Вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ

        АННОТАЦИЯ

Пояснительная записка 150 с., 35 рис., 60 табл., 26 источников,2 прил.

     ПОДСТАНЦИЯ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, ТРАНСФОРМАТОР, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ
     
     В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети, при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
     Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения по качеству электроэнергии приняты две схемы.
     В соответствии с заданием спроектирована подстанция 110/10 кВ. Связь с системой  по  ВЛ  110  кВ,  потребитель  предприятие  легкая  промышленность, Pmax10 = 15 МВт.
     В проекте составляется два варианта структурных схем для узла 11 первого варианта развития сети, производится выбор трансформаторов, расчет количества линий, выбор схем распределительных устройств, разрабатывается схема питания собственных нужд подстанции. Для этой схемы производится расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания производим выбор выключателей, разъединителей, токоведущих частей подстанции.
     В разделе специального вопроса подробно рассмотрены тема аморфных трансформаторов.
                                        
     
ANNOTATION
     
     Explanatory note 150 pages, 35 figures, 60 tables, 26 sources, 2 applications.
     
     SUBSTATION, SWITCHGEAR, TRANSFORMER, SWITCH, CIRCUIT BREAKER
     
     In this graduation project, the issues of designing an electrical network are considered, taking into account the existing 110 kV line.  Five variants of the network development are considered, while for all variants the choice of network voltage, power line cross-sections, transformers at lowering substations and circuit distributing devices is made.  
     Of the five schemes, by way of a technical and economic comparison, two schemes have been adopted for further consideration on the quality of electricity.  
     In accordance with the task, a 110/10 kV substation was designed.  Communication with the system for 110 kV overhead line, consumer enterprise light industry, Pmax10 = 15 MW.  
     The project draws up two versions of the structural diagrams for node 11 of the first variant of the network development, selects transformers, calculates the number of lines, selects the schemes of switchgears, and develops a power scheme for the substation's own needs.  For this circuit, short circuit currents are calculated.  Based on the obtained calculation data of short-circuit currents, we make a choice of switches, disconnectors, current-carrying parts of the substation. 
      In the section of the special issue, the topic of amorphous transformers is discussed in   detail.
     
СОДЕРЖАНИЕ
     
 Введение	11
1 Проект электрической сети	14
    1.1 Конструкции опор 110 кВ	14
    1.2 Разработка схем развития электрической сети	15
    1.3 Расчет потокораспределения в сети	17
    1.4 Выбор номинального напряжения сети	24
    1.5 Выбор сечений линий электропередач на участках сети	27
    1.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях	36
    1.7 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН	38
    1.8 Экономическое сопоставление вариантов развития сети	41
    1.9 Расчет установившихся режимов сети	49
2 Проектирование электрической части подстанции	87
    2.1 Составление структурной схемы	87
    2.2 Выбор мощности и числа трансформаторов	87
    2.3 Схема перетоков мощности	94
    2.4 Расчет количества линий	95
    2.5 Выбор схем распределительных устройств	97
    2.6 Разработка схемы питания собственных нужд	98
    2.7 Расчет токов короткого замыкания	101
    2.8 Выбор выключателей и разъединителей	110
    2.9. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения	116
    2.10. Выбор токоведущих частей.	123
    2.11 Выбор конструкций распределительных устройств	125
    2.12. Технико-экономический анализ	127
    2.13 Выбор ограничителей перенапряжения	129
3 Безопасность при выполнении отключений при подготовке рабочего места по наряду допуску	130
    3.1 Общие требования	130
    3.2 Безопасность работ при выполнении отключений при подготовке рабочего места по наряду допуску	131
4 Применение аморфных трансформаторов в энергохозяйстве Республики Башкортостан	135
Заключение	142
Список  литературы	143
Приложение А – Справка о патентном исследовании………………….................141
Приложение Б – Перечень  элементов…………..………………………………….145


     
                                               Введение
     Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.
     Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.
     Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем.
     Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.
     Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.
     Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Практически важно, чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования,    снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качестве электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений. Наконец, электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Для получения более рациональных решений и для обеспечения наиболее экономичной работы сети требуется проведение соответствующих расчетов. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей.
     Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете требования обоснованной надежности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности. Однако они имеют и самостоятельное значение, так как основаны на типовых решениях и являются важными показателями для всей системы электроснабжения.
     Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
     Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
     Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.
     В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения.
     Применение современных технологий позволяет повысить надежность энергетических объектов, одним из которых являются силовые тиристорные устройства. 
     Благодаря им, появилась возможность реализации быстродействующих устройств автоматического ввода резерва, устройств плавного пуска электродвигателей, устройств частотно-регулируемых приводов.
      
    1 Проект электрической сети
     
     1.1 Конструкции опор 110 кВ
     
     Опора воздушной линии электропередачи (опора ЛЭП) сооружение для удержания проводов и при наличии грозозащитных тросов воздушной линии электропередачи и оптоволоконных линий связи на заданном расстоянии от поверхности земли и друг от друга.
     Опоры ЛЭП предназначены для сооружений линий электропередач при расчётной температуре наружного воздуха до ?65 C и являются одним из главных конструктивных элементов ЛЭП.
     В зависимости от способа подвески проводов опоры делятся на две основные группы:
     - опоры промежуточные, на которых провода закрепляются в поддерживающих зажимах;
     - опоры анкерного типа, служащие для тяжения проводов; на этих опорах провода закрепляются в натяжных зажимах.
     Эти виды опор делятся на типы, имеющие специальное назначение:
     Промежуточные прямые опоры устанавливаются на прямых участках линии. На промежуточных опорах с подвесными изоляторами провода закрепляются в поддерживающих гирляндах, висящих вертикально; на опорах со штыревыми изоляторами закрепление проводов производится проволочной вязкой. В обоих случаях промежуточные опоры воспринимают горизонтальные нагрузки от давления ветра на провода и на опору и вертикальные — от веса проводов, изоляторов и собственного веса опоры.
     Промежуточные угловые опоры устанавливаются на углах поворота линии с подвеской проводов в поддерживающих гирляндах. Помимо нагрузок, действующих на промежуточные прямые опоры, промежуточные и анкерно-угловые опоры воспринимают также нагрузки от поперечных составляющих тяжения проводов и тросов. При углах поворота линии электропередачи более 20 вес промежуточных угловых опор значительно возрастает. При больших углах поворота устанавливаются анкерно-угловые опоры.
     
     1.2 Разработка схем развития электрической сети
     Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.
     В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
     В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников III категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
     Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
     При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5), учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.


     1.3 Расчет потокораспределения в сети
     В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом. Последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.
     В случае сети замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле [1, формула 3.73]:
     
     ;   ,                                   (1.1)
     где  – соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников;
      – активная и реактивная составляющие в узлах потребителей; 
      – расстояние противоположенного источника до данного потребителя; 
      – общее расстояние между источниками.
     На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.
     Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:
     
                                            					  (1.2)
     
     где l – длина линии;
     n – число параллельных ветвей.
     Расчет потокораспределения (вариант 1)
     Полностью кольцевая схема развития сети.
     

     
     
     
     
     
     
     
     Рассчитаем кольцевую сеть по формулам (1.1) – (1.2):
     






     
     Расчет потокораспределения (вариант 2)
     Схема со смешанным соединением узлов: присутствуют одна кольцевая часть.




     Рассчитаем кольцевую сеть по формулам (1.1) – (1.2):





     Расчет потокораспределения (вариант 3)
     Схема электрической сети только с радиальными участками
     
     

     
     Расчет потокораспределения (вариант 4)
     Схема электрической сети только с радиальными участками
     


            
     Расчет потокораспределения (вариант 5)
     Схема со смешанным соединением узлов: присутствуют одна кольцевая часть.

     Рассчитаем кольцевую сеть по формулам (1.1) – (1.2):





     
     1.4 Выбор номинального напряжения сети
     Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова [1, формула (6.25)], дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ:
     , 	                                          (1.3)
     
     где P – передаваемая по линии мощность, МВт;
     l – длина линии, км;
     n – количество параллельных цепей на участке.
     Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1.
     





          
     Среднее значение:
                                         (1.4)
       
     
     Вычисления напряжений в других узлах сети производятся аналогично, по формулам (1.3–1.4). Результаты сведем в таблицы 1.1–1.5. 

  
  Т а б л и ц а 1.1 ? Расчет Uн для варианта 1
№ участка
1-2
2-10
10-11
11-8
8-4
4-1
Сред. знач.
Uн, кВ
94,97
96,82
64,97
35,68
116,32
92,43
83,53


Т а б л  и ц а 1.2 ? Расчет Uн для варианта 2
№ участка
1-2
2-10
10-8
8-4
4-1
8-11
Сред. знач.
Uн, кВ
96,35
100,06
68,34
114,07
91,19
53,14
87,19

Т а б л и ц а 1.3 ? Расчет Uн для варианта 3
№ участка
1-2
2-10
1-4
4-8
8-11
Сред. знач.
Uн,кВ
86,44
53,72
98,69
96,66
53,14
77,73

Т а б л и ц а 1.4 ? Расчет Uн для варианта 4
№ участка
1-2
2-10
10-8
10-11
1-4
Сред. знач.
Uн,кВ
117026
108,73
79,47
52,92
52,37
82,15

Т а б л и ц а 1.5 ? Расчет Uн для варианта 5
№ участка
1-2
2-10
10-8
8-4
4-1
10-11
Сред. знач.
Uн,кВ
97,21
102,05
8,24
112,58
90,37
52,92
77,23
      
      
     Учитывая существующую ЛЭП 110 кВ, перетоки мощности по участкам  и длины линий  для всех рассматриваемых вариантов (рис. 2) выбран класс номинального напряжения 110 кВ.
     
     
     
     
     1.5 Выбор сечений линий электропередач на участках сети
     1.5.1 Расчет токораспределения в сети
     Для определения сечений, необходимо рассчитать узловые токи и токи на каждом участке по формуле [2, формула (4.11)]:
     ,	                                         (1.5)
              
     где  – передаваемая по участку мощность.
     

     Затем производится выбор ближайшего большего сечения [5, таблица 3.15].
     Далее производится проверка выбранных сечений в возможных аварийных режимах по допустимому току, при этом должно соблюдаться условие [1, формула (6.48)]:
      < ,	                                              (1.6)
          
     где  – допустимый ток, определяемый из таблицы [5, таблица 3.15].
     Токи нагрузок узлов определяем по формуле (5.1):
 кА;
 кА;
 кА;
кА.
 кА;

     .
     Определим токи на участках сети по формуле (1.5).
 кА;
 кА;
 кА;
 кА;
 кА;
 кА;


     
     1.5.2 Выбор сечений линий электропередач
     Проведем расчет для варианта 1. Интервалы для Сибирь с III-IV районом по гололеду для одноцепных линий 45-190-450 А, и для двух цепных 70-180-380А.
     Участок 1-4.
     При токе I 1-4 = 0,340 кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 1-4, ток на одну цепь IЦ = I1-4/2 = 0,170 кА, экономическое сечение найдем по таблице 1.12, что соответствует сечению 120 мм2. Потребитель I категории питается по двухцепной линии, таким образом, на участке 1-4 выбираем по экономическому сечению двух цепных линии 2хАС-120/19.
     Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве  двух цепей 1-2 , I АВ 1-4 =0,671 кА, допустимый ток по нагреву для сечения 120 мм2 составляет I АВ АС-120 = 2х390=780 А. Таким образом, I АВ 1-4 ? IДОП  условие  выполняеться и проверка даёт удовлетворительный результат.
     участок 1-2 – существующий, ток I 1-2 = 0,331 кА, сечение 2хАС-240/32; 
     участок 2-10 – ток I 2-10 = 0,156 кА, выбираем сечение АС-120/19;
     участок 10-11 – ток I 10-11 = 0,068кА, выбираем сечение АС-70/11;
     участок 11-8– ток I 11-8 = 0,019 кА, выбираем сечение АС-70/11;
     участок 8-4– ток I 8-4 = 0,253 кА, выбираем сечение АС-240/32;
     Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.
     Обрыв линии 1-4:
     Imax 2-10 = 0,496 кА ? IДОП = 390 A;
     Условие не выполняется, поэтому предлагается к установке АС-240/32
     Imax 2-10 = 0,496 кА ? IДОП = 610 A;
     Imax 10-11 = 0,409 кА > IДОП = 265 A;
     Условие не выполняется, поэтому предлагается к установке АС-120/19
     Imax 10-11 = 0,409 кА > IДОП = 390 A;
     Условие не выполняется, поэтому предлагается к установке АС-240/32
     Imax 10-11 = 0,409 кА ? IДОП = 610 A;
     Imax 11-8 = 0,321 кА > IДОП = 265 A;
     Условие не выполняется, поэтому предлагается к установке АС-120/19
     Imax 11-8 = 0,321 кА ? IДОП = 390 A;
     Imax 8-4 = 0,175 кА < IДОП = 610 A;
     Обрыв линии 1-2:
     Imax 1-4 = 0,671 кА < IДОП = 2х390=780 A;
     Imax 4-8 = 0,584 кА ? IДОП =610 A;
     Imax 8-11 = 0,350 кА < IДОП = 390 A;
     Imax 11-10 = 0,263 кА < IДОП = 610 A;
     Imax 10-2 = 0,175 кА < IДОП = 610 A;
     

     Результаты расчёта сведены в таблицу 1.6.
      Т а б л и ц а 1.6 – Выбор сечений проводников (вариант 1)

     Аналогично проводим выбор сечений проводников для вариантов 2-5.
     Результаты расчётов для вариантов 2-5 сведены в таблицы 1.7-1.10.
     
       
               Вариант 3.
     В схеме с радиальными участками аварийным режимом является обрыв одной цепи участка при этом токи участка остаются неизменны.
     
       Т а б л и ц а 1.8 – Выбор сечений проводников (вариант 3)
      
     Вариант 4.
     В схеме с радиальными участками аварийным режимом является обрыв одной цепи участка при этом токи участка остаются неизменны.
     
     Т а б л и ц а 1.9 – Выбор сечений проводников (вариант 4)
     

     
     1.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
     В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
     Необходимо обеспечить энергией потребителей первой и второй категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей третьей категории.
     Условия выбора:
     ;
     ;                                             (1.7)
     .
     
     После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
     .                                              (1.8)
     Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.
     
      МВА;
      МВА.
     Выбираем тип трансформатора согласно [5, таблица 5.13] ТРДН–25000/110. При этом:
     
     ;
     ;
     .
     
     , то есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 33%.
     Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 1.11.
     
     
     
     
     
     
     1.7 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН
     Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек [2, таблица 7.4, рисунок 7.10]. Выбор схем соединения РУ и количество выключателей вариантов представлены в таблице 1.12 – 1.1.
     
     
 

     1.8 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
     1.8.1 Общие положения
     Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле [1, формула (6.19)]: 
     , руб./год,				  (1.9)
     где  – нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );
      – соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
      – соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций  и  – издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях [1, формула (6.2)];
     У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
     Ежегодные издержки  и  определяются суммой отчислений от капитальных вложений [1, формула (6.4)]:
     
     ;				           (1.10)
     ,				           (1.11)
     
     где ,  – соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [1, таблица 6.1].
     Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле [1, формула (6.7)]:
     ,		  	       (1.12)
     
     где  – суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
      – суммарные потери холостого хода трансформаторов;
     ?0 – удельная стоимость потерь активной энергии, 1,5 руб., [5, таблица 6.3].
     ? – число часов максимальных потерь в году. Определяется по формуле [1, формула (12.20)]:
     .		  	     (1.13)
     	
     В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
     
     ,				            (1.14)
     
     где a – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [1, рисунок 6.4, а];
      – максимальная нагрузка потребителя;
      – коэффициент вынужденного простоя;
      – степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя,  при частичном отключении).
     Коэффициент вынужденного простоя определяется по формуле [1, формула (6.22а)]:
     ,				     (1.15)
     
     где m – число последовательно, включенных элементов сети;
      – среднее время восстановления элемента i [4, таблица 2.33];
      – параметр потока отказов элемента i [4, таблица 2.32].

     Капитальные вложения в линии:
     ,					    (1.16)
     где С – стоимость 1 км линии;
      – длина линии; 
     п  –  число параллельных линий.
     Капитальные вложения в подстанцию:
     
     ,					    (1.17)
     
     где С – стоимость 1 ячейки выключателя;
     п  –  число ячеек для учета.
     На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.
     
     
     1.8.2 Экономическое сопоставление вариантов
     Число выключателей, которое следует учесть при сопоставлении вариантов, сведено в таблицу 1.17.
       
     
   
   
   
   
     
     При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1 – 2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.
     Для проводов марки АС-240 [1, табл. 2.22] при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных две двухцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 2000 г.): С = 3440 тыс.руб./км, L=52 км. Тогда по формуле (1.16):
     
      тыс. руб.
     
     При расчете стоимости ЛЭП учитываем то, что в радиальной схеме используются две одноцепные линии электропередач, а в кольцевой – одна двухцепная линия электропередач, причем стоимость их будет не одинакова при одном и том же расстоянии.
     Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
     
     ,	 		  	           (1.18)
     
     где  – сопротивление участка линии электропередач;
     – сопротивление подстанции;
      Ом/км, [1, табл. 1.9];
      Ом/км, [1, табл. 1.9];
      Ом/км, [1, табл. 1.9];
     (ТДН – 16000/110)  = 4,38 Ом, [1, табл. 1.30];
     (ТРДН – 25000/110)  = 2,54 Ом, [1, табл. 1.30];
     (ТРДН – 63000/110)  = 0,87 Ом, [1, табл. 1.30].
     Потери мощности в максимальном режиме [1, формула (3.6)]:
         
     .                             (1.19)
     
       
     Результаты расчетов варианта 1 сведены в таблицу 1.19. Расчеты для других вариантов аналогичны расчетам варианта 1. Расчеты вариантов 2-5 сведены в таблицы 1.20–1.23. Итоговое экономическое сравнение вариантов представлено в таблице 1.24.
        
 Т а б л и ц а 1.19 – Расчет экономических показателей линий (вариант 1)
 
 
     Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость ячейки элегазового выключателя 110 кВ – 7300 тыс. руб. [1, табл. 2.3], тогда по формуле (1.19):
            
      тыс. руб.
                  
     Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 1 составляют по формуле (1.12):
      тыс. руб.
                  
     Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1, табл. 2.1] для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ – 9,4%, соответственно , .
     Теперь затраты по варианту 1 определяются по формуле (1.9):
          
     
     Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в таблице 8.11.
     
 
 
 Т а б л и ц а 1.24 – Экономическое сопоставление вариантов развития сети
№




З
?З,
вар.
тыс. руб.
о. е.
1
299380
0
299380
9583,2
53891,48
1,00
2
333640
14600
348240
9938,9
62441,99
1,16
3
458180
0
458180
9756,7
77567,37
1,44
4
381860
14600
396460
12902,1
72541,74
1,35
5
320980
14600
335580
9665,4
60294,84
1,12
     
     Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 1 вариант развития сети, следующие по экономичности после него варианты 5 и 2.
     
     1.9 Расчет установившихся режимов сети
     1.9.1 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок (вариант 1)
     1.9.1.1 Расчет параметров схемы замещения
     Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. 
     Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
     – составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее экономичных вариантов сети;
     – расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);
     – анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах, батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТа по напряжению;
     – результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.
     Составление схемы замещения, определение ее параметров

     
     Параметры схемы замещения линий находятся по формулам:
     
     ;					(1.20)
     ;					 (1.21)
     ,					(1.22)
     
     где  R0 – удельное активное сопротивление [5, таблица 3.8];
     X0 – удельное реактивное сопротивление [5, таблица 3.8];
      b0 – удельная емкостная проводимость [5, таблица 3.8].
     Параметры схемы замещения трансформаторов находятся по формулам:
      
                                                      ;			                            (1.23)
     ,				         (1.24)
     где N – число трансформаторов на подстанции.
     
 Т а б л и ц а 1.26 – Параметры ветвей сети
Номер узла
R, Ом
X, Ом
B, мкСм
, Мвар
Ктн
Нач.
Кон.





1
2
1,32
4,46
123,64
-0,82
-
2
10
4,56
15,39
106,78
-0,71
-
10
11
2,52
8,51
59,01
-0,39
-
11
8
5,98
10,25
63,84
-0,42
-
8
4
3,72
12,56
87,11
-0,58
-
4
1
1,99
3,42
85,12
-0,56
-
2
21
1,27
27,95
-
-
0,091
10
101
2,19
43,35
-
-
0,096
11
111
2,19
43,35
-
-
0,096
8
81
0,7
17,35
-
-
0,091
4
41
2,19
43,35
-
-
0,096
     Емкости линий определяются по формуле [1, формула (3.21)]:
     .				       (1.25)
 Мвар;
 Мвар;
 Мвар;
 Мвар;
 Мвар.
 Мвар.
     
     1.9.1.2 Расчет потокораспределения сети
     Определяем мощности на всех участках с учетом потерь, начиная от потребителей к источнику. Потери определяются по формулам [1, формула (3.23)]:
     
     ;				              (1.26)
     .				              (1.27)
     
     Мощность в начале линии [1, формула (3.24)]:
     
     .				(1.28)

     Расчет начальной мощности в узле 2 по формулам (1.26) – (1.28):
     

     
     Расчет начальной мощности в узле 10 по формулам (1.26) – (1.28):

     
     
     
     
     
     
     
     Расчет начальной мощности в узле 11 по формулам (1.26) – (1.28):
     


     Расчет начальной мощности в узле 8 по формулам (1.26) – (1.28):
     

     
     
     
     
     
     
     
     Расчет начальной мощности в узле 4 по формулам (1.26) – (1.28):
     

     В данном варианте сеть имеет кольцевой участок, поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием, то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку потокораздела кольцевого участка.
     Расчет кольца 1–2-10-11-8-4-1.
     Определим точку потокораздела: 
     



     Определим перетоки мощностей без учета потерь:
     
S 1-2 = 57,43 + j30,35 МВА;
S 1-4 = 58,18 + j28,5 МВА;
S2-10 = S 1-2 – S2 = 57,43 + j30,35 – 30,16 – j15,59 = 27,27+j14,76 МВА;
S10-11 = S2-10 – S10 =27,27 + j14,76 – 15,09 – j7,24 = 12,18+ j7,52 МВА;
S4-8 = S 1-4 – S4 = 58,18 + j28,5 – 15,09 – j7,2 = 43,09+j21,3 МВА;
S8-11 = S 4-8 – S8 = 43,09 + j21,3 – 40,18 – j21,29 = 2,91+j0,01 МВА;
S 11 = S 10-11+ S 8-11 = 12,18+ j7,52 +2,91 + j0,01 = 15,09+j7,53 МВА;

     Перетоки мощности с учетом потерь представлены ниже.
     Мощности на участках и потери мощности в них находятся по формулам (1.26) – (1.28).
     Участок 10-11:

     Участок 2-10:
     

     Участок 1-2:
     

     
     Участок 8-11:
     


     Участок 4-8:
     
 
     
     
     Участок 1-4:
     


     1.9.1.3 Расчет напряжений в узлах сети
     Продольная составляющая падения напряжения [1, формула (3.35)]:
     
     .			     (1.29)
     Напряжение в начале линии [1, формула (3.37)]:
     
     .					    (1.30)
     
     Определим напряжение на стороне ВН по формулам (1.29) – (1.30):
     
      кВ;
      кВ.
     Аналогично для узлов 10, 11, 8 и 4 найдем напряжения на высокой стороне. Результаты вычислений занесем в таблицу 1.27.
     


Т а б л и ц а 1.27 – Напряжения на высокой стороне в узлах
Узел
2
10
11'
11''
8
4
?U, кВ
1,95
3,3
0,88
0,16
4,05
1,98
U, кВ
113,05
109,75
108,87
108,81
108,97
113,02

     Вычислим среднее значение напряжения в узле 11:
     
     кВ.
     Напряжение на стороне НН [1, формула (3.50)]:
     
     ;  	        (1.31)
     
     .				           (1.32)
     
     
     
      кВ.
     Аналогично для узлов 101, 111, 81 и 41 найдем по формулам (1.31) –  (1.32) напряжения на низкой стороне. Результаты вычислений занесем в таблицу 9.4.
     
     Т а б л и ц а 1.28 – Напряжения на низкой стороне в узлах
Узел
21
101
111
81
41
UВ, кВ
108,89
106,63
105,71
105,35
110
UН, кВ
9,91
10,24
10,15
9,59
10,56
     
     

     1.9.2.4 Выбор средств регулирования напряжения
     В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно наход.......................