Расчет режима электропередачи СВН

                                                    Аннотация
     В данной Бакалаврской работе в соответствии с заданием проектируем электрическую сеть района, с шестью пунктами потребителей электроэнергии. Источник питания крупная подстанция, входящая в состав ОЭС.      
     В результате проектирования должны быть составлены наиболее подходящие  варианты схем сети, для которых  произведем расчет выбора компенсирующих устройств, трансформаторов, номинального напряжения сети, сечения проводов ВЛ 110 кВ, потери в трансформаторах. Необходимо произвести расчеты перетоков мощностей с учетом потерь в линии, определить падение напряжения в узловых точках, выбрать схемы подстанций и оборудование.
     На основании технико-экономического расчета необходимо выбрать саамы экономичный и надежный вариант схемы сети электроснабжения. 
     В разделе охраны труда и техники безопасности необходимо дать характеристику основным техническим мероприятиям, процессам взаимодействия человека с окружающей его технической средой.











Оглавление
Аннотация	2
Введение	6
1. Расчет режима электропередачи СВН	8
1.1. Задание на проектирование	8
1.2. Исходные данные	9
1.3. Расчёт волновых параметров ЛЭП	10
1.3.1. Основное оборудование электростанции	10
1.3.2. Определение числа ЛЭП и сечения проводников	11
1.3.3. Волновые параметры	11
1.4. Определение реактивных мощностей по концам электропередачи	12
1.5. Расчёт напряжения в середине ЛЭП	14
1.6. Определение запаса по предельной передаваемой мощности	14
1.7. Проверка допустимости загрузки генераторов реактивной мощности.	15
1.8. Выбор автотрансформаторов на приемной подстанции	17
1.9. Определение необходимости установки компенсирующих устройств	18
2. Проектирование районной электрической сети	21
2.1.  Исходные данные	21
2.2.Выбор номинального напряжения электрической сети	22
2.3.Баланс активной и реактивной мощности	26
в электрической сети	26
2.4.Выбор типа, мощности и места установки	28
компенсирующих устройств	28
2.5.Выбор силовых трансформаторов понизительных	30
подстанций	30
2.6.Выбор сечения проводников воздушных	32
линий электропередачи	32
2.7. Выбор схем электрических подстанций	41
2.7.1. Применение схем распределительных устройств (РУ)	41
на стороне ВН	41
2.7.2. Применение схем РУ 10(6) кВ	41
2.8 Технико-экономический расчёт РЭС	42
2.8.1 Расчет капиталовложений в строительство РЭС	42
Вариант №1	44
Вариант №2	48
2.8.2 Расчет годовых эксплуатационных расходов РЭС	50
2.8.3 Расчет себестоимости передачи электроэнергии проектируемой РЭС	54
2.8.4 Расчет прибыли и срока окупаемости капиталовложений в строительство РЭС	57
2.9.Максимальный режим	59
2.9.1.Определение расчетной нагрузки ПС и расчет	59
потерь в трансформаторах	59
2.9.2. Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии	63
2.9.3 Определение значения напряжения в узловых точках	65
(в точках на стороне ВН) в максимальном режиме.	65
2.9.4 Регулирование напряжения в электрической сети	66
в максимальном режиме	66
2.10. Послеаварийный режим	70
2.10.1.Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии	70
2.10.2 Определение значения напряжения в узловых точках	71
(в точках на стороне ВН) в послеаварийном  режиме	71
2.10.3. Регулирование напряжения в электрической сети	72
в послеаварийном режиме.	72
3.Выбор оборудования подстанции	76
3.1 .Расчет токов трехфазного короткого замыкания.	77
3.2. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов на стороне 110 кВ.	78
3.3. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов на стороне 10 кВ.	82
4.БЕЗОПАСНОСТЬЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ	86
Молниезащита воздушных линий и открытых ПС .	86
Общие положения.	86
Нормативные документы для выполнения защиты от перенапряжений.	88
Основные характеристики разряда молнии.	88
Мероприятия по грозозащите воздушных линий	90
электропередачи.	90
Защита подстанций от прямых ударов молнии.	91
Молниезащита подходов воздушных линий электропередачи к	95
подстанциям.	95
5. Сверхпроводники в электроэнергетике.	97
Высокотемпературные сверхпроводниковые линии электропередач.	97
Введение	97
Конструкция	105
Проекты	106
Pirelli Cables (c 2005 года — Prysmian Cables)	106
Southwire	107
Sumitomo Electric	108
ВНИИКП	111
Концепции	113
ВТСП кабель постоянного тока	113
Заключение	114
Список литературы	115


























Введение

   Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны.  Энергетика обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунальное хозяйство городов, рабочих и сельских поселков. Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех отраслей народного хозяйства, она является не маловажным структурой  развития экономики страны.
   Основными поставщиками электроэнергии и тепла для народного хозяйства являются энергетические системы. Энергосистема-это совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также установок потребителей электроэнергии и тепла, связанных общностью режимов производства, распределения и потребления энергии и тепла. Современная тенденция развития энергосистем - это увеличение единичной мощности энергоблоков и укрупнение подстанций, рост номинальных напряжений и повышение пропускной способности электросетей. Существенное влияние на современное развитие энергосистем оказывают все возрастающие требование к ограничению неблагоприятных воздействий энергетических объектов на окружающую среду.
   Часть всей этой энергосистемы, включающая в себя электростанции, электрические сети (линии электропередачи и преобразовательные подстанции) и установки потребителей электрической энергии, составляют электрическую систему. Которая, таким образом отвечает следующим основным  требованиям:
    Рабочая мощность электростанций (текущее значение) должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (включая потери в сетях и расход на собственные нужды), изменяющемуся непрерывно в течение суток и года;
    Надежность электроснабжения должна соответствовать экономически оправданным требованиям потребителей;
    Качество поставляемой электроэнергии должно соответствовать установленным нормам;
    Себестоимость электроэнергии, выработанной и доставленной потребителям, должна быть возможно более низкой.
   
   
   





















 1. РАСЧЕТ РЕЖИМА ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ СВН

1.1. Задание на проектирование
     
     Исходные данные для расчёта:
     1. К ОРУ СВН электрической станции с генераторами «Г» и блочными трансформаторами «Т» подключена дальняя электропередача длиной «L» (рис. 1.1). С приемной стороны электропередача связана через автотрансформаторы «АТ» с энергосистемой на напряжении Uс. На генераторном напряжении отбирается мощность  на собственные нужды.


Рис. 1.1. Схема электропередачи СВН

     2. Считать, что существенная часть вырабатываемой электростанцией мощности, за вычетом потребления на собственные нужды и потребления местного промышленного района, поступает в электропередачу СВН. Активными сопротивлениями трансформаторов, автотрансформаторов и линии электропередачи СВН пренебречь.
     3. Принять, что число линий электропередачи СВН не менее двух, каждая фаза расщеплена на три провода.
     4. Принять, что коэффициент мощности собственных нужд для максимального режима равен 0,87; для минимального режима – 0,85. 
     5. Число и мощность автотрансформаторов связи «АТ» выбирается исходя из перетока мощности в режиме максимальных нагрузок.
     6. Считать, что в режиме минимальных нагрузок один энергоблок электростанции отключен от электропередачи.
     
     Содержание пояснительной записки расчетно-графической работы:
     
     1. Выбор мощности блочных трансформаторов.
     2. Выбор числа линий электропередачи и сечений проводников.
     3. Расчет волновых параметров линии электропередачи.
     4. Расчет  значений потоков реактивной мощности по концам  электропередачи в максимальном и минимальном режимах.
     5. Выбор мощности автотрансформаторов связи.
     6. Проверка  генераторов в максимальном и минимальном режимах по допустимой загрузке реактивной мощностью.
     7. Составление баланса реактивных мощностей в максимальном и минимальном режимах для подстанции связи с энергосистемой.
     8. Выбор  числа  и  мощности  компенсирующих  устройств  на  подстанции.
     
     Содержание графической части работы:
     Схемы замещений передающего и приемного концов электропередачи, параметры максимального и минимального режимов работы электропередачи.
     
1.2. Исходные данные

     Количество генераторов – 8 шт;
     Мощность одного генератора – 300 МВт;
     Мощность собственных нужд в максимальном режиме – 5,2%;
     Мощность собственных нужд в минимальном режиме – 5,3%;
     Напряжение в начале линии в максимальном режиме – 520 кВ;
     Напряжение в начале линии в минимальном режиме – 500 кВ;
     Напряжение в конце линии в максимальном режиме – 500 кВ;
     Напряжение в конце линии в минимальном режиме – 490 кВ;
     Напряжение системы – 220 кВ;
     Длина линии – 560 км;
     Мощность в минимальном режиме – 60%;
     Потребляемая реактивная мощность – 260 МВАр;
     Генерируемая реактивная мощность – 250 МВАр;
     Тип опоры – портал, горизонтальное расположение фаз, междуфазное расстояние 11 м (для крайних фаз – 22 м).
1.3. Расчёт волновых параметров ЛЭП

1.3.1. Основное оборудование электростанции

     Выбираем тип генераторов:
     
     Таблица 1.1. Турбогенератор ТГВ-300
Тип
Sном,
МВА
Рном,
МВт
сos?ном
Uн, кВ
Qном,
МВар
(,%
Хd’,%
ТГВ
353
300
0,85
20
186
98,7
30
     
     Выбираем блочный и трансформатор собственных нужд из условия:
     ,
     
     Таким образом, в качестве трансформатора собственных нужд выбираем трансформатор мощностью – SНОМ ТСН = 16 МВА. Мощность блочного трансформатора будет определяться как:
     .
     Принимаем большее номинальное значение – 400МВА и выбираем блочный трансформатор ТЦ – 400000/500 со следующими параметрами:
     
     Таблица 1.2. Трансформатор ТЦ – 400000/500
Тип
Sном, МВА
Uвн, кВ
Uнн, кВ
Uк, %
(Рк, кВт
(Рхх, кВт
Iхх,%
R, Ом
X,Ом
(Qх, кВар
ТЦ
400
525
20
13
800
350
0,4
1,4
89,5
1600
     
1.3.2. Определение числа ЛЭП и сечения проводников

     
     
     
     
     При числе проводов в фазе NФ = 3: 
     
     Принимаем линию в три цепи, а провода выбираем по аварийному режиму:
     
     Принимаем провод марки АС-300/66 (IДОП = 680 А):
     r0 = 0,034 Ом/км; dПР = 24,5 см; ?PК = 9000 кВт.
     При числе проводов в фазе NФ = 3 удельное активное сопротивление фазы линии равно:
     .
1.3.3. Волновые параметры

     Удельные значения индуктивного сопротивления и проводимостей:
     
где:
      – среднегеометрическое расстояние между фазами;
      эквивалентный радиус расщеплённой фазы, где а = 400 мм – расстояние между проводами;
     
     
     Волновое сопротивление:
     
     Коэффициент распространения волны:
     
     Коэффициент изменения фазы:
     
     
1.4. Определение реактивных мощностей по концам электропередачи
     
     Натуральная мощность PНАТ(1):
     
     
     
     
     Проводим расчёт Q1 и Q2 для режимов максимальной нагрузки:
     
     С учётом коэффициента перепада напряжения для максимального режима:
     ,
     Определим реактивные мощности с максимальном режиме:
     
     

Рис. 1.2. Направление реактивных мощностей в максимальном режиме

     Проведем расчёт Q1 и Q2 для режима минимальной передаваемой мощности. В этом режиме один блок выведен в ремонт, поэтому:
     .
     С учётом коэффициента перепада напряжения для максимального режима:
     ,
     Определим реактивные мощности в максимальном режиме:
     
     
     
Рис. 1.3. Направление реактивных мощностей в минимальном режиме

1.5. Расчёт напряжения в середине ЛЭП
     
     Определим напряжение в середине линии в режиме минимальной нагрузки и сравним его с длительно допустимой величиной:
     
     
     Значение 510,58 кВ не превышает допустимое в 525 кВ.
     
1.6. Определение запаса по предельной передаваемой мощности
     
     Предельная передаваемая мощность определяется в максимальном режиме:
     
     При этом коэффициент запаса:
     
     Полученное значение КЗ удовлетворяет заданным условиям.

1.7. Проверка допустимости загрузки генераторов
реактивной мощности.
     
     В предыдущих пунктах было получено следующее распределение мощностей:
     
     
     
     
     
     
     Рассмотрим режим максимальной нагрузки:
     
     
     
     
     Определим потокораспределение в схеме замещения в режиме максимальной нагрузки:
     
     
     Мощность в конце участка А – 1:
     
     Потери реактивной мощности в сопротивлении эквивалентного трансформатора:
     
     Мощность в начале участка А – 1:
     
     Поскольку в данном режиме все генераторы несут 100-% нагрузку, то
     
     Т.к. и соответственно:
     
     .
     При одинаковой нагрузке агрегатов:
     
     
     
     Рассмотрим режим минимальной нагрузки:
     
     
     
     Определим потокораспределение в схеме замещения в режиме минимальной нагрузки:
     
     
     Мощность в конце участка А – 1:
     
     Потери реактивной мощности в сопротивлении эквивалентного трансформатора:
     
     Мощность в начале участка А – 1:
     
     Поскольку в данном режиме все генераторы несут 60-% нагрузку, то
     
     Т.к.  и соответственно:
     
     
     .
     Генераторы в минимальном и в максимальном режиме работаю без перегрузок. Потребление реактивной мощности является допустимым.
1.8. Выбор автотрансформаторов на приемной подстанции
     
     По мощности выбираем АТС с учётом транзита:
     
     
     
     Выбираем АТ, который может пропустить в номинальном режиме 216,5 МВА и связать сети с UВН = 500 кВ и UСН = 110 кВ. Для этих целей устанавливаем два параллельно включенных трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН – 250000/500/110 со следующими параметрами:
      
     Таким образом, было выбрано 2 х АТДЦТН – 250000/500/110 с установленной мощностью:
     2 · 250 = 500 МВА > |SАТ| = 281,5 МВА.
     
1.9. Определение необходимости установки
компенсирующих устройств

     Составим схему замещения передающего конца электропередачи:

Рис. 1.4. Схема замещения передающего конца
     
     Составим схему замещения приемного конца электропередачи и обозначим потоки мощности:

Рис. 1.5. Схема замещения приемного конца

     Определим потокораспределение в этой схеме в режиме максимальной нагрузки:
     
     Исходные данные:
     
     
     
     
     Мощность в начале участка 2 – 0:
     
     Потери реактивной мощности в сопротивлении ХВ:
     
     Мощность в конце участка 2 – 0:
     
     Составляющие вектора падения напряжения на участке 2 – 0:
     
     
     Модуль напряжения в точке 0:
     
     
     В соответствии с условиями задачи система в рассматриваемом режиме располагает реактивной мощностью
     
     Следовательно:
     Мощность, которую отдаем системе
     
     По условию система может выдать до 250 МВАр реактивной мощности, т.о. установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.
   
   Рис. 1.6. Перетоки мощности в РЭС в максимальном режиме
     
     Теперь определим потокораспределение схемы в режиме минимальной нагрузки:
     
     
     
     
     
     
     
     
     Система может потребить 260 МВАр, поэтому в минимальном режиме для соблюдения баланса не хватает 348,41 – 260 = 88,41 МВАр. Для компенсации сбыта реактивной мощности устанавливаем два КСВБ-100-11 с выдаваемой мощностью до 100 МВАр.
     
   
   Рис. 1.7. Перетоки мощности в РЭС в минимальном режиме
     
     

2. Проектирование районной электрической сети
2.1.  Исходные данные
     
	- Масштаб: в 1 клетке - 10 км;
- Коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,95; 
- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ:  ,
 Район по гололеду III;
- Число часов использования максимальной нагрузки ;
- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт: ,  , , , , ;
- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , , , .
2 варианта конфигурации районной электрической сети:

	

	Схема №1



































6
















5



А




















4



















3









1
























2
















	Схема №2



































6
















5



А




















4



















3









1
























2













2.2.Выбор номинального напряжения электрической сети

     Для выбранного варианта электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение
     Необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:
     Для схемы №1
     ; ; ; ; ; ;;.
     Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.
     Возьмем простейший замкнутый контур, в виде линии с двухсторонним питанием и определим соответствующие мощности. Задаем направление мощности. Если в итоге при расчете получается отрицательное значение мощности, то меняется направление мощности.
     
     


     По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности  и:



	Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:




     Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
     
     
     
     
     
      
     
     
     Исходя из полученных результатов, видно, что схема №1 электрической сети будет выполняться на напряжение 
     Для схемы №2 (на рис. Схема №2)
     ; ; ; ;;
     Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.
     






     Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
     
     
     
     
     
      
     Так же схема №2 электрической сети, будет выполняться на напряжение 




2.3.Баланс активной и реактивной мощности
в электрической сети
     
     Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет 
     
     ,  (2.3.1.)
     где Pнб,i – наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = 1, 2,...,n; kо(Р)=0,95–0,96 – коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций; ?*Pc=0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.
     
     Согласно формуле (2.3.1.) определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, зная что , :
     .
     Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла  [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:
     			,                                                     
     			,                                                 
     где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.
     Наибольшую реактивную нагрузку i-го узла:
        
      
      
      
      
      
     Наибольшую полную нагрузку i-го узла
     
     
     
     
     
     
     Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах воспользуемся формулой
     .
     На данный момент мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, тогда  примем равным 1.
     Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин ЭС или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой нами сети, определим по формуле. Для воздушных линий 110кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.
     
     Отсюда
     
2.4.Выбор типа, мощности и места установки 
компенсирующих устройств

     Полученное суммарной потребляемой реактивной мощности  сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.
     				,                                        
     где  - коэффициент мощности на подстанции “А”.
     
     
     При  в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.2.4.).
     
     Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны установлены на каждой подстанции:
     Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности , а , т.е. 
     Для  подстанции:
     ,   
     
     
     
     
     
     
     
     Для  узла:
        
     
     
     
     
     
     
     Окончательное решение о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимают по большей из величин
№ узла
Количество КУ
Тип КУ
1
2
УКРМ – 10,5 – 2400 У3
2
4
УКРМ – 10,5 – 1700 У3
3
4
УКРМ – 10,5 – 2100У3
4
4
УКРМ – 10,5 – 1400 У3
5
4
УКРМ – 10,5 – 2900 У3
6
4
УКРМ – 10,5 – 2000 У3
     
     
     
     Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:
     				,                                              
     где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.
     
     
     
     
     
     
     Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:
     				,                                             
     где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.
     
     
     
     
     
     
2.5.Выбор силовых трансформаторов понизительных 
подстанций

     Количество трансформаторов выбирается с учетом категории потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.
     С существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .
     Для ПС № 1: 
     Для ПС № 2: 
     Для ПС № 3: 
     Для ПС № 4: 
     Для ПС № 5: 
     Для ПС № 6: 
     
     Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.5.1 :
     
     Таблица 2.5.1
№ узла
Полная мощность в узле, МВ·А
Тип трансформаторов
1
15,66

2
26,06

3
36,54

4
31,298

5
25

6
20,87

     
     
2.6.Выбор сечения проводников воздушных 
линий электропередачи

     Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.
     Схема № 1
     Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-4-3-А).

     Рис. 2.6.1.
     
     
     
     По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :
     
     Рассмотрим двухцепные линии :
     
     
     
     
Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:
     
                            ,                                                (2.6.1)
     где ?i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;
      - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах. Выбирается по [4, табл. 4.9]. 
     В нормальном режиме работы сети наибольший ток будет равен :
     		                                     (2.6.2.)
     
     Расчетная токовая нагрузка линии А – 1 в нормальном режиме:
      
      
     В линии 2 – 1:
      
     В линии А – 3:
     
     В линии 3-4:
     
     В линии А – 5:
      
     
     
     В линии А – 4:
     
     В линии A – 6:
     
По найденным значениям расчетных токов, определяем сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима 

Найдем расчетные сечения по участкам, по условию экономической плотности тока для нормального режима:







     
     Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии по [4, табл. 7.8] выбираются сечения сталеалюминиевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминиевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4, табл. 9.5] экономически невыгодно и нецелесообразно. 
     Выбираем для линий провод:
     А-1: АС-150/24*
     А-5: АС-120/19
     А-3: АС-240/32
     А-4: АС-150/24*
     А-6: АС-120/19
     1-2: АС-120/19
     3-4: АС-120/19
     Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:
     				                                         (2.6.3.)
     где  - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;
      - допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].
     Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.
            
           
           
          
          
          
          

     По [4, табл. 7.12] определяем допустимые токи по нагреву, полученные результаты запишем в таблицу 2.6.2.
     Таблица 2.6.2.
Линия
А – 1
1 – 2
А – 5
A – 6
A – 4
A – 3
3 – 4

114,96
71,81
68,89
57,54
122,85
251,03
49,655
Марка провода
АС – 150/24*
АС – 120/19
АС – 120/19
АС – 120/19
АС – 150/24*
АС – 240/32
АС – 120/19

229,922
143,619
137,781
115,02
373,86
373,86
172,49

450
390
390
390
450
610
390
     
     По сравнению наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (2.6.3.) из этого следует, что выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.
     
     
     Схема № 2
     Рассмотрим двухцепные линии :
     
     
     
     
     
     
Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:
     
                            ,                                                (2.6.1)
     где ?i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;
      - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах. Выбирается по [4, табл. 4.9]. 
     В нормальном режиме работы сети наибольший ток равен :
     		                                     (2.6.2.)
     Расчетная токовая нагрузка линии А – 1 в нормальном режиме:
      
      
     В линии 2 – 1:
      
     В линии А – 5:
      
     
     В линии А – 3:
     
     В линии А – 4:
     
     В линии A – 6:
     
Исходя из найденных значений расчетных токов, определяем расчетные сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима 

Найдем расчетные сечения по участкам по условию экономической плотности тока для нормального режима:






     Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии по [4, табл. 7.8] выбираются сечения сталеалюминиевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминиевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4, табл. 9.5] экономически невыгодно и нецелесообразно. 
     Выбираем для линий провод:
     А-1: АС-150/24*
     А-5: АС-120/19
     А-3: АС-12019
     А-4: АС-120/19
     А-6: АС-120/19
     1-2: АС-120/19
     Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по данной формуле:
     				                                         (2.6.3.)
     где  - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;
      - допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].
     
     Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.
            
           
           
          
          
          
     
     По [4, табл. 7.12] определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 2.6.2.
     Таблица 2.6.2.
Линия
А – 1
1 – 2
А – 5
A – 6
A – 4
A – 3

114,96
71,81
68,89
57,54
86,242
100,687
Марка провода
АС – 150/24*
АС – 120/19
АС – 120/19
АС – 120/19
АС – 120/19
АС – 120/19

229,922
143,619
137,781
115,02
172,49
201,37

450
390
390
390
390
390
     
     По сравнению наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (2.6.3.) исходя из этого, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.
2.7. Выбор схем электрических подстанций
     
2.7.1. Применение схем распределительных устройств (РУ)
на стороне ВН

     Схема № 1
     Для ПС №2, №5 и №6 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» .
     Для ПС №3 и №4 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» .
     Для центра питания №А и ПС №1 выбирают схему «одна рабочая секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов через развилку из двух выключателей».
        Схема № 2
     Для ПС №2, №3, №4, №5, №6 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» .
     Для центра питания №А и ПС №1 выбирают схему «одна рабочая секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов через развилку из двух выключателей».
2.7.2. Применение схем РУ 10(6) кВ
     
     На ПС №3, №4,№5 и №6 применяют схемы 10(6) – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.
     На ПС  №1,№2  применяют схему 10(6) – «одиночная секционированная выключателем система шин»
  2.8 Технико-экономический расчёт РЭС

       Целью технико-экономического расчета является принятие одного из сравниваемых вариантов схемы РЭС, обеспечивающего наиболее эффективное использование капитальных вложений, как в строительстве, так и в последующей эксплуатации объекта.
2.8.1 Расчет капиталовложений в строительство РЭС

       Капитальные вложения – это затраты материальных, денежных и трудовых ресурсов на создание новых и реконструкцию старых основных средств. Капитальные вложения – это сумма двух составляющих: стоимости капитального строительства и капитальных приобретений, т. е. оборудования.
        Эффективность инвестиций определяется сопоставлением затрат и получаемого прибыля. В общем случае в качестве затрат рассматриваются инвестиции, эксплуатационные издержки, выплата процентов и погашение кредита, налоги, а в качестве получаемого эффекта – выручка от реализации продукции.
     Выполнение технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантных решений выбора схем электрических сетей пользуются приближенными методами, построенными на основе укрупненных показателей стоимости [1]:
          (2.8.1.1),
     где - капитальные вложения на сооружение линии электропередачи;
     - капитальные вложения на сооружение подстанции.
     Укрупненные показатели стоимости сооружения воздушных линий соответствуют условиям строительства на территории европейской части России. В качестве условий рассматривается сооружение ВЛ вне населенных пунктов, в равнинной местности и при расчетном напоре ветра до 6 Н/м2 [3].
     Укрупненные показатели стоимости сооружения 1 км ВЛ учитывают затраты на оборудование (опоры, провода, тросы, изоляторы, арматуру) и строительно-монтажные работы, т. е. на земляные работы и устройство фундаментов , установку опор, подвеску изоляторов, арматуры, проводов и тросов, заземление фундаментов и опор, окраску стальных конструкций, опор лаком, антикоррозийную смазку грозозащитных тросов и оттяжек опор, транспортные и погрузочно-разгрузочные работы. Стоимость сооружения ЛЭП определяется основными её параметрами: напряжением, типом опор, маркой проводов, районом строительства, климатическими условиями т. п. [3]. Рассматриваемая сеть проектируется в равнинной местности, вне населенных пунктов, район по гололеду III, поэтому:
                   (2.8.1.2.),
     где - укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км ЛЭП;
     - длина линии электропередачи.
     Суммарные капиталовложения на сооружение понижающих подстанций определяются как:
             (2.8.1.3),
     где j=1, 2,……, t – номер подстанции; - стоимость сооружения j-й подстанции, определяемая выражением:
             (2.8.1.4.),
     где  - суммарная стоимость компенсирующих устройств, включающая в себя стоимость компенсирующих и регулирующих устройств, кабелей в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, панели управления, защиты, автоматики установленные в ОПУ, но относящиеся к ячейке, а также строительные и монтажные работы.;
      - суммарная стоимость трансформаторного оборудования:
                (2.8.1.5.),
     где  - укрупненный показатель стоимости, включающий помимо стоимости самого трансформатора затраты на строительную часть, монтаж, ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели и релейную защиту;
      - количество однотипных трансформаторов на подстанции одинаковой мощности.
      - укрупненный показатель стоимости ОРУ 110 кВ, учитывающий установленное оборудование (выключатель, разъединитель, отделитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, шины, силовые и контрольные кабели); панели управления, защиты и автоматики, установленные в общестанционном пункте управления, относящиеся к ОРУ, а также строительные и монтажные работы. 
      - укрупненный показатель постоянной части затрат, который включает в себя стоимость сооружения ОПУ, аппаратной маслохозяйства и складов масла, компрессорной, коммуникаций тепло- и водоснабжения, подъездных путей и т. п.
     Произведем расчет капиталовложений в строительство РЭС для выбранных вариантов схем электрической сети.
     
Вариант №1
     Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных ЛЭП по формуле (2.8.1.2). Принимаем к установке железобетонные свободностоящие опоры. Т. к. подробная информация об условиях прохождения ВЛ отсутствует, то используем базисные показатели стоимости ВЛ без корректировки. Базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г [1, табл.7.4]. Коэффициент индексации цен – 5. 
     
     
     
     
     
     
            
   К полученным данным добавим затраты на благоустройство, временные здания и сооружения - 3%, проектно-изыскательские работы и авторский надзор – 8%, прочие работы и затраты – 3%.
     Суммарные капиталовложения в воздушные линии:
     
Определим суммарные капиталовложения в стоимость понижающих подстанций. Для этого найдем стоимость трансформаторов по [1,табл.7.20]. Данные сведём в таблицу 2.8.1.1.

Таблица 2.8.1.1. Стоимость трансформаторов

Мощность трансформатора, кВ·А
Стоимость 1 шт.,тыс.руб.
Количество, шт.
Итого, тыс.руб.
16000
21500
2
43000
25000
27500
6
165000
40000
36500
4
146000
     В сумме: 
     



     Определим суммарные капиталовложения в стоимость к.......................