
/>
/>
/>
Определяем потеремощности в ветви с сопротивлением Z:
/>
Определяем мощность вначале ветви с сопротивлением z:
/>
Активном мощность Р1=22,2МВт.Реактивная мощность Q1=5,06МВАр
Продольная составляющимнапряжении:
/>
/>
Поперечная составляющаянапряжением:
/>
/>
Напряжение в конце схемызамещением:
/>
/>
Данные по качествеостальным схем замещением сводим в таблицу 5.
Таблица 5.Схема замещением 2 3 4 5 6
Sc, МВА -j1,6 -j0,4 -j0,4 -j0,3 -j0,5 Z, Ом 16,5+j17,1 2,7+j4,7 4,7+j4,9 3,5+j3,7 2,7+j4,7
SТ, МВА 14-j2,73 16-j3,12 8-j1,56 4-j1,32 8-j1,56 S, МВА 14-j4,33 16-j3,52 8-j1,96 4-j1,62 8-j2,06 S, МВА 14,7 16,4 8,2 4,3 8,3 ∆S, МВА 0,22+j0,23 0,05+j0,08 0,02+j0,02 0,001+j0,001 0,004+j0,02
P1, МВт 14,22 16,05 8,22 4,001 8,004
Q1, МВАр 4,1 3,44 1,94 1,619 2,08
U1, кВ 2,41 0,48 0,39 0,16 0,25
U11, кВ 1,39 0,54 0,25 0,07 0,26
Un, кВ 124,1 124,4 124,0 123,9 124,2
3.3.2 Составление схемызамещения районный сети
Перед проведением расчетарежима наименьших нагрузок следует рассмотреть вопрос о числе трансформаторов,включенных в этот режиме на подстанции с двумя трансформаторами.
Для этого определяетсяэкономические целесообразном мощность.
/>, где
/> — номинальная мощностьтрансформатора;
n — число трансформаторов наподстанции.
При двух установленных наподстанциях трансформаторах имеет
/>
Мощность />сравнивается с мощностьюнагрузки подстанции в данном режиме если />, то с целью уменьшением потерьмощности можно отключить один из параллельно работающих трансформаторов; при />в работеоставляются оба трансформатора.
Для ПС-1 />
Минимальная нагрузка
/>
/> в работе остаются обатрансформатора.
Для ПС-2 />
Минимальная нагрузка
/>
/> в работе остаются обатрансформатора.
Для ПС-3 />
Минимальная нагрузка
/>
/> в работе остаются обатрансформатора.
Для ПС-4 и ПС-6 />
Минимальная нагрузка
/>
/> отключается один трансформатор
Для ПС-5 />
/>
/> отключается один трансформатор
Напряжение на шинахисточника

/> 
Результаты расчета сводимв таблицу 6.
Таблица 6.
Схема
замещением 1 2 3 4 5 6
Sc, МВА -j1,0 -j1,3 -j0,4 -j0,4 -j0,3 -j0,4 Z, Ом 6,8+j11,7 16,5+j17,01 2,7+j4,7 4,7+j4,9 3,5+j3,7 2,7+j4,7
SТ, МВА 22-j4,29 14-j2,73 16-j3,12 4-j0,78 2-j0,66 4-j0,78 S, МВА 22,6 14,6 16,4 4,2 2,2 4,2 S, МВА 22-j5,29 14-j0,03 16-j3,52 4-j1,18 2-j0,96 4-j1,18 ∆S, МВА 0,2+j0,4 0,26+j0,27 0,05+j0,09 0,01+j0,01 0,001+j0,001 0,003+j0,006
P1, МВт 22,2 14,26 16,45 4,01 2,001 4,203
Q1, МВАр 5,06 3,76 3,43 1,17 0,959 1,186
U1, кВ 1,8 2,6 0,5 0,4 0,1 0,1
U11, кВ 1,7 1,5 0,6 0,3 0,1 0,2
Un, кВ 114,8 114,0 114,3 113,6 113,5 114,2
3.3.3 Расчет послеаварийных режимов
Расчет послеаварийныхрежимов производится для максимальных нагрузок при отключении одной цепи.
Результат расчетов сводимв таблицу 7.
Таблица 7.
Схема
 замещением 1 2 3 4 5 6
Sc, МВА -j2,34 -j0,314 -j0,89 -j0,869 -j0,66 -j0,87 Z, Ом 13,6+j23,4 3,3+j34,2 5,4+j9,4 9,4+j9,8 7+j7,4 5,4+j9,4
SТ, МВА 22-j4,29 14-j2,73 16-j3,12 8-j1,56 4-j1,32 8-j1,56 S, МВА 22-j6,63 14-j5,87 16-j4,01 8-j2,42 4-j1,98 8-j2,43 S, МВА 23 15,2 16,5 8,4 4,5 8,4 ∆S, МВА 0,45+j0,77 0,46+j0,49 0,1+j0,17 0,04+j0,05 0,01+j0,01 0,03+j0,04
P1, МВт 22,45 14,46 16,1 8,04 4,01 8,03
Q1, МВАр 5,86 5,38 3,84 2,37 1,97 2,39
U1, кВ 3,5 5,2 1,0 0,8 0,3 0,5
U11, кВ 3,5 2,6 1,1 0,5 0,1 0,5
Un, кВ 123,0 124,8 122,0 123,3 123,0 121,6
Согласно ПУЭ с цельюограничения длительного воздействия на высоковольтное оборудование линийэлектропередачи, электростанций и подстанций должны применяться устройстваавтоматики, действующее при повышении напряжения выше 110-130 % номинального. Вданном случае такого превышения нет, поэтому необходимости в регулированиинапряжения также нет.

4. РЕГУЛИРОВАНИЕНАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ
Одним из важныхпоказателей напряжения служат отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормына отклонения напряжения в из определенной степени обеспечиваются средствамирегулирования напряжения. Наиболее эффективным из известных средств регулированиянапряжения являются трансформаторы и автотрансформаторами с устройствамирегулирования напряжения под нагрузкой (с РПН). Они способны обеспечить любойрегулирования напряжения, включая и встречное регулирование.
Согласно ПУЭ, на шинах 10кВ подстанций должен осуществляться закон в встречного регулирования напряженияв пределах отклонений напряжения от +5 (лил более) до 0 % при измененияхнагрузки подстанций от наибольшей до меньшей. Обычно при наибольших нагрузкахотключения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%. Определение желаемыхотклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций при промежуточных значенияхнагрузки производиться линейной интерполяцией.
Аварийные отклонениялиний и трансформаторов рассматриваются, как правило, при наибольших нагрузкахподстанций. Поэтому желаемые отклонения напряжения на шинах 10 кВ в такихрежимах должны соответствовать отклонениям напряжения, требуемые в режименаибольших нагрузок.
В этом разделе проектадолжны быть выбраны рабочие отклонения понижающих трансформаторов,обеспечивающих поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВподстанций во всех рассмотренных режимах работы. Выполняется это следующимобразом. После расчета установившегося режима работы сети известны ответвленияна шинах высшего напряжения каждой из подстанций />. Проще всего находитьсянапряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к стороне высшегонапряжения (т.е. без учета коэффициента трансформации трансформаторов),определяется по выражению:
/>, где
/> — активная и реактивная мощностинагрузки в рассматриваемом режиме;
/> — активное и реактивноесопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающихтрансформаторов.
Понижающие трансформаторыимеют РПН в нейтрали обмотки, обеспечивающие желаемое напряжения на шинахнизшего напряжения />, может быть определено повыражению:
/>, где
/>-номинальные напряжения обмотокнизшего и высшего напряжения;
/>-степень регулирования напряженияв процентах.
Вычисленное напряжениеокругляется до ближайшего целого числа />с учетом максимального числаответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типовтрансформаторов. После этого следует определить действительное напряжение нашинах низшего напряжения подстанции

/>, где
И отклонение напряженияна этих от номинального напряжения (/>).
/>
Для ПС-1
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Результаты остальныхрасчетов сводим в таблицу 8.

Таблица 8.подстанции ПС-2 ПС-3 ПС-4 ПС-5 ПС-6
RТ, Ом 58 58 110 352 110
XТ, Ом 1,05 1,05 1,7 4,2 1,7
U1н, кВ 120,7 121,0 120,3 117,9 120,3
 nотв.жел 0,92 0,92 0,92 0,68 0,92
nотв 1 1 1 1 1
Uн, кВ 10,5 10,5 10,5 10,2 10,5 δU 0,05 0,05 0,05 0,02 0,05

5. ОСНОВНЫЕТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ
В этом разделе проектаопределяются основные показатели, характеризующие расходы денежных средств иэлектрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а такженекоторые удельные технико-экономические показатели, характеризующиеобоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети. К нимотносятся:
1.капиталовложения на сооружениялиний, подстанций и сети в целом (руб.);
2.ежегодные издержки поэксплуатации линий, подстанций и сети в целом (руб./год);
3.удельная себестоимостьпередачи электроэнергии по сети от шин заданного источника до шин вторичногонапряжения (10 кВ) понижающих подстанций 35…220 кВ (коп/кВт*ч);
4.потери активноймощности и потери электроэнергии в спроектированной сети, соответственно в кВт,кВт*ч/год и в процентах от полезно отпущенной потребителям мощности иэлектроэнергии;
5.основные натуральныепоказатели сети, как – то: количество понижающих трансформаторов с разделениемпо номинальным напряжениям и мощностям; количество выключателей с разделениемпо номинальным напряжениям; тоже – комплектов отделителей и короткозамыкателей;количество километров проводов (помаркам и в однофазном исчислении); суммарнаямощность компенсирующих устройств с разделением по типам и номинальнымнапряжениям.
Если при расчетах режимовсети было приято решение об экономической целесообразности отключения частитрансформаторов в режиме наименьших нагрузок, то это необходимо учитывать приопределении потерь электроэнергии. Для этого надо знать длительность режимовсети с полным и сниженным числом трансформаторов. Допускается, в первомприближении, применять следующий метод оценки длительности режимов наибольших инаименьших нагрузок подстанций (при условном двухступенчатом годовом графикенагрузки). Электроэнергия, потребленная за один год шин вторичного напряжениякаждой понизительной подстанции:
/>
/> — продолжительность использованиянаибольших нагрузок, ч/год;
/> – соответственно наибольшая инаименьшая активные нагрузки подстанций i;
/> — соответственно условныедлительности наибольшей и наименьшей нагрузки при упрощенном двухступенчатомгодовом графике по продолжительности активных нагрузок (ч/год), причем
/>
8760 – длительностьневисокосного года в часах.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Суммарные потери мощностив режиме наибольших нагрузок
/>
Затраты на потери энергиив сети
/>, где
/> – удельные затраты на потериэлектроэнергии для переменной и постоянной составляющих потерь активноймощности в сети в заданном географическом регионе, руб/кВт*ч;
/> – суммарные потери активноймощности активных сопротивлениях линий, трансформаторов и автотрансформаторовсети, кВт;
/> – время наибольших потерьмощности (ч/год), соответствующее средневзвешенному (по мощности)временииспользования наибольших нагрузок,
/> />, час/год
Стоимость потерьэлектроэнергии в нерегулируемых батареях конденсаторов определяется, как:
/>, где
/> – 0,002…0,003 – удельные потеримощности в конденсаторах, о.е.;
/> – суммарная мощностьконденсаторов на подстанциях, включенная в течение времени />.
/>
Затраты на потери энергиив сети
/>
Удельная себестоимостьпередачи полезно отпущенный потребителям электроэнергии в спроектированный сети
/>, коп/кВт*ч, где
/> – суммарные ежегодные издержки поэксплуатации спроектированной сети.
/>
Суммарные потери активноймощности /> иэлектроэнергии />в сети в процент
/>
/>
Капиталовложения насооружение подстанции

/>
Капитальные вложения насооружение подстанций
/>
Общие капитальные затраты
/>
Ежегодные издержки поэксплуатации линий, подстанций и сети в целом.
Линии.
/>
Подстанции.
/>
Сети в целом
/>
В сети:
А) 12 понижающихтрансформаторов110/10, их них;
2 – мощностью 16 МВА;
3 – мощностью 10 МВА;
4- мощностью 6,3 МВА;
2- мощностью 2,5 МВА.
Б) 42 силовых выключателяиз них;
12 – на напряжение 110 кВ;
30 – на напряжение10 кВ.
В) 6 комплектовотделителей и короткозамыкателей;
Г) 726 км проводов АС-120, 696 км проводов АС-70;
Д)суммарном мощностью устройств/>в томчисле на номинальное напряжение 10 кВ />;
Е) КС-0,22-8-2 шт.,КС-0,22-6-8 шт.