Проектирование электрической сети
1.
Задание и исходные данные для проектирования
электрический цепь трансформатор напряжение
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения
указанных потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом.
Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на
рисунке 1.1, а их характеристики - в таблице 1.1. Электрическая сеть
расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, III районе по гололеду.
В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок
потребителей в максимальном режиме Рi=Рмаксi.
Расстояния между точками:
l01=16 км; l02=14 км; l03=15
км; l04=16 км; l05=18 км; l12=17 км; l13=26
км; l14=31 км; l15=33 км; l23=11 км; l24=21
км; l25=29 км; l34=12 км; l35=22 км; l45=12
км.
Рисунок 1.1 - Месторасположение источника питания и
потребителей электроэнергии
Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей
электроэнергии
|
№ пст
|
Рмаксрi МВт
|
Qмаксрi Мвар
|
|Sмаксрi| МВА
|
Рпаврi МВт
|
Qпаврi Мвар
|
|Sпаврi| МВА
|
cosfi
|
Tмi ч
|
Uннi кВ
|
Доля нагрузки
3-й категории, d3i, %
|
|
Источник
питания 0
|
|
|
|
|
|
|
0,77
|
|
|
|
|
Подстанция 1
|
16
|
10,75
|
19,28
|
16
|
10,75
|
19,28
|
0,83
|
5700
|
10
|
0
|
|
Подстанция 2
|
35
|
21,69
|
41,18
|
35
|
21,69
|
41,18
|
0,85
|
4100
|
10
|
0
|
|
Подстанция 3
|
24
|
16,13
|
28,92
|
24
|
16,13
|
28,92
|
0,83
|
3400
|
10
|
0
|
|
Подстанция 4
|
17
|
18,84
|
25,37
|
8,5
|
9,42
|
12,69
|
0,67
|
5700
|
6
|
50
|
|
Подстанция 5
|
31
|
24,06
|
39,24
|
31
|
24,06
|
39,24
|
0,79
|
3900
|
10
|
0
|
Определяются значения полной мощности нагрузок потребителей 
, исходя из активной мощности нагрузки 
и коэффициента мощности cosji потребителей, указанных в таблице 1.1.
Определение электрической нагрузки на
подстанциях в послеаварийном режиме 
2.
Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных
вариантов
2.1 Варианты
разомкнутой схемы электрической сети
Составляются варианты разомкнутой схемы электрической сети.
Варианты схем приведены на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 - Варианты радиально-магистральных схем
Производится предварительный анализ и выбор вариантов
радиально-магистральных схем исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу
2.1.
Таблица 2.1 - Характеристика вариантов
радиально-магистральных схем
|
Вариант
|
Участок
|
lЛЭП,
км
|
SlЛЭП,
км
|
Номер п/ст
|
Количество
выключателей n, шт.
|
Sn, шт.
|
Pi,
МВт
|
Момент мощности
Pilс, МВт×км
|
SPi lс,
МВт×км
|
|
а)
|
01
|
32
|
158
|
1
|
2
|
21
|
16
|
256
|
1936
|
|
02
|
28
|
|
2
|
2
|
|
35
|
490
|
|
|
03
|
30
|
|
3
|
2
|
|
24
|
360
|
|
|
04
|
32
|
|
4
|
2
|
|
17
|
272
|
|
|
05
|
36
|
|
5
|
2
|
|
31
|
558
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
11
|
|
|
|
|
|
б)
|
01
|
32
|
140
|
1
|
2
|
17
|
16
|
256
|
2666
|
|
23
|
22
|
|
2
|
2
|
|
35
|
910
|
|
|
03
|
30
|
|
3
|
2
|
|
24
|
360
|
|
|
04
|
32
|
|
4
|
2
|
|
17
|
272
|
|
|
45
|
24
|
|
5
|
2
|
|
31
|
868
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
|
|
|
в)
|
01
|
32
|
134
|
1
|
2
|
17
|
16
|
256
|
2769
|
|
23
|
22
|
|
2
|
2
|
|
35
|
1155
|
|
|
34
|
12
|
|
3
|
2
|
|
24
|
528
|
|
|
04
|
32
|
|
4
|
2
|
|
17
|
272
|
|
|
05
|
36
|
|
5
|
2
|
|
31
|
558
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
|
|
|
г)
|
01
|
32
|
142
|
1
|
2
|
17
|
16
|
256
|
2533
|
|
02
|
28
|
|
2
|
2
|
|
35
|
490
|
|
|
23
|
22
|
|
3
|
2
|
|
24
|
600
|
|
|
34
|
24
|
|
4
|
2
|
|
17
|
629
|
|
|
05
|
36
|
|
5
|
2
|
|
31
|
558
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
|
|
Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети
является вариант, приведенный на рисунке 2.1 б).
2.2 Варианты
схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур
Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур,
приведены на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 - Варианты схем, имеющих замкнутый контур
Производится предварительный анализ и выбор вариантов схем
исполнения сети, имеющих замкнутый контур. Результаты сводятся в таблицу в
таблицу 2.2.
Таблица 2.2 - Характеристика вариантов схем, имеющих
замкнутый контур
|
Вариант
|
Участок
|
lЛЭП,
км
|
SlЛЭП,
км
|
Номер п/ст
|
Количество
выключателей n, шт.
|
Sn, шт.
|
|
а)
|
01
|
16
|
126
|
1
|
3
|
21
|
|
12
|
17
|
|
2
|
3
|
|
|
02
|
14
|
|
3
|
3
|
|
|
03
|
15
|
|
4
|
3
|
|
|
34
|
12
|
|
5
|
2
|
|
|
04
|
16
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
05
|
36
|
|
|
|
|
|
б)
|
01
|
16
|
115
|
1
|
3
|
18
|
|
12
|
17
|
|
2
|
3
|
|
|
23
|
11
|
|
3
|
3
|
|
|
03
|
15
|
|
4
|
2
|
|
|
04
|
32
|
|
5
|
2
|
|
|
45
|
24
|
|
0 (РЭС)
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в)
|
01
|
32
|
121
|
1
|
2
|
20
|
|
02
|
14
|
|
2
|
3
|
|
|
23
|
11
|
|
3
|
3
|
|
|
34
|
12
|
|
4
|
3
|
|
|
04
|
16
|
|
5
|
2
|
|
|
05
|
36
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г)
|
01
|
16
|
104
|
1
|
3
|
20
|
|
12
|
17
|
|
2
|
3
|
|
|
02
|
14
|
|
3
|
3
|
|
|
03
|
|
4
|
3
|
|
|
34
|
12
|
|
5
|
3
|
|
|
45
|
12
|
|
0 (РЭС)
|
5
|
|
|
05
|
18
|
|
|
|
|
Исходя из упрощенных критериев, из предложенных схем
наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке
2.2 б).
3.
Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети
Схемы потокораспределения приведены на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Схема потокораспределения в сети:
а) для разомкнутой сети в максимальном режиме; б) для
разомкнутой сети в послеаварийном режиме; в) для сети с замкнутым контуром в
максимальном режиме; г) для и сети с замкнутым контуром в послеаварийном режиме
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в
максимальном и послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными
ниже. Результаты сводятся в таблицу 3.1.
Для разомкнутой сети:
Для сети с замкнутым контуром:
В сети, имеющей замкнутый контур, точка 2 является точкой
потокораздела активной и реактивной мощностей.
В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный
участок 03.
Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения в электрической сети
|
Участок
|
количество
цепей n, шт
|
lуч, км
|
Рмаксрi, МВт
|
Qмаксрi, Мвар
|
|Sмаксрi|, МВА
|
Рпаврi, МВт
|
Qпаврi, Мвар
|
|Sпаврi|, МВА
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
2
|
16
|
8
|
5,38
|
9,64
|
16
|
10,75
|
19,28
|
|
03
|
2
|
15
|
29,5
|
18,91
|
35,05
|
59
|
37,82
|
70,09
|
|
23
|
2
|
11
|
17,5
|
10,85
|
20,59
|
35
|
21,69
|
41,18
|
|
04
|
2
|
16
|
24
|
21,45
|
32,31
|
39,5
|
33,48
|
51,93
|
|
45
|
2
|
12
|
15,5
|
12,03
|
19,62
|
31
|
24,06
|
39,24
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
16
|
33,19
|
21,50
|
39,54
|
75
|
48,57
|
89,37
|
|
12
|
1
|
17
|
17,19
|
10,74
|
20,27
|
59
|
37,82
|
70,09
|
|
23
|
1
|
11
|
17,81
|
10,95
|
20,91
|
24
|
16,13
|
28,92
|
|
03
|
1
|
15
|
41,81
|
27,08
|
49,81
|
0
|
0
|
0
|
|
04
|
2
|
16
|
24
|
21,45
|
32,19
|
39,5
|
33,48
|
51,93
|
|
45
|
2
|
12
|
15,5
|
12,03
|
19,62
|
31
|
24,06
|
39,24
|
4.
Выбор номинальных напряжений электрической сети
Номинальное напряжение Uном вычисляется по формуле
Стилла: 
, а потери напряжения: 
.
Результаты расчетов, а так же ближайшие стандартные наибольшие и
наименьшие напряжения приведены в таблице 4.1. Результаты проверки напряжения
сведены в таблицу 4.2
Таблица 4.1 - Результаты расчетов напряжения для электрической
сети
|
Участок
|
lуч км
|
Ручмаксрi МВт
|
Qучмаксрi Мвар
|
Ручпаврi МВт
|
Qучпаврi Мвар
|
Uномуч кВ
|
Uном=35 кВ
|
Uном=110 кВ
|
Uном=220 кВ
|
|
|
|
|
|
|
|
r0
|
x0
|
ΔUучмакс
|
ΔUучпавр
|
r0
|
x0
|
ΔUучмакс
|
ΔUучпавр
|
r0
|
x0
|
ΔUучмакс
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
16
|
8
|
5,38
|
16
|
10,75
|
52,08
|
0,3
|
0,4
|
2,08
|
4,16
|
0,2
|
0,4
|
0,55
|
1,09
|
0,1
|
0,4
|
0,21
|
|
03
|
15
|
29,5
|
18,91
|
59
|
37,82
|
95,78
|
0,3
|
0,4
|
7,03
|
14,07
|
0,2
|
0,4
|
1,84
|
3,67
|
0,1
|
0,4
|
0,72
|
|
23
|
11
|
17,5
|
10,85
|
35
|
21,69
|
74,03
|
0,3
|
0,4
|
3,01
|
6,03
|
0,2
|
0,4
|
0,78
|
1,57
|
0,1
|
0,4
|
0,30
|
|
04
|
16
|
24
|
21,45
|
39,5
|
33,48
|
86,80
|
0,3
|
0,4
|
7,21
|
11,54
|
0,2
|
0,4
|
1,95
|
3,10
|
0,1
|
0,4
|
0,80
|
|
45
|
12
|
15,5
|
12,03
|
31
|
24,06
|
69,98
|
0,3
|
0,4
|
3,24
|
6,49
|
0,2
|
0,4
|
0,86
|
1,73
|
0,1
|
0,4
|
0,35
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
16
|
33,19
|
21,50
|
75
|
48,57
|
101,50
|
0,3
|
0,4
|
8,48
|
19,17
|
0,2
|
0,4
|
2,22
|
5,01
|
0,1
|
0,4
|
0,87
|
|
12
|
17
|
17,19
|
10,74
|
59
|
37,82
|
74,16
|
0,3
|
0,4
|
4,59
|
15,94
|
0,2
|
0,4
|
1,20
|
4,16
|
0,1
|
0,4
|
0,46
|
|
23
|
11
|
17,81
|
10,95
|
24
|
16,13
|
74,67
|
0,3
|
0,4
|
3,06
|
4,29
|
0,2
|
0,4
|
0,79
|
1,13
|
0,1
|
0,4
|
0,31
|
|
03
|
15
|
41,81
|
27,08
|
0
|
0,00
|
113,51
|
0,3
|
0,4
|
10,02
|
0,00
|
0,2
|
0,4
|
2,62
|
0,00
|
0,1
|
0,4
|
1,02
|
|
04
|
16
|
24,00
|
21,45
|
39,5
|
33,48
|
86,80
|
0,3
|
0,4
|
7,21
|
11,54
|
0,2
|
0,4
|
1,95
|
3,10
|
0,1
|
0,4
|
0,80
|
|
45
|
12
|
15,50
|
12,03
|
31
|
69,98
|
0,3
|
0,4
|
3,24
|
6,49
|
0,2
|
0,4
|
0,86
|
1,73
|
0,1
|
0,4
|
0,35
|
Таблица 4.2 - Проверка напряжения для электрической сети
|
Участок
|
Uном=35 кВ
|
Uном=110 кВ
|
Uном=220 кВ
|
Окончательное Uном, кВ
|
|
ΣΔUмакср
|
15% Uном
|
ΣΔUпавр
|
20% Uном
|
ΣΔUмакср
|
15% Uном
|
ΣΔUпавр
|
20% Uном
|
ΣΔUмакср
|
15% Uном
|
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
2,08
|
5,25
|
4,16
|
7
|
0,55
|
16,5
|
1,09
|
22
|
0,21
|
33
|
35
|
|
032
|
10,05
|
5,25
|
20,10
|
7
|
2,62
|
16,5
|
5,24
|
22
|
1,02
|
33
|
110
|
|
045
|
10,46
|
5,25
|
18,03
|
7
|
2,81
|
16,5
|
4,82
|
22
|
1,15
|
33
|
110
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
012
|
13,07
|
5,25
|
39,40
|
7
|
3,41
|
16,5
|
10,29
|
22
|
1,33
|
33
|
110
|
|
032
|
13,07
|
5,25
|
|
7
|
3,41
|
16,5
|
|
22
|
1,33
|
33
|
110
|
|
045
|
10,46
|
5,25
|
18,03
|
7,00
|
2,81
|
16,5
|
4,82
|
22
|
1,15
|
33
|
110
|
Проверка напряжения производится в соответствии со следующими
критериями:
для максимального режима SDUmax£15% Uном;
для послеаварийного режима SDUпавр£20% Uном.
Так как суммарные потери напряжения в сети напряжением 220кВ
не превышают 3% от Uном в максимальном режиме, то Uном=220кВ завышено.
Окончательно принимается напряжение 35 кВ на участке 01 и 110
кВ на участках 032 и 045 разомкнутой сети, напряжение 110кВ на всех участках
сети с замкнутым контуром.
5.
Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети
5.1
Приближённый баланс активной мощности в сети
Разомкнутая сеть
Участок 01 (напряжение 35 кВ)
Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается
по выражению [2]:
=16 МВт.
0,95·16+0,08·16+0,1·16=18,08 МВт.
18,08 МВт.
Считается, что установленная мощность генераторов источника
питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети: 18,08 МВт.
Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению: 
0,77 
0,83.
18,08·0,83 =15,01 МВар.
Участки 032 и 045 (напряжение 110 кВ)
=35+24+17+31=107 МВт.
0,95·107+0,08·107+0,1·107=120,91 МВт.
120,91 МВт.
120,91·0,83 =100,36 МВар.
Сеть с замкнутым контуром.
=16+35+24+17+31=123 МВт.
0,95·123+0,08·123+0,1·123=138,99 МВт.
138,99 МВт.
138,99·0,83 =115,36 МВар.
5.2
Приближённый баланс реактивной мощности в сети
Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается
по формулам, приведенным ниже. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Результаты расчетов мощности в сети
|
Участок
|
кол-во цепей n, шт.
|
lуч, км
|
Sмаксуч, МВА
|
ΔQуч, Мвар
|
Qi, Мвар
|
Uном, кВ
|
х0
|
ΔQлэп, Мвар
|
Qнагр, Мвар
|
ΔQтр, Мвар
|
Qрез, Мвар
|
QсΣ, Мвар
|
Qсети, Мвар
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
2
|
16
|
9,64
|
0,971
|
10,75
|
35
|
0,4
|
0,971
|
10,752
|
1,928
|
1,075
|
0,000
|
14,188
|
|
03
|
2
|
15
|
35,05
|
1,218
|
21,69
|
110
|
0,4
|
1,718
|
80,714
|
13,471
|
8,071
|
1,718
|
98,220
|
|
23
|
2
|
11
|
20,59
|
0,308
|
16,13
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
2
|
16
|
32,31
|
1,104
|
18,84
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
45
|
2
|
12
|
19,62
|
0,305
|
24,06
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
16
|
39,54
|
0,827
|
10,75
|
110
|
0,4
|
3,849
|
91,466
|
15,398
|
9,147
|
3,849
|
111,437
|
|
12
|
1
|
17
|
20,27
|
0,231
|
21,69
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
1
|
11
|
20,91
|
0,159
|
16,13
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
03
|
1
|
15
|
49,81
|
1,230
|
18,84
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
2
|
16
|
32,19
|
1,096
|
24,06
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
45
|
2
|
12
|
19,62
|
0,305
|
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
6.
Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в
электрической сети
Разомкнутая сеть
Участок 01 (напряжение 35 кВ)
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
14,188-15,01=-0,822 МВар.
Так как
, то это свидетельствует о достаточной
величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости
устанавливать компенсирующие устройства.
Участки 032 и 045 (напряжение 110 кВ)
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
98,22-100,36=-2,14 МВар.
Так как, то это свидетельствует о достаточной
величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости
устанавливать компенсирующие устройства.
Сеть с замкнутым контуром.
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
111,437-115,36=-3,923 МВар.
Так как, то это свидетельствует о достаточной
величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости
устанавливать компенсирующие устройства.
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и
послеаварийном режимах. Результаты сводятся в таблицу 6.3.
Таблица 6.3 - Расчет потокораспределения в электрической сети
|
Участок
|
lуч, км
|
Рмаксрi, МВт
|
Qмаксрi, Мвар
|
|Sмаксрi|, МВА
|
Рпаврi, МВт при выходе из строя уч-ка
|
Qпаврi, Мвар при выходе из строя уч-ка
|
|Sпаврi мах|, МВА
|
|
|
|
|
|
01
|
03
|
01
|
03
|
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
16
|
8
|
5,38
|
9,64
|
16
|
10,75
|
19,28
|
|
03
|
15
|
29,5
|
18,91
|
35,05
|
59
|
37,82
|
70,09
|
|
23
|
11
|
17,5
|
10,85
|
20,59
|
35
|
21,69
|
41,18
|
|
04
|
16
|
24
|
21,45
|
32,31
|
39,5
|
33,48
|
51,93
|
|
45
|
12
|
15,5
|
12,03
|
19,62
|
31
|
24,06
|
39,24
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
16
|
33,19
|
21,50
|
39,54
|
0
|
75
|
0,00
|
48,57
|
89,37
|
|
12
|
17
|
17,19
|
10,74
|
20,27
|
16
|
59
|
10,75
|
37,82
|
70,09
|
|
23
|
11
|
17,81
|
10,95
|
20,91
|
51
|
24
|
32,44
|
16,13
|
|
03
|
15
|
41,81
|
27,08
|
49,81
|
75
|
0
|
48,57
|
0,00
|
89,35
|
|
04
|
16
|
24,00
|
21,45
|
32,19
|
39,5
|
39,5
|
33,48
|
33,48
|
51,93
|
|
45
|
12
|
15,50
|
12,03
|
19,62
|
31
|
31
|
33,48
|
24,06
|
39,24
|
7.
Выбор трансформаторов на подстанциях
При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции
устанавливаются 2 трансформатора, мощность которых выбирается по выражению:
,
где 
- максимальная нагрузка подстанции с
учетом мощности компенсирующих устройств, МВА;
- коэффициент перегрузки.
При питании потребителей 3 категории на подстанции устанавливается
1 трансформатор, мощность которого выбирается по выражению: 
Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов приведены в
таблице 7.1
Таблица 7.1 - Расчетные и каталожные данные по выбору
трансформаторов
|
№ пст
|
Si МВА
|
Siном
тр расч, МВА
|
Siном
тр, МВА’
|
Кол-во тр-ров
|
Тип
тр-ра
|
±n*E0, %
|
Uкз, %
|
∆Pкз, МВт
|
∆Pхх, МВт
|
Iхх, %
|
Rтрi, Ом
|
Xтрi, Ом
|
Uномнн, кВ
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
1
|
19,28
|
13,77
|
16
|
2
|
ТДНС-16000/35
|
±8х1,5
|
10
|
0,085
|
0,018
|
0,55
|
0,45
|
8,4
|
10,5
|
|
2
|
41,18
|
29,41
|
40
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,172
|
0,036
|
0,65
|
1,4
|
34,7
|
10,5
|
|
3
|
28,92
|
20,65
|
25
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,12
|
0,027
|
0,7
|
2,54
|
55,9
|
10,5
|
|
4
|
25,37
|
18,12
|
25
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,12
|
0,027
|
0,7
|
2,54
|
55,9
|
10,5
|
|
5
|
39,24
|
28,03
|
40
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,172
|
0,036
|
0,65
|
1,4
|
34,7
|
10,5
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
1
|
19,28
|
13,77
|
16
|
2
|
ТДН-16000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,085
|
0,019
|
0,7
|
4,38
|
86,7
|
11
|
|
2
|
41,18
|
29,41
|
40
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,172
|
0,036
|
0,65
|
1,4
|
34,7
|
10,5
|
|
3
|
28,92
|
20,65
|
25
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,12
|
0,027
|
0,7
|
2,54
|
55,9
|
10,5
|
|
4
|
25,37
|
18,12
|
25
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,12
|
0,027
|
0,7
|
2,54
|
55,9
|
10,5
|
|
5
|
39,24
|
28,03
|
40
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
±9х1,78
|
10,5
|
0,172
|
0,036
|
0,65
|
1,4
|
34,7
|
10,5
|
8.
Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи
Для воздушных линий 35-220 кВ выбираются сталеалюминевые
провода марки АС, а для прокладки линий используются железобетонные опоры
[1,4].
Результаты выбора и проверки сечений проводов ВЛЭП сводятся в
таблицы 8.1-8.2, при этом используются следующие формулы:
,
где 
- ток, протекающий по участку сети, в
нормальном режиме, А;
- ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме, А.
Таблица 8.1 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП
|
Уч-ок
|
кол-во цепей n,
шт.
|
Sмаксрi,
МВА
|
|Sмакср|
МВА
|
Iмакср,
А
|
Марка-сечение
провода Fi, мм2
|
Iдоп,
А
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
2
|
8
|
+j
|
5,38
|
9,64
|
159,18
|
АС-70
|
265
|
|
03
|
2
|
29,5
|
+j
|
18,91
|
35,05
|
184,16
|
АС-70
|
265
|
|
23
|
2
|
17,5
|
+j
|
10,85
|
20,59
|
108,19
|
АС-70
|
265
|
|
04
|
2
|
24
|
+j
|
21,45
|
32,31
|
169,77
|
АС-70
|
265
|
|
45
|
2
|
15,5
|
+j
|
12,03
|
19,62
|
103,10
|
АС-70
|
265
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
33,19
|
+j
|
21,50
|
39,54
|
207,78
|
АС-120
|
390
|
|
12
|
1
|
17,19
|
+j
|
10,74
|
20,27
|
106,51
|
АС-120
|
390
|
|
23
|
1
|
17,81
|
+j
|
10,95
|
20,91
|
109,87
|
АС-120
|
390
|
|
03
|
1
|
41,81
|
+j
|
27,08
|
49,81
|
261,77
|
АС-120
|
390
|
|
04
|
2
|
24,00
|
+j
|
21,45
|
32,19
|
169,14
|
АС-120
|
390
|
|
45
|
2
|
15,50
|
+j
|
12,03
|
19,62
|
103,10
|
АС-120
|
390
|
Таблица 8.2 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП
|
Участок
|
Iдоп, А
|
Sпавр, МВА при выходе из строя уч-ка
|
|Sпавр|, МВА при выходе из строя уч-ка
|
Iпавр, А при выходе из строя уч-ка
|
Iпаврмакс, А
|
Марка-сечение
провода Fi, мм2
|
|
|
01
|
03
|
01
|
03
|
01
|
03
|
|
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
450
|
16
|
+j
|
10,75
|
19,28
|
318,37
|
318,37
|
АС-150/24
|
|
03
|
450
|
59
|
+j
|
37,82
|
70,09
|
368,32
|
368,32
|
АС-150/24
|
|
23
|
390
|
35
|
+j
|
21,69
|
41,18
|
216,38
|
216,38
|
АС-120/19
|
|
04
|
39,5
|
+j
|
33,48
|
51,93
|
272,87
|
272,87
|
АС-150/24
|
|
45
|
390
|
31
|
+j
|
24,06
|
39,24
|
206,20
|
206,20
|
АС-120/19
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
605
|
0
|
+j
|
0,00
|
75
|
+j
|
48,57
|
0,00
|
89,37
|
0,00
|
469,62
|
469,62
|
АС-240/32
|
|
12
|
605
|
16
|
+j
|
10,75
|
59
|
+j
|
37,82
|
19,28
|
70,09
|
101,30
|
368,32
|
368,32
|
АС-240/32
|
|
23
|
605
|
51
|
+j
|
32,44
|
24
|
+j
|
16,13
|
60,44
|
28,92
|
317,63
|
151,95
|
317,63
|
АС-240/32
|
|
03
|
605
|
75
|
+j
|
48,57
|
0
|
+j
|
0,00
|
89,35
|
0,00
|
469,54
|
0,00
|
469,54
|
АС-240/32
|
|
04
|
450
|
39,5
|
+j
|
33,48
|
39,5
|
+j
|
33,48
|
51,93
|
51,93
|
272,87
|
272,87
|
272,87
|
АС-150/24
|
|
45
|
390
|
31
|
+j
|
24,06
|
31
|
+j
|
24,06
|
39,24
|
39,24
|
206,20
|
206,20
|
206,20
|
АС-120/19
|
9.
Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров
Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на
рисунке 9.1, сети, имеющей замкнутый контур - на рисунке 9.2.
Рисунок 9.1 - Схема замещения радиально-магистральной сети
Рисунок 9.2 - Схема замещения сети, имеющей замкнутый контур
Результаты расчета параметров схем замещения ВЛЭП и
трансформаторов разомкнутой сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в
таблице 9.1-9.2.
Параметры схем замещения элементов электрической сети
определяются следующим образом.
- для ВЛЭП: 
где n - количество цепей на участке.
для трансформаторной подстанции:
где n - количество трансформаторов на
подстанции.
Таблица 9.1 - Определение параметров схемы замещения воздушных ЛЭП
|
Участок сети
|
Кол-во цепей
ЛЭП
|
Марка-сечение
провода F, мм2
|
Uном,
кВ
|
lуч,
км
|
r0,
Ом/км
|
x0,
Ом/км
|
b0*10-6,
См/км
|
Rуч,
Ом
|
Xуч,
Ом
|
Qучс’=Qучс’’
Мвар
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
2
|
АС-150/24
|
35
|
16
|
0,198
|
0,406
|
0
|
1,584
|
3,248
|
0,000
|
|
03
|
2
|
АС-150/24
|
110
|
15
|
0,198
|
0,42
|
2,7
|
1,485
|
3,150
|
0,033
|
|
23
|
2
|
АС-120/19
|
110
|
11
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
1,370
|
2,349
|
0,032
|
|
04
|
2
|
АС-150/24
|
110
|
16
|
0,198
|
0,42
|
2,7
|
1,584
|
3,360
|
0,033
|
|
45
|
2
|
АС-120/19
|
110
|
12
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
1,494
|
2,562
|
0,032
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
АС-240/32
|
110
|
16
|
0,12
|
0,405
|
2,81
|
1,920
|
6,480
|
0,017
|
|
12
|
1
|
АС-240/32
|
110
|
17
|
0,12
|
0,405
|
2,81
|
2,040
|
6,885
|
0,017
|
|
23
|
1
|
АС-240/32
|
110
|
11
|
0,12
|
0,405
|
2,81
|
1,320
|
4,455
|
0,017
|
|
03
|
1
|
АС-240/32
|
110
|
15
|
0,12
|
0,405
|
2,81
|
1,800
|
6,075
|
0,017
|
|
04
|
2
|
АС-150/24
|
110
|
16
|
0,198
|
0,42
|
2,7
|
1,584
|
3,360
|
0,033
|
|
45
|
2
|
АС-120/19
|
110
|
12
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
1,494
|
2,562
|
0,032
|
Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения
трансформаторов подстанций
|
№ пст
|
Кол-во тр-ров,
шт
|
Тип
тр-ра
|
Sномтр, МВА
|
∆Pхх, МВт
|
Iхх, %
|
∆Sст, МВА
|
Zтр=Rтр+jХтр, ОМ
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
1
|
2
|
ТДНС-16000/35
|
16
|
0,018
|
0,55
|
0,036+j0,762
|
0,225+j4,2
|
|
2
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
40
|
0,036
|
0,65
|
0,072+j0,52
|
0,7+j17,35
|
|
3
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
25
|
0,027
|
0,7
|
0,054+j0,35
|
1,27+j27,95
|
|
4
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
25
|
0,027
|
0,7
|
0,054+j0,35
|
1,27+j27,95
|
|
5
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
40
|
0,036
|
0,65
|
0,072+j0,52
|
0,7+j17,35
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
1
|
2
|
ТДН-16000/110
|
16
|
0,019
|
0,7
|
0,038+j0,224
|
2,19+j43,35
|
|
2
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
40
|
0,036
|
0,65
|
0,072+j0,52
|
0,7+j17,35
|
|
3
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
25
|
0,027
|
0,7
|
0,054+j0,35
|
1,27+j27,95
|
|
4
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
25
|
0,027
|
0,7
|
0,054+j0,35
|
1,27+j27,95
|
|
5
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
40
|
0,036
|
0,65
|
0,072+j0,52
|
0,7+j17,35
|
10. Разработка схемы соединений
Схема электрических соединений разомкнутой сети приведена на
рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром на рисунке 10.2.
Рисунок 10.1 - Схема электрических соединений разомкнутой
сети
Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети с
замкнутым контуром
11. Технико-экономическое обоснование
окончательного варианта исполнения электрической сети
11.1
Определение капиталовложений на сооружение электрической сети
Расчеты по определению капиталовложений на сооружение
воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети приведены в таблице 11.1 - 11.2.
Таблица 11.1 - Капиталовложения на сооружение воздушных ЛЭП
|
Участок
|
lуч,
км
|
Марка-сечение
провода F, мм2
|
С0ЛЭП,
тыс. руб./км
|
КЛЭП=С0ЛЭП×lуч, тыс. руб.
|
КЛЭПΣ,
тыс. руб.
|
|
Разомкнутая
сеть (вариант I)
|
|
01
|
16
|
Ж/б двухцепные
|
АС-150/24
|
17,8
|
284,8
|
284,8
|
|
03
|
15
|
Ж/б двухцепные
|
АС-150/24
|
22,2
|
333
|
1157,4
|
|
23
|
11
|
Ж/б двухцепные
|
АС-120/19
|
20,4
|
224,4
|
|
|
04
|
16
|
Ж/б двухцепные
|
АС-150/24
|
22,2
|
355,2
|
|
|
45
|
12
|
Ж/б двухцепные
|
АС-120/19
|
20,4
|
244,8
|
|
|
Сеть с
замкнутым контуром (вариант II)
|
|
01
|
16
|
Ж/б одноцепные
|
АС-240/32
|
25
|
400
|
2075
|
|
12
|
17
|
Ж/б одноцепные
|
АС-240/32
|
25
|
425
|
|
|
23
|
11
|
Ж/б одноцепные
|
АС-240/32
|
25
|
275
|
|
|
03
|
15
|
Ж/б одноцепные
|
АС-240/32
|
25
|
375
|
|
|
04
|
16
|
Ж/б двухцепные
|
АС-150/24
|
22,2
|
355,2
|
|
|
45
|
12
|
Ж/б двухцепные
|
АС-120/19
|
20,4
|
244,8
|
|
Таблица 11.2 - Капиталовложения на сооружение подстанций
|
Элементы сети
|
|
Стоимость
|
Кп/стΣ,
тыс. руб.
|
|
|
РЭС
|
п/ст 1
|
п/ст 2
|
п/ст 3
|
п/ст 4
|
п/ст 5
|
|
|
Разомкнутая
сеть (вариант I)
|
|
РУ на РЭС
|
|
3х9+5х35
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2531,4
|
|
ОРУ на
подстанции
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
типовая схема
|
-
|
2х5,4+4х2,4
|
2х36+4х11,5
|
2х36+4х11,5
|
2х36+4х11,5
|
|
|
|
дополнительные
выключатели
|
-
|
-
|
|
|
|
-
|
|
|
-
|
|
-
|
|
|
|
трансформаторы
|
-
|
2х61,2
|
|
|
|
2х109
|
|
2х84
|
2х84
|
2х109
|
|
|
БК
|
|
0х30
|
0х30
|
0х30
|
0х30
|
0х30
|
0х30
|
|
|
постоянная
часть затрат
|
|
105
|
210
|
210
|
210
|
210
|
|
|
Итого
|
202
|
247,8
|
544,8
|
496
|
496
|
544,8
|
|
|
Сеть с
замкнутым контуром (вариант II)
|
|
РУ на РЭС
|
|
5х35
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2710,6
|
|
ОРУ на
подстанции
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
типовая схема
|
-
|
2х36+4х11,5
|
2х36+4х11,5
|
2х36+4х11,5
|
2х36+4х11,5
|
|
|
|
дополнительные
выключатели
|
-
|
-
|
|
|
|
-
|
|
|
-
|
-
|
|
|
|
трансформаторы
|
-
|
2х63
|
|
|
|
2х109
|
|
2х84
|
2х84
|
2х109
|
|
|
БК
|
|
0х30
|
0х30
|
0х30
|
0х30
|
0х30
|
|
|
постоянная
часть затрат
|
|
210
|
210
|
210
|
210
|
210
|
|
|
Итого
|
175
|
454
|
544,8
|
496
|
496
|
544,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К
исполнению принимаем элегазовый выключатель.
11.2
Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети
Определяются технико-экономические показатели по следующим
формулам:
;
aалэп=2,4%, aап/ст=6,4%, aорлэп=0,4%, aорп/ст=3,0%.
;
.; T΄=t/amax=t/kм2
Результаты расчетов сведены в таблицу 11.3.
Определяются потери электроэнергии в трансформаторах,
зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.4.
Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие
и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.5.
Определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов,
зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.6.
Таблица 11.3 - Технико-экономические показатели
|
Показатели
|
Разомкнутая
сеть
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
110 кВ
|
35 кВ
|
110 кВ
|
|
Капиталовложения
Ксети, тыс. руб.
|
4096,8
|
671,52
|
5742,72
|
|
Отчисления на
амортизацию Иа, тыс. руб.
|
206,64
|
29,31
|
267,93
|
|
Отчисления на
обслуживание и ремонт Иор, тыс. руб.
|
86,79
|
11,26
|
107,54
|
|
Число часов
использования максимума нагрузки Тм, ч
|
6000
|
4357,11
|
4570,82
|
|
Время
максимальных потерь τ, ч
|
4591,78
|
2744,30
|
2957,87
|
|
Годовое число
часов использования максимума нагрузки Т’м, ч
|
5087,85
|
3040,77
|
3277,41
|
|
Годовое число
часов использования максимума нагрузки Т’’м, ч
|
8760
|
8760
|
8760
|
|
Стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии З’э, тыс.
руб./(МВт×ч)
|
1,26×10-2
|
1,5×10-2
|
1,35×10-2
|
|
Стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии З’’э, тыс.
руб./(МВт×ч)
|
1,2×10-2
|
1,2×10-2
|
1,2×10-2
|
Таблица 11.4 - Потери электроэнергии в трансформаторах
|
№ П/ст
|
Кол-во тр-ров
n, шт
|
 , МВ·АSномтрi, МВАDPкз, МВтt, чDWтрi΄, МВт×чDWтрΣ΄,
МВт×чDPхх, МВтT, чDWтрi΄΄, МВт×чDWтрΣ΄΄,
МВт×ч
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
1
|
2
|
19,28
|
16
|
0,085
|
3040,77
|
198,63
|
1806,23
|
0,019
|
8760
|
367,92
|
2575,44
|
|
2
|
2
|
41,18
|
40
|
0,172
|
5087,85
|
463,67
|
|
0,036
|
8760
|
630,72
|
|
|
3
|
2
|
28,92
|
25
|
0,12
|
5087,85
|
408,39
|
|
0,027
|
8760
|
473,04
|
|
|
4
|
2
|
25,37
|
25
|
0,12
|
5087,85
|
314,45
|
|
0,027
|
8760
|
473,04
|
|
|
5
|
2
|
39,24
|
40
|
0,172
|
5087,85
|
421,10
|
|
0,036
|
8760
|
630,72
|
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
1
|
2
|
19,28
|
16
|
0,085
|
3277,41
|
202,19
|
1237,76
|
0,019
|
8760
|
332,88
|
2540,4
|
|
2
|
2
|
41,18
|
40
|
0,172
|
3277,41
|
298,68
|
|
0,036
|
8760
|
630,72
|
|
|
3
|
2
|
28,92
|
25
|
0,12
|
3277,41
|
263,07
|
|
0,027
|
8760
|
473,04
|
|
|
4
|
2
|
25,37
|
25
|
0,12
|
3277,41
|
202,56
|
|
0,027
|
8760
|
473,04
|
|
|
5
|
2
|
39,24
|
40
|
0,172
|
3277,41
|
271,26
|
|
0,036
|
630,72
|
|
; 
Таблица 11.5 - Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП
|
Участок сети
|
Кол-во цепей
ЛЭП
|
|Sмакср|
МВА
|
Uном,
кВ
|
Rлэпi,
Ом
|
τ, час
|
ΔWлэпi΄,
МВт×ч
|
ΔWлэпΣ΄,
МВт×ч
|
ΔWлэпi΄΄,
МВт×ч
|
ΔWлэпΣ΄΄,
МВт×ч
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
01
|
2
|
9,64
|
35
|
1,584
|
3040,77
|
1461,12
|
9253,19
|
0
|
0
|
|
03
|
2
|
35,05
|
110
|
1,485
|
5087,85
|
3067,71
|
|
0
|
|
|
23
|
2
|
20,59
|
110
|
1,370
|
5087,85
|
976,36
|
|
0
|
|
|
04
|
2
|
32,31
|
110
|
1,584
|
5087,85
|
2780,69
|
|
0
|
|
|
45
|
2
|
19,62
|
110
|
1,494
|
5087,85
|
967,32
|
|
0
|
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
39,54
|
110
|
1,920
|
3277,41
|
813,05
|
4807,22
|
0
|
0
|
|
12
|
1
|
20,27
|
110
|
2,040
|
3277,41
|
226,99
|
|
0
|
|
|
23
|
1
|
20,91
|
110
|
1,320
|
3277,41
|
156,31
|
|
0
|
|
|
03
|
1
|
49,81
|
110
|
1,800
|
3277,41
|
1209,84
|
|
0
|
|
|
04
|
2
|
32,19
|
110
|
1,584
|
3277,41
|
1777,93
|
|
0
|
|
|
45
|
2
|
19,62
|
110
|
1,494
|
3277,41
|
623,11
|
|
0
|
|
Таблица 11.6 - Потери электроэнергии в батареях конденсаторов
|
Номер п/ст
|
ΔWбкi,’ МВт ч
|
ΔWбк∑,’ МВт ч
|
Qбкi, Мвар
|
Тбк,
ч
|
ΔWбкi,» МВт ч
|
ΔWбк∑,» МВт ч
|
|
Разомкнутая
сеть
|
|
1
|
0
|
0
|
0,00
|
7000
|
0,00
|
0,00
|
|
2
|
0
|
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
3
|
0
|
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
4
|
0
|
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
1
|
0
|
0
|
0,00
|
7000
|
0,00
|
0,00
|
|
2
|
0
|
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
3
|
0
|
|
0,00
|
|
0,00
|
|
|
4
|
0
|
|
0,00
|
|
0,00
|
|
11.3
Определение окончательного варианта исполнения электрической сети
Окончательный вариант исполнения сети выбирается исходя из
следущих показателей:
; 
; 
;
Данные
технико-экономического расчёта методом приведённых затрат сводятся в таблицу
11.7.
Таблица 11.7 - Основные технико-экономические показатели для
предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети
|
Показатели
|
Вариант
исполнения электрической сети
|
|
Разомкнутая
сеть
|
Сеть с
замкнутым контуром
|
|
110 кВ
|
110 кВ
|
|
Капиталовложения,
Ксети, тыс. руб.
|
4768,32
|
5742,72
|
|
Потери
электроэнергии ΔW΄, МВт×ч
|
11059,43
|
6044,98
|
|
Потери
электроэнергии ΔW΄΄, МВт×ч
|
2575,44
|
2540,40
|
|
Затраты на
возмещение потерь электроэнергии, Зпот, тыс. руб.
|
192,81
|
112,09
|
|
Ежегодные
эксплуатационные издержки Исети, тыс. руб.
|
526,81
|
487,57
|
|
Приведенные
затраты Зпр, тыс. руб.
|
1099,01
|
1176,69
|
|
Относительная
разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов Зпр,
%
|
-6,60%
|
Поскольку относительная разность приведенных затрат указывает
в пользу схемы разомкнутой сети то, именно ее мы и принимаем к исполнению.
12.
Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети
При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить
один из двух трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях, если
выполняется следующее условие:
.
.1
Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки
Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
представлен в таблице12.1.
Таблица 12.1 - Расчет потерь в стали и в меди для
трансформаторов
|
№ п/ст
|
Максимальный и
послеаварийный режим
|
Минимальный
режим
|
|
Кол-во тр-ров
|
ΔРст
трi, МВт
|
ΔQст трi, Мвар
|
ΔРмакср
мтрi, МВт
|
ΔРпавр
мтрi, МВт
|
ΔQмакср
мтрi, Мвар
|
ΔQпавр мтрi, Мвар
|
Кол-во тр-ров
|
ΔРст
трi, МВт
|
ΔQст трi, Мвар
|
ΔРминр
мтрi, МВт
|
ΔQминр мтрi, Мвар
|
|
1
|
2
|
0,042
|
0,192
|
0,065
|
0,065
|
0,929
|
0,929
|
1
|
0,021
|
0,096
|
0,047
|
0,669
|
|
2
|
2
|
0,072
|
0,52
|
0,091
|
0,091
|
2,225
|
2,225
|
1
|
0,036
|
0,26
|
0,066
|
1,602
|
|
3
|
2
|
0,054
|
0,35
|
0,080
|
0,080
|
1,756
|
1,756
|
1
|
0,027
|
0,175
|
0,058
|
1,264
|
|
4
|
2
|
0,054
|
0,35
|
0,062
|
0,015
|
1,352
|
0,338
|
1
|
0,027
|
0,175
|
0,044
|
0,973
|
|
5
|
2
|
0,072
|
0,52
|
0,083
|
0,083
|
2,021
|
2,021
|
1
|
0,036
|
0,26
|
0,060
|
1,455
|
Определение расчетных нагрузок без учета компенсирующих устройств
производится по следующей формуле:
Результаты расчетов приведены в таблице 12.2
Таблица 12.2 - Расчет расчетных нагрузок
|
№ пст
|
Рнагрi,
МВт
|
Qнагрi,
Мвар
|
ΔPтрi, МВт
|
ΔQтрi, Мвар
|
QсΣ, Мвар
|
Sрi,
МВА
|
|
Максимальный
режим
|
|
1
|
16
|
10,75
|
0,107
|
1,121
|
0,000
|
16,107
|
+j
|
11,873
|
|
2
|
35
|
21,69
|
0,163
|
2,745
|
0,032
|
35,163
|
+j
|
24,404
|
|
3
|
24
|
16,13
|
0,134
|
2,106
|
0,065
|
24,134
|
+j
|
18,169
|
|
4
|
17
|
18,84
|
0,116
|
1,702
|
0,065
|
17,116
|
+j
|
20,473
|
|
5
|
31
|
24,06
|
0,155
|
2,541
|
0,032
|
31,155
|
+j
|
26,567
|
|
Минимальный
режим
|
|
1
|
9,60
|
6,45
|
0,068
|
0,765
|
0,000
|
9,668
|
+j
|
7,216
|
|
2
|
21,00
|
13,01
|
0,102
|
1,862
|
0,032
|
21,102
|
+j
|
|
3
|
14,40
|
9,68
|
0,085
|
1,439
|
0,065
|
14,485
|
+j
|
11,051
|
|
4
|
10,20
|
11,30
|
0,071
|
1,148
|
0,065
|
10,271
|
+j
|
12,385
|
|
5
|
18,60
|
14,44
|
0,096
|
1,715
|
0,032
|
18,696
|
+j
|
16,118
|
|
Послеаварийный
режим
|
|
1
|
16
|
10,75
|
0,107
|
1,121
|
0
|
16,107
|
+j
|
11,873
|
|
2
|
35
|
21,69
|
0,163
|
2,745
|
0,016
|
35,163
|
+j
|
24,420
|
|
3
|
24
|
16,13
|
0,134
|
2,106
|
0,032
|
24,134
|
+j
|
18,202
|
|
4
|
8,5
|
9,42
|
0,069
|
0,688
|
0,032
|
8,569
|
+j
|
10,074
|
|
5
|
31
|
24,06
|
0,155
|
2,541
|
0,016
|
31,155
|
+j
|
26,584
|
Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих
устройств. Для максимального и минимального режимов:
В послеаварийном режиме:
Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.3.
Таблица 12.3 - Расчет перетоков мощности
|
Уч-ок
|
Sучi,
МВА
|
|
Максимальный
режим
|
Минимальный
режим
|
Послеаварийный
режим
|
|
01
|
8,054
|
+j
|
5,937
|
4,834
|
+j
|
3,608
|
16,107
|
+j
|
11,873
|
|
03
|
29,649
|
+j
|
21,287
|
17,793
|
+j
|
12,948
|
59,297
|
+j
|
42,622
|
|
23
|
17,582
|
+j
|
12,202
|
10,551
|
+j
|
7,422
|
35,163
|
+j
|
24,420
|
|
04
|
24,135
|
+j
|
23,520
|
14,484
|
+j
|
14,252
|
39,724
|
+j
|
36,657
|
|
45
|
15,577
|
+j
|
13,284
|
9,348
|
+j
|
8,059
|
31,155
|
+j
|
26,584
|
В таблице 12.4 приведены результаты расчета
нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и
послеаварийного режимов.
Таблица12.4 - Результаты расчета нескомпенсированной
реактивной нагрузки
|
№ пс
|
Режим работы
|
|
максимальный
|
минимальный
|
послеаварийный
|
|
Qнагрi, Мвар
|
ΔQтрi, Мвар
|
Qнеск
п/стi Мвар
|
Qнеск п/стΣ Мвар
|
Qнагрi, Мвар
|
ΔQтрi, Мвар
|
Qнеск
п/стi Мвар
|
Qнеск п/стΣ Мвар
|
Qнагрi, Мвар
|
ΔQтрi, Мвар
|
Qнеск
п/стi Мвар
|
Qнеск п/стΣ Мвар
|
|
1
|
10,75
|
1,121
|
11,873
|
101,681
|
6,451
|
0,765
|
7,216
|
61,809
|
10,75
|
1,121
|
11,873
|
91,249
|
|
2
|
21,69
|
2,745
|
24,436
|
|
13,015
|
1,862
|
14,877
|
|
21,69
|
2,745
|
24,436
|
|
|
3
|
16,13
|
2,106
|
18,234
|
|
9,677
|
1,439
|
11,116
|
|
16,13
|
2,106
|
18,234
|
|
|
4
|
18,84
|
1,702
|
20,538
|
|
11,302
|
1,148
|
12,450
|
|
9,42
|
0,688
|
10,106
|
|
|
5
|
24,06
|
2,541
|
26,600
|
|
14,435
|
1,715
|
16,150
|
|
24,06
|
2,541
|
26,600
|
|
.2
Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании
точного расчета мощностей
В таблицах 12.5, 12.6 приведены результаты расчета точного
баланса активной и реактивной мощности.
Таблица 12.5 - Результаты расчета точного баланса активной
мощности
|
Уч-ок
|
Uном,
кВ
|
|Sучi|,
МВА
|
ΔPуч, МВт
|
Pнагрi,
МВт
|
Rуч,
Ом
|
ΔPтрi, МВт
|
ΔPтрΣ, МВт
|
ΔPлэпΣ, МВт
|
PнагрΣ, МВт
|
Pсети,
МВт
|
|
Максимальный
режим
|
|
01
|
35
|
10,005
|
0,518
|
16
|
1,584
|
0,107
|
0,675
|
2,181
|
123
|
132,01
|
|
03
|
110
|
36,499
|
0,654
|
35
|
1,485
|
0,163
|
|
|
|
|
|
23
|
110
|
21,401
|
0,207
|
24
|
1,3695
|
0,134
|
|
|
|
|
|
04
|
110
|
33,700
|
0,595
|
17
|
1,584
|
0,116
|
|
|
|
|
|
45
|
110
|
20,472
|
0,207
|
31
|
1,494
|
0,155
|
|
|
|
|
|
Минимальный
режим
|
|
01
|
35
|
6,032
|
0,188
|
9,6
|
1,584
|
0,068
|
0,422
|
0,793
|
73,8
|
78,70
|
|
03
|
110
|
22,006
|
0,238
|
21,0
|
1,485
|
0,102
|
|
|
|
|
|
23
|
110
|
12,900
|
0,075
|
14,4
|
1,370
|
0,085
|
|
|
|
|
|
04
|
110
|
20,320
|
0,216
|
10,2
|
1,584
|
0,071
|
|
|
|
|
|
45
|
110
|
12,342
|
0,075
|
18,6
|
1,494
|
0,096
|
|
|
|
|
|
Послеаварийный
режим
|
|
01
|
35
|
20,010
|
1,036
|
16,0
|
3,168
|
0,107
|
0,629
|
3,939
|
114,5
|
124,79
|
|
03
|
110
|
73,026
|
1,309
|
35,0
|
2,970
|
0,163
|
|
|
|
|
|
23
|
110
|
42,811
|
0,415
|
24,0
|
2,739
|
0,134
|
|
|
|
|
|
04
|
110
|
54,053
|
0,765
|
8,5
|
3,168
|
0,069
|
|
|
|
|
|
45
|
110
|
40,955
|
0,414
|
31,0
|
2,988
|
0,155
|
|
|
|
|
Таблица 12.6 - Результаты расчета точного баланса реактивной
мощности
|
Уч-ок
|
Uном, кВ
|
|Sучi|,
МВА
|
ΔQуч Мвар
|
Qнагрi Мвар
|
Xуч, Ом
|
ΔQтрΣ Мвар
|
QcΣ, Мвар
|
ΔQлэпΣ Мвар
|
QнагрΣ Мвар
|
Qсети Мвар
|
Qку, Мвар
|
|
Максимальный режим
|
|
01
|
35
|
10,005
|
1,062
|
10,75
|
3,248
|
1,121
|
10,215
|
0,259
|
4,421
|
91,47
|
110,416
|
0,851
|
|
03
|
110
|
36,499
|
1,387
|
21,69
|
3,15
|
2,745
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
110
|
21,401
|
0,356
|
16,13
|
2,3485
|
2,106
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
110
|
33,700
|
1,261
|
18,84
|
3,36
|
1,702
|
|
|
|
|
|
|
|
45
|
110
|
20,472
|
0,355
|
24,06
|
2,562
|
2,541
|
|
|
|
|
|
|
|
Минимальный
режим
|
|
01
|
35
|
6,032
|
0,386
|
6,451
|
3,248
|
0,765
|
6,930
|
0,259
|
1,607
|
54,88
|
65,901
|
0,576
|
|
03
|
110
|
22,006
|
0,504
|
13,015
|
3,15
|
1,862
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
110
|
12,900
|
0,129
|
9,677
|
2,3485
|
1,439
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
110
|
20,320
|
0,459
|
11,302
|
3,36
|
1,148
|
|
|
|
|
|
|
|
45
|
110
|
12,342
|
0,129
|
14,435
|
2,562
|
1,715
|
|
|
|
|
|
|
|
Послеаварийный
режим
|
|
01
|
35
|
20,010
|
2,123
|
10,75
|
6,496
|
1,121
|
9,201
|
0,130
|
7,944
|
82,05
|
103,166
|
-0,412
|
|
03
|
110
|
73,026
|
2,777
|
21,69
|
6,3
|
2,745
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
110
|
42,811
|
0,711
|
16,13
|
4,697
|
2,106
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
110
|
54,053
|
1,623
|
9,42
|
6,72
|
0,688
|
|
|
|
|
|
|
|
45
|
110
|
40,955
|
0,710
|
24,06
|
5,124
|
2,541
|
|
|
|
|
|
|
12.3
Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств
Суммарная мощность компенсирующих
устройств распределяется по подстанциям пропорционально их нескомпенсированным
нагрузкам. В таблице 12.7 приведен расчет суммарных мощностей компенсирующих
устройств.
Таблица 12.7 - Расчет суммарных мощностей КУ
|
№ пс
|
Максимальный
режим
|
Минимальный
режим
|
Послеаварийный
режим
|
|
Qнеск пстi
Мвар
|
Qнеск пстΣ Мвар
|
Qку
Мвар
|
Qкуi
Мвар
|
Qнеск пстi
Мвар
|
Qнеск пстΣ Мвар
|
Qку
Мвар
|
Qкуi
Мвар
|
Qнеск пстi
Мвар
|
Qнеск пстΣ Мвар
|
Qку
Мвар
|
Qкуi
Мвар
|
|
1
|
11,873
|
101,681
|
0,851
|
0,099
|
7,216
|
61,809
|
0,576
|
0,067
|
11,873
|
91,249
|
0,000
|
0
|
|
2
|
24,436
|
|
|
0,205
|
14,877
|
|
|
0,139
|
24,436
|
|
|
0
|
|
3
|
18,234
|
|
|
0,153
|
11,116
|
|
|
0,104
|
18,234
|
|
|
0
|
|
4
|
20,538
|
|
|
0,172
|
12,450
|
|
|
0,116
|
10,106
|
|
|
0
|
|
5
|
26,600
|
|
|
0,223
|
16,150
|
|
|
0,151
|
26,600
|
|
|
0
|
Необходимости в установке
компенсирующих устройств нет.
12.4
Корректировка нагрузки
Результаты корректировки нагрузки сводятся в таблицу 12.9.
Таблица 12.9 - Расчет уточненных мощностей нагрузок на подстанциях
|
№ пст
|
Si,
МВА
|
|
Максимальный
режим
|
Минимальный
режим
|
Послеаварийный
режим
|
|
1
|
16,107
|
+j
|
11,873
|
9,668
|
+j
|
7,216
|
16,107
|
+j
|
11,873
|
|
2
|
35,163
|
+j
|
24,404
|
21,102
|
+j
|
14,845
|
35,163
|
+j
|
24,420
|
|
3
|
24,134
|
+j
|
18,169
|
14,485
|
+j
|
11,051
|
24,134
|
+j
|
18,202
|
|
4
|
17,116
|
+j
|
20,473
|
10,271
|
+j
|
12,385
|
8,569
|
+j
|
10,074
|
|
5
|
31,155
|
+j
|
26,567
|
18,696
|
+j
|
16,118
|
31,155
|
+j
|
26,584
|
13.
Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети
Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
представлен в таблице 13.1.
Таблица 13.1 - Расчет потерь в стали и в меди для
трансформаторов
|
№ п/ст
|
Максимальный и
послеаварийный режим
|
Минимальный
режим
|
|
Кол-во тр-ров
|
ΔРст
трi, МВт
|
ΔQст трi, Мвар
|
ΔРмакср
мтрi, МВт
|
ΔРпавр
мтрi, МВт
|
ΔQмакср
мтрi, Мвар
|
ΔQпавр мтрi, Мвар
|
Кол-во тр-ров
|
ΔРст
трi, МВт
|
ΔQст трi, Мвар
|
ΔРминр
мтрi, МВт
|
ΔQминр мтрi, Мвар
|
|
1
|
2
|
0,042
|
0,192
|
0,070
|
0,070
|
1,001
|
1,001
|
1
|
0,021
|
0,096
|
0,051
|
0,728
|
|
2
|
2
|
0,072
|
0,52
|
0,098
|
0,099
|
2,404
|
2,406
|
1
|
0,036
|
0,26
|
0,072
|
1,747
|
|
3
|
2
|
0,054
|
0,35
|
0,088
|
0,088
|
1,916
|
1,919
|
1
|
0,027
|
0,175
|
0,064
|
1,394
|
|
4
|
2
|
0,054
|
0,35
|
0,068
|
0,017
|
1,495
|
0,367
|
1
|
0,027
|
0,175
|
0,050
|
1,087
|
|
5
|
2
|
0,072
|
0,52
|
0,090
|
0,090
|
2,200
|
2,202
|
1
|
0,036
|
0,26
|
0,066
|
1,599
|
Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на
рисунке 13.1.
Рисунок 13.1 - Схема замещения разомкнутой сети
Определение расчетных нагрузок производится по следующей формуле: . Результаты расчетов приведены в таблице
13.2
Таблица 13.2 - Расчет расчетных нагрузок
|
№ пст
|
Рнагрi,
МВт
|
Qнагрi,
Мвар
|
ΔPтрi, МВт
|
ΔQтрi, Мвар
|
QсΣ, Мвар
|
Sрi,
МВА
|
|
Максимальный
режим
|
|
1
|
16,107
|
11,873
|
0,112
|
0
|
16,219
|
+j
|
13,066
|
|
2
|
35,163
|
24,404
|
0,170
|
2,924
|
0,032
|
35,333
|
+j
|
27,296
|
|
3
|
24,134
|
18,169
|
0,142
|
2,266
|
0,065
|
24,276
|
+j
|
20,371
|
|
4
|
17,116
|
20,473
|
0,122
|
1,845
|
0,065
|
17,238
|
+j
|
22,254
|
|
5
|
31,155
|
26,567
|
0,162
|
2,720
|
0,032
|
31,317
|
+j
|
29,255
|
|
Минимальный
режим
|
|
1
|
9,668
|
7,216
|
0,072
|
0,824
|
0
|
9,740
|
+j
|
8,040
|
|
2
|
21,102
|
14,845
|
0,108
|
2,007
|
0,032
|
21,210
|
+j
|
16,820
|
|
3
|
14,485
|
11,051
|
0,091
|
1,569
|
0,065
|
14,576
|
+j
|
12,555
|
|
4
|
10,271
|
12,385
|
0,077
|
1,262
|
0,065
|
10,348
|
+j
|
13,582
|
|
5
|
18,696
|
16,118
|
0,102
|
1,859
|
0,032
|
18,798
|
+j
|
17,945
|
|
Послеаварийный
режим
|
|
1
|
16,107
|
11,873
|
0,112
|
1,193
|
0
|
16,219
|
+j
|
13,066
|
|
2
|
35,163
|
24,42
|
0,171
|
2,926
|
0,016
|
35,334
|
+j
|
27,329
|
|
3
|
24,134
|
18,202
|
0,142
|
2,269
|
0,032
|
24,276
|
+j
|
20,438
|
|
4
|
8,569
|
10,074
|
0,071
|
0,717
|
0,032
|
8,640
|
+j
|
10,759
|
|
5
|
31,155
|
26,584
|
0,162
|
2,722
|
0,016
|
31,317
|
+j
|
29,289
|
Производится приближенный расчет потокораспределения.
Результаты расчетов сводятся в таблицу 13.3.
Для максимального и минимального режимов:
В послеаварийном режиме:
Таблица 13.3 - Расчет перетоков мощности
|
Уч-ок
|
Sучi,
МВА
|
|
Максимальный
режим
|
Минимальный
режим
|
Послеаварийный
режим
|
|
01
|
8,110
|
+j
|
6,533
|
4,870
|
+j
|
4,020
|
16,219
|
+j
|
13,066
|
|
03
|
29,805
|
+j
|
23,833
|
17,893
|
+j
|
14,688
|
59,609
|
+j
|
47,768
|
|
23
|
17,667
|
+j
|
13,648
|
10,605
|
+j
|
8,410
|
35,334
|
+j
|
27,329
|
|
04
|
24,278
|
+j
|
25,754
|
14,573
|
+j
|
15,764
|
39,957
|
+j
|
40,048
|
|
45
|
15,659
|
+j
|
14,628
|
9,399
|
+j
|
8,973
|
31,317
|
+j
|
29,289
|
Учитывая расчетные нагрузки и потокораспределение, схема
замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.3.
Определение мощности в начале и конце участков:
Рисунок 13.3 - Упрощенная схема замещения сети
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.4
Таблица 13.4 - Определение мощности в начале и конце участков
сети
|
Участок
|
S’уч, МВА
|
S’’уч, МВА
|
Uном, кВ
|
Qсуч, Мвар
|
Rуч, Ом
|
Хуч,
Ом
|
|
Максимальный
режим
|
|
01
|
16,780
|
+j
|
14,216
|
16,219
|
+j
|
13,066
|
35
|
0
|
1,584
|
3,248
|
|
03
|
60,557
|
+j
|
49,522
|
59,835
|
+j
|
48,054
|
110
|
0,065
|
1,485
|
3,15
|
|
23
|
35,559
|
+j
|
27,683
|
35,333
|
+j
|
27,296
|
110
|
0
|
1,3695
|
2,3485
|
|
04
|
49,446
|
+j
|
53,241
|
48,782
|
+j
|
51,898
|
110
|
0,065
|
1,584
|
3,36
|
|
45
|
31,544
|
+j
|
29,644
|
31,317
|
+j
|
29,255
|
110
|
0
|
1,494
|
2,562
|
|
Минимальный
режим
|
|
01
|
9,946
|
+j
|
8,463
|
9,740
|
+j
|
8,040
|
35
|
0
|
1,584
|
3,248
|
|
03
|
36,133
|
+j
|
30,015
|
35,868
|
+j
|
29,518
|
110
|
0,065
|
1,485
|
3,15
|
|
23
|
21,292
|
+j
|
16,962
|
21,210
|
+j
|
16,820
|
110
|
0
|
1,3695
|
2,3485
|
|
04
|
29,472
|
+j
|
32,122
|
29,229
|
+j
|
31,671
|
110
|
0,065
|
1,584
|
3,36
|
|
45
|
18,881
|
+j
|
18,088
|
18,798
|
+j
|
17,945
|
110
|
0
|
1,494
|
2,562
|
|
Послеаварийный
режим
|
|
01
|
17,341
|
+j
|
15,366
|
16,219
|
+j
|
13,066
|
35
|
0
|
3,168
|
6,496
|
|
03
|
61,525
|
+j
|
51,615
|
60,061
|
+j
|
48,542
|
110
|
0,032
|
2,97
|
6,3
|
|
23
|
35,785
|
+j
|
28,104
|
35,334
|
+j
|
27,329
|
110
|
2,739
|
4,697
|
|
04
|
41,275
|
+j
|
42,627
|
40,411
|
+j
|
40,827
|
110
|
0,032
|
3,168
|
6,72
|
|
45
|
31,771
|
+j
|
30,068
|
31,317
|
+j
|
29,289
|
110
|
0
|
2,988
|
5,124
|
Определение напряжения в узлах сети. Результаты расчетов
сведены в таблицу 13.5.
Таблица 13.5 -
Определение напряжения в узлах сети
|
№ узла
|
Напряжение в
узле Ui, кВ
|
|
Максимальный
режим
|
Минимальный
режим
|
Послеаварийный
режим
|
|
0
|
38,5/121
|
36,75/115,5
|
38,5/121
|
|
1
|
36,610
|
35,573
|
34,480
|
|
2
|
118,968
|
114,217
|
116,802
|
|
3
|
118,012
|
113,613
|
114,833
|
|
4
|
118,874
|
114,161
|
117,552
|
|
5
|
117,839
|
113,508
|
115,434
|
14.
Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети
Расчеты по выбору устройств регулирования напряжения в
электрической сети сведены в таблицу 14.1. Расчет ведется согласно следующим
формулам:
Таблица 14.1 - Выбор устройств регулирования напряжения в сети
|
№ пс
|
Pi, МВт
|
Qi, Мвар
|
Rтрi, Ом
|
Xтрi, Ом
|
Ui, кВ
|
ΔUтрi, кВ
|
Uжел нн пстi,
кВ
|
Uтр ном нн, кВ
|
Uтр ном вн, кВ
|
n
|
Uтр отв ст вн,
кВ
|
Uтр отв ст нн,
кВ
|
|
для
максимального режима работы сети
|
|
1
|
16,21
|
13,30
|
0,45
|
8,40
|
36,59
|
3,25
|
11,025
|
10,5
|
36,75
|
-8
|
32,34
|
10,82
|
|
2
|
35,33
|
27,30
|
1,40
|
34,70
|
118,97
|
8,38
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-5
|
104,77
|
11,08
|
|
3
|
24,28
|
20,37
|
2,54
|
55,90
|
118,01
|
10,17
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-6
|
102,72
|
11,02
|
|
4
|
17,24
|
22,25
|
2,54
|
55,90
|
118,87
|
10,83
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-6
|
102,72
|
11,04
|
|
5
|
31,32
|
29,26
|
1,40
|
34,70
|
117,84
|
8,99
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-6
|
102,72
|
11,13
|
|
для
минимального режима работы сети
|
|
1
|
9,73
|
8,21
|
0,90
|
16,80
|
35,56
|
4,13
|
10,50
|
10,5
|
36,75
|
-8
|
32,34
|
10,20
|
|
2
|
21,21
|
16,82
|
2,80
|
69,40
|
114,22
|
10,74
|
10,50
|
10,5
|
115
|
-6
|
102,72
|
10,58
|
|
3
|
14,58
|
12,56
|
5,08
|
111,80
|
113,61
|
13,01
|
10,50
|
10,5
|
115
|
-7
|
100,67
|
10,49
|
|
4
|
10,35
|
13,58
|
5,08
|
111,80
|
114,16
|
13,76
|
10,50
|
10,5
|
115
|
-7
|
100,67
|
10,47
|
|
5
|
18,80
|
17,95
|
2,80
|
69,40
|
113,51
|
11,44
|
10,50
|
10,5
|
115
|
-6
|
102,72
|
10,43
|
|
для
послеаварийного режима работы сети
|
|
1
|
16,21
|
13,30
|
0,45
|
8,40
|
34,44
|
3,46
|
11,025
|
10,5
|
36,75
|
-8
|
32,34
|
10,06
|
|
2
|
35,33
|
27,33
|
1,40
|
34,70
|
116,80
|
8,54
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-6
|
102,72
|
11,07
|
|
3
|
24,28
|
20,44
|
2,54
|
55,90
|
114,83
|
10,49
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-8
|
98,62
|
11,11
|
|
4
|
8,64
|
10,76
|
2,54
|
55,90
|
117,55
|
5,30
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-4
|
106,81
|
11,03
|
|
5
|
31,32
|
29,29
|
1,40
|
34,70
|
115,43
|
9,18
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-7
|
100,67
|
11,08
|
;
Так как все условия выполняются, то выбор ответвлений
трансформаторов на подстанциях произведен правильно.
Список
использованных источников
1. Ершевич,
В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст] / В.В.
Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов [и др.]; под ред. С.С. Рокотяна и И.М.
Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.
2. Гутов,
И.А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч. 1 и Ч. 2. Выбор
варианта исполнения электрической сети и электрооборудования: метод. указания к
курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов
специальности 140211 «Электроснабжение» / И.А. Гутов. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ,
2010. - 71 с.
. Гутов,
И.А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч 3. Расчеты
установившихся режимов работы электрических сетей: методические указания к
курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов
специальности 140211 «Электроснабжение» / И.А. Гутов. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ,
2010. - 44 с.
. Гутов,
И.А. Электрические сети [Текст]: задания к курсовому проектированию для
студентов специальности 140211 «Электроснабжение (по отраслям)». - Барнаул.:
Изд-во АлтГТУ, 2010. - 11 с.: ил.