Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Проектирование районной электрической сети

Проектирование районной электрической сети

Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.

Рубрика	Физика и энергетика
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	24.11.2013
Размер файла	1,6 M

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова»

Факультет (институт) Вечерне-заочный

Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий

Пояснительная записка

к курсовому проекту (работе)

по дисциплине Электрические сети

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Студент группы 9ЭПП-81

А.А. Зонов

Руководитель проекта (работы)

к.т.н., доцент И.А.Гутов

Барнаул 2013

Реферат

Объем данного курсового проекта составляет 49 листов пояснительной записки и 2 листа графической части. Пояснительная записка содержит 37 таблиц, 8 рисунков, 5 источников литературы. Курсовой проект содержит 14 разделов. Ключевые слова: электрическая сеть, мощность, номинальное напряжение, подстанция, оборудование, батареи конденсаторов, трансформатор, компенсирующее устройство.

Основными разделами являются: составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов; Выбор номинальных напряжений электрической сети; определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети; выбор трансформаторов на подстанциях; выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи; технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети; уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети; точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети; выбор устройств регулирования.

Данный курсовой проект является учебным.
Содержание
1. Задание и исходные данные для проектирования
2. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов
3. Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети
4. Выбор номинальных напряжений электрической сети
5. Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети
5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети
5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в сети
6. Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети
7. Выбор трансформаторов на подстанциях
8. Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи
9. Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров
10. Разработка схемы соединений
11. Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети
11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети
11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети
11.3. Определение окончательного варианта исполнения электрической сети
12. Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети
12.1 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки
12.2 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании точного расчета мощностей
12.3 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств
12.4 Корректировка нагрузки
13. Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети
14. Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети
Список использованных источников

1. Задание и исходные данные для проектирования

Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом ЗА. 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 Р_i=Р_максi.

Расстояния между точками:

l₀₁=13км; l₀₂=24 км; l₀₃=22 км; l₀₄=12 км; l₁₂=20 км; l₁₃=28 км; l₁₄=25 км; l₂₃=16 км; l₂₄=29 км; l₃₄=20 км.

Рисунок 1.1 - Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии

Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии

№ ПС	Р_максрi, МВт	Q_максрi Мвар	¦S_максрi¦ МВА	Р_паврi, МВт	Q_паврi Мвар	¦S_паврi¦ МВА	cos_i	Т_мi, ч	U_ннi, кВ	Доля нагрузки 3-й категории d_3i,%
Источник питания 0	-						0,82	-	-	-
Подстанция 1	22	12,5	25,3	22	12,5	25,3	0,87	4600	10	0
Подстанция 2	37	25,8	45,1	37	25,8	45,1	0,82	4500	10	0
Подстанция 3	23	22,2	31,9	23	22,2	31,9	0,72	4300	10	0
Подстанция 4	17	11,4	20,5	17	11,4	20,5	0,83	3200	10	0

Определяются значения полной мощности нагрузок потребителей , исходя из активной мощности нагрузки и коэффициента мощности cos_i потребителей, указанных в таблице 1.1.

(1.1)

Определение электрической нагрузки на подстанциях в послеаварийном режиме

(1.2)

2. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов

Производится предварительный анализ и выбор вариантов разомкнутой и замкнутой схемы исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 -Характеристика вариантов разомкнутой и замкнутой схем

Вариант	Участок	l_ЛЭП, км	l_ЛЭП, км	Номер п/ст	Кол-во выключателей n, шт.	n, шт.	P_i нагрузки, МВт	Момент мощности P_il_с, МВткм	P_il_с, МВткм
Варианты разомкнутых схем
	01	26		1	2		22	286
	02	48		2	2		37	888
	03	44	142	3	2	17	23	506	1884
	04	24		4	2		17	204
				0 (РЭС)	9
	01	26		1	2		22	286
	02	48		3	2		37	888
	34	40	138	2	2	15(20)	23	460	1838
	04	24		4	2(7)		17	204
				0 (РЭС)	7
	01	26		1	2		22	286
	23	32		2	2		37	592
	03	44	126	3	2(7)	15(20)	23	506	1588
	04	24		4	2		17	204
				0 (РЭС)	7
	01	26		3	2(7)		22	286
	12	40		2	2		37	740
	03	44	134	1	2	15(20)	23	506	1736
	04	24		4	2		17	204
				0 (РЭС)	7
Варианты замкнутых схем
	01	26		1	2
	02	24		2	3
	23	16		3	3	16
	34	20	98	4	3
	04	12
				0 (РЭС)	5
	01	13		1	3
	12	20		2	3
	23	16	111	3	7	18
	34	40		4	2
	03	22		0 (РЭС)	3
	12	26		1	2
	02	24		2	7
	23	16	98	3	3	18
	34	20		4	3
	04	12		0 (РЭС)	3
	01	13		1	3
	12	20		2	3
	23	16	95	3	3	16
	04	24		4	2
	03	22		0 (РЭС)	5

Делаем вывод о выборе варианта схемы.

Из рассмотренных схем наилучшим вариантом исполнения сети является: в разомкнутой сети - схема в), для замкнутой - схема г).

3. Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети

Схемы электрической сети для различных режимов работы приведены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема разомкнутой сети для:

а) максимального; б) послеаварийного режимов работы.

Схема замкнутой сети для:

в) максимального; г) послеаварийного режимов работы.

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:

Точка 2 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей. В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 01.

Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения в электрической сети

Участок	Кол-во цепей n, шт.	L уч, км	Р_максрi, МВт	Q_максрi, Мвар	¦S_максрi¦, _МВА	Р_паврi, МВт	Q_паврi, Мвар	¦S_паврi¦, _МВА
Разомкнутая сеть
23	2	16	18,5	12,91	22,56	37	25,82	45,12
03	2	22	30	23,99	41,67	60	47,98	83,33
01	2	13	11	6,24	12,64	22	12,47	25,29
04	2	12	8,5	5,71	10,24	17	11,42	20,48
Сеть с замкнутым контуром
01	1	13	44,9	30,87	51,61	-	-	-
03	1	22	37,1	29,58	51,53	82	60,45	113,89
12	1	20	22,9	18,4	27,93	22	12,47	25,29
23	1	16	14,1	7,42	17,2	59	38,29	71,95
04	2	12	8,5	5,71	10,24	17	11,42	20,48

4. Выбор номинальных напряжений электрической сети

Номинальное напряжение U_ном вычисляется по формуле Илларионова:

,

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	P_учмакс_рi МВт	Q_{учмаксрi}Мвар	P_{учпаврi} МВт	Q_{учпаврi}Мвар	U_номуч, кВ	Uном=35 кВ	Uном=110 кВ	Uном=220 кВ
							r₀	x₀	ДU_{учмакср}	ДU_учпавр	r₀	x₀	ДU_{учмакср}	ДU_учпавр	r₀	x₀	ДU_{учмакср}
Разомкнутая сеть
23	16	18,5	12,91	37	25,82	77,53	0,3	0,4	4,9	9,8	0,2	0,4	1,29	2,58	0,1	0,4	-
03	22	30	23,99	60	47,98	97,10	0,3	0,4	11,69	23,38	0,2	0,4	3,12	6,24	0,1	0,4	-
01	13	11	6,24	22	12,47	61,35	0,3	0,4	2,15	4,3	0,2	0,4	0,56	1,12	0,1	0,4	-
04	12	8,5	5,71	17	11,42	54,57	0,3	0,4	1,66	3,32	0,2	0,4	0,44	0,88	0,1	0,4	-
30,87Сеть с замкнутым контуром
01	13	44,9	30,87	-	-	103,07	0,3	0,4	9,59	-	0,2	0,4	2,52	-	0,1	0,4	1
03	22	37,1	29,58	82	60,45	105,34	0,3	0,4	-	-	0,2	0,4	3,85	8,12	0,1	0,4	1,55
12	20	22,9	18,4	22	12,47	86,33	0,3	0,4	8,13	-	0,2	0,4	2,17	1,71	0,1	0,4	0,87
23	16	14,1	7,42	59	38,29	69,25	0,3	0,4	-	-	0,2	0,4	0,84	3,94	0,1	0,4	0,32
04	12	8,5	5,71	17	11,42	54,57	0,3	0,4	1,66	3,32	0,2	0,4	0,44	0,88	0,1	0,4	-

Таблица 4.2 - Проверка напряжения для электрической сети

Участок	U_ном=35 кВ	U_ном=110 кВ	U_ном=220 кВ	Окончательное U_ном, кВ
	УДU_макср?5,25	УДU_павр?7	УДU_макср?16,5	УДU_павр?22	УДU_макср?33
Разомкнутая сеть
032	16,59	33,18	4,41	8,82	-	110
01	2,15	4,3	0,56	1,12	-	35
04	1,66	3,32	0,44	0,88	-	35
Сеть с замкнутым контуром
04	1,66	3,32	0,44	0,88	-	35
012	17,73	-	4,69	13,17	1,87	110
032	17,73	-	4,69	13,17	1,87	110

Проверка напряжения производится в соответствии со следующим критериям:

- для максимального режима U_макср15%U_ном;

- для послеаварийного режима U_павр20%U_ном.

Окончательно принимается номинальное напряжение дляU_ном=110 кВ.

-разомкнутой сети: участки 01, 04 -35 кВ; участки 03, 23 -110 кВ;

-сети с замкнутым контуром: участок 04 -35 кВ; участки 01, 03, 12, 23 -110 кВ.

5. Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети

5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети

Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению [4]:

Считается, что установленная мощность генераторов источника питания P_ип достаточна для покрытия потребностей сети: .

Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Q_ип, определяется по выражению:

Баланс для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети U_ном=35 кВ:

Р_нагр_У= Р₁+Р₄= 22+17= 39 МВт; Р_сети= 1,13•39= 44,07 МВт;

Р_ип= Р_сети= 44,07 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 44,07•0,698= 30,76 МВт.

Баланс для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети U_ном=110 кВ:

Р_нагр_У= Р₂+Р₃= 37+23= 60 МВт; Р_сети= 1,13•60= 67,8 МВт;

Р_ип= Р_сети= 67,8 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 67,8•0,698= 47,32Мвар.

Баланс для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром U_ном=35 кВ:

Р_нагр_У= Р₄= 17 МВт; Р_сети= 1,13•17= 19,21 МВт;

Р_ип= Р_сети= 19,21 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 19,21•0,698= 13,41 Мвар.

Баланс для кольцевого участка 01230 сети с замкнутым контуром U_ном=110 кВ:

Р_нагр_У= Р₁+Р₂+Р₃= 22+37+23= 82 МВт; Р_сети= 1,13•82= 92,66 МВт;

Р_ип= Р_сети= 92,66 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 92,66•0,698= 64,68 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

S_максуч МВА

ДQ_уч, Мвар

Q_i, Мвар

U_ном, кВ

x₀

ДQ_ЛЭП, Мвар

Q_нагр, Мвар

ДQ_тр, Мвар

Q_рез,Мвар

Q_с_У, Мвар

Q_сети, Мвар

Разомкнутая сеть

23

2

16

22,56

0,54

25,8

110

0,4

3,07

48

7,7

4,8

3,07

58,1

03

2

22

41,67

2,53

22,2

110

0,4

01

2

13

12,64

1,36

12,5

35

0,4

2,18

23,9

4,12

2,39

0

31,4

04

2

12

10,24

0,82

11,4

35

0,4

Сеть с замкнутым контуром

01

1

13

51,61

1,15

12,5

110

0,4

3,76

60,5

10,23

6,05

3,76

73,76

03

1

22

51,53

1,93

22,2

110

0,4

12

1

20

27,93

0,52

25,8

110

0,4

23

1

16

17,2

0,16

25,8

110

0,4

04

2

12

10,24

0,82

11,4

35

0,4

0,82

11,4

1,85

1,14

0

14,64

6. Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети

Определяется мощность компенсирующих устройств [1].

Для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети:

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 31,4-30,76= 0,64 Мвар.

Для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети:

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 58,1-47,32= 10,78 Мвар.

Для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром:

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 14,64-13,41= 1,23 Мвар.

Для кольцевого участка 01230 сети с замкнутым контуром:

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 73,76-64,68= 9,08 Мвар.

Так как , то это свидетельствует о недостаточной величине реактивной мощности в сети, и в этом случае необходимо устанавливать компенсирующие устройства.

;

Данные по расчету и выбору КУ приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет и выбор КУ

№ пст

Qкуi, Мвар

Тип БК

Qбк, Мвар

Кол-во БК

Qку, Мвар

U_ном,кВ

Pi, Мвт

1

-0,638

-

-

-

-

-

0,627

0,567

22

2

2,886

КС-1,05-60

2,4

1

2,4

6

0,627

0,698

37

3

7,912

КСГ-1,05-125

4,9

2

9,8

6

0,627

0,964

23

4

1,292

КС-1,05-60

2,4

1

2,4

6

0,598

0,672

17

Производится уточнение мощности нагрузок п/ст на основании выбранных БК по формуле

.

Результаты сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Расчет уточненных мощностей нагрузок подстанций

№ пст

Pмаксрi, МВт

Qнескпсi, Мвар

Qку, Мвар

Sмаксрi, МВА

|S_максрi|, МВА

Sпаврi, МВА

|Sпаврi|, МВА

1

22

12,5

-

22

+j

12,5

25,3

19,50

+j

2,85

19,71

2

37

25,8

2,4

37

+j

23,4

43,8

23,00

+j

5,08

23,56

3

23

22,2

9,8

23

+j

12,4

26,1

27,00

+j

3,77

27,26

4

17

11,4

2,4

17

+j

9,0

19,2

26,00

+j

6,34

26,76

Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными ниже. Результаты сводятся в таблицу 6.3.

Для разомкнутой сети:

Для сети с замкнутым контуром:

В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 01.

Таблица 6.3 - Расчет потокораспределения в электрической сети

Участок

lуч, км

Р_максрi, МВт

Q_максрi, Мвар

|S_максрi|, МВА

Р_паврi, МВт при выходе из строя уч-ка

Q_паврi, Мвар

при выходе из строя уч-ка

|S_паврimax|, МВА

01

03

01

03

Сеть с замкнутым контуром

01

13

44,9

26,36

52,07

-

82

-

48,27

-

03

22

37,1

21,72

42,99

82

-

48,27

-

95,15

12

20

22,9

13,89

26,78

22

60

12,47

35,8

25,29

23

16

14,1

9,51

17,01

59

23

35,87

12,4

69,05

04

12

8,5

4,5

9,62

17

17

9,0

9,0

19,24

Разомкнутая сеть

23

16

18,5

11,7

21,89

37

23,4

43,78

03

22

30

17,9

34,93

60

35,8

69,87

01

13

11

6,24

12,65

22

12,47

25,29

04

12

8,5

4,5

9,62

17

9

19,24

7. Выбор трансформаторов на подстанциях

При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются 2 трансформатора, мощность которых выбирается по выражению:

, (7.1)

где - максимальная нагрузка подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств, МВА;

- коэффициент перегрузки.

Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов приведены в таблице 7.1

Таблица 7.1 - Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов

№ пст	S_i, МВА	S_{iномтррасч}, МВА	S_номтр, МВА	Кол-во тр-ров	Тип тр-ра	±n*E_0,_%	Uкз, %	ДPкз, МВт	ДP_хх, МВт	I_хх, %	Rтрi, Ом	Xтрi, Ом	U_номннкВ
Разомкнутая сеть
1	25,3	18,07	25	2	ТРДНС-25000/35	±8Ч1,5	9,5	0,115	0,025	0,5	0,25	5,1	6,3-6,3
2	43,78	31,27	40	2	ТРДН-40000/110	±9Ч1,78	10,5	0,172	0,036	0,65	1,4	34,7	6,3/6,3
3	26,13	18,66	25	2	ТРДН-25000/110	±9Ч1,78	10,5	0,120	0,027	0,7	2,54	55,9	6,3/6,5
4	19,24	13,74	16	2	ТДНС-16000/35	±8Ч1,5	10	0,85	0,018	0,55	0,45	8,4	6,3-6,3
Сеть с замкнутым контуром
1	25,3	18,07	25	2	ТРДН-25000/110	±9Ч1,78	10,5	0,120	0,027	0,7	2,54	55,9	6,3/6,5
2	43,78	31,27	40	2	ТРДН-40000/110	±9Ч1,78	10,5	0,172	0,036	0,65	1,4	34,7	6,3/6,3
3	26,13	18,66	25	2	ТРДН-25000/110	±9Ч1,78	10,5	0,120	0,027	0,7	2,54	55,9	6,3/6,5
4	19,24	13,74	16	2	ТРДН-16000/35	±8Ч1,5	10	0,85	0,018	0,55	0,45	8,4	6,3-6,3

8. Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи

Для воздушных линий 110-220 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:

, (8.1)

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

Участок	кол-во цепей n, шт.	Sмаксрi, МВА	\|S_макср\| МВА	I_макср, А	Марка-сечение провода Fi, мм²	Iдоп, А
Разомкнутая сеть
01	2	11	+j	6,24	12,65	208,68	АС-120	390
04	2	8,5	+j	4,5	9,62	158,69	АС-120	390
03	2	30	+j	17,9	34,93	183,33	АС-120	390
32	2	18,5	+j	11,7	21,89	114,89	АС-120	390
Сеть с замкнутым контуром
01	1	44,9	+j	26,39	52,08	273,36	АС-185	510
03	1	37,1	+j	21,72	42,99	225,64	АС-185	510
12	1	22,9	+j	13,89	46,78	14056	АС-120	390
32	1	14,1	+j	9,51	17,01	89,28	АС-120	390
04	2	8,5	+j	4,5	9,62	158,69	АС-120	390

Таблица 8.2 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП

Уч-ок	Iдоп, А	Sпав, МВА при выходе из строя участка	\|Sпавр\|, МВА при выходе из строя участка	Iпавр, А при выходе из строя участка	I_паврmax А	Марка-сечение провода Fi, мм²
		01	03	01	03	01	03
Сеть с замкнутым контуром
01	510	-	-	-	82	+j	48,75	-	95,4	-	499,41	499,41	АС-185/29
03	510	82	+j	48,27	-	-	-	95,15	-	499,41	-	499,41	АС-185/29
12	390	22	+j	12,47	60	+j	36,28	25,29	70,12	132,74	368,04	368,04	АС-120/19
32	390	59	+j	35,87	23	+j	14,26	69,05	27,06	362,42	142,03	362,42	АС-120/19
04	390	17	+j	9,0	17	+j	9,0	19,24	19,25	317,38	317,54	317,54	АС-120/19
Разомкнутая сеть
01	450	22	+j	12,47	25,29	417,18	417,18	АС-150/29
04	390	17	+j	9	19,24	317,38	317,38	АС-120/19
03	390	60	+j	35,8	69,87	366,72	366,72	АС-120/19
32	390	37	+j	23,4	47,78	229,79	229,79	АС-120/19

9. Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров

Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1; сеть, имеющая 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:

(9.1)

где n - количество цепей на участке.

- для трансформаторной подстанции:

(9.2)

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	U_ном, кВ	l_уч, км	r₀, Ом/км	x₀, Ом/км	b₀*10^-6, См/км	R_уч, Ом	X_уч, Ом	Q_учс'= Q_учс''Мвар
Разомкнутая сеть
23	2	АС-180/19	110	16	0,249	0,427	2,66	1,992	3,416	0,52
03	2	АС-150/24	110	22	0,198	0,420	2,7	2,178	4,62	0,72
01	2	АС-120/19	35	13	0,249	0,414	0	1,619	2,691	0
04	2	АС-120/19	35	12	0,249	0,414	0	1,494	2,484	0
Сеть с замкнутым контуром
01	1	АС-185/29	110	13	0,162	0,413	2,75	2,106	5,369	0,22
03	1	АС-185/29	110	22	0,162	0,413	2,75	3,564	9,086	0,37
12	1	АС-120/19	110	20	0,249	0,427	2,66	4,98	8,54	0,2
23	2	АС-120/19	110	16	0,249	0,427	2,66	3,984	6,832	0,26
04	1	АС-120/19	35	12	0,249	0,414	0	1,494	2,484	0

Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения трансформаторов подстанций

Номер п/ст	Кол-во трансф-ов, шт.	Тип трансформатора	S_номтр, МВА	ДP_хх, МВт	I_хх, %	ДSст, МВА	Zтр=Rтр+jXтр Ом
Разомкнутая сеть
1	2	ТРДНС-25000/35	25	0,025	0,5	0,05	+j	0,25	0,13	+j	2,55
2	2	ТРДН-40000/110	40	0,036	0,65	0,07	+j	0,52	0,7	+j	17,35
3	2	ТРДН-25000/110	25	0,027	0,7	0,05	+j	0,35	1,27	+j	27,95
4	2	ТДНС-16000/35	16	0,018	0,55	0,04	+j	0,18	0,23	+j	4,2
Сеть с замкнутым контуром
1	2	ТРДН-25000/110	25	0,027	0,7	0,05	+j	0,35	1,27	+j	27,95
2	2	ТРДН-40000/110	40	0,036	0,65	0,07	+j	0,52	0,7	+j	17,35
3	2	ТРДН-25000/110	25	0,027	0,7	0,05	+j	0,35	1,27	+j	27,95
4	2	ТДНС-16000/35	16	0,018	0,55	0,04	+j	0,18	0,23	+j	4,2

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	l_уч, км	Тип опор	Марка-сечение провода F, мм²	С_0ЛЭП, тыс.руб./км	К_ЛЭП=С_0ЛЭПЧl_уч, тыс.руб.	К_ЛЭП_У,тыс.руб.	К_ЛЭП_У,тыс.руб.
Разомкнутая сеть (вариант I)
23	16	Ж/бдвухцепные	АС-120/19	20,4	326,4	775,2	1214,2
03	22	Ж/бдвухцепные	АС-120/19	20,4	448,8
01	13	Ж/бдвухцепные	АС-150/24	17,8	231,4	439
04	12	Ж/бдвухцепные	АС-120/19	17,3	207,6
Сеть с замкнутым контуром (вариант II)
01	13	Ж/бодноцепные	АС-185/29	13,8	179,4	954,6	1199,4
03	22	Ж/бодноцепные	АС-185/29	13,8	303,6
12	20	Ж/бодноцепные	АС-120/19	13,1	262
23	16	Ж/бдвухцепные	АС-120/19	13,1	209,6
04	12	Ж/бодноцепные	АС-120/19	20,4	244,8	244,8

Таблица 11.2 - Капиталовложения на сооружение подстанций

Элемент сети	Стоимость	К_П/СТ_У,тыс.руб.
	РЭС	п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4
Разомкнутая сеть (вариант I)
РУ на РЭС	5 3	х x	9 35	-	-	-	-	1803.2
ОРУ на подстанции	-	-	-	-	-
типовая схема	-	236+42.4	236+411.5	236+411,5	25.4+42.4
дополнительные выключатели	-	-	-	-	-
трансформаторы	-	2	x	77	2	x	109	2	x	84	2	x	61.2
БК	-		-		1	x	18	2	x	24	1	x	18
постоянная часть затрат	-	105	210	210	105
Итого	150	279.4	564	544	265.8
Сеть с замкнутым контуром (вариант II)
РУ на РЭС	5	x	35	-	-	-	-	2001.8
ОРУ на подстанции	-	-	-	-	-
типовая схема	-	236+411,5	-	-	25.4+42.4
дополнительные выключатели	-	-	-	-	-
трансформаторы	-	2	x	84	2	x	84	2	x	84	2	x	84
БК	-	7	x	30	4	x	30	8	x	30	4	x	30
постоянная часть затрат	-	210	210	210	210
Итого	175	742	652	772	652

11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети

Определяются технико-экономические показатели:

;

_алэп=2,4%, _ап/ст=6,4%, _орлэп=0,4%, _орп/ст=3,0%.

;.; Tґ=/_max=/k_м²

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	Вариант исполнения электрической сети:
	Разомкнутая сеть	Сеть с замкнутым контуром
	110 кВ	35 кВ	110кВ	35кВ
Капиталовложения, К_сети, тыс.руб.	2259,84	1181,04	3070,32	612,72
Отчисления на амортизацию Иа, тыс.руб.	107,42	54,52	150,68	27,46
Отчисления на обслуживание и ремонт Иор, тыс.руб.	43,61	21,73	62,33	10,74
Число часов использования максимума нагрузки Tм, ч	4656,14	4199,73	4706,03	3368,42
Время максимальных потерь ф, час	3045,37	2592,14	3097,12	1860,41
Годовое число часов использования максимума нагрузки T'м, ч	3374,37	2872,18	3431,71	2061,4
Годовое число часов использования максимума нагрузки T''м, ч	8760	8760	8760	8760
Стоимость 1 МВтЧч потерь электроэнергии З'э, тыс.руб./(МВтЧч)	1,44*10^-2	1,5*10^-2	1,4*10^-2	1,75*10^-2
Стоимость 1 МВтЧч потерь электроэнергии З''э, тыс.руб./(МВтЧч)	1,2*10^-2	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.	\|S_нагрi\|, МВ·А	S_номтрi, МВА	ДP_кз, МВт	ф, час	ДW_трiґ, МВтЧч	ДW_тр_Уґ, МВтЧч	ДP_хх, МВт	T, ч	ДW_трiґґ, МВтЧч	ДW_тр_Уґґ, МВтЧч
Разомкнутая сеть
1	2	25,3	25	0,115	2862,47	169	345	0,025	8760	438	753
2	2	19,24	16	0,085		176		0,018		315
3	2	43,78	40	0,172		295	482	0,036		631	1104
4	2	26,13	25	0,120		188		0,027		473
Сеть с замкнутым контуром
1	2	25,3	25	0,120	2862,47	176	659	0,027	8760	473	1577
2	2	43,78	40	0,172		295		0,036		631
3	2	26,13	25	0,120		188		0,027		473
4	2	19,24	16	0,085		176	176	0,018		315	315

;

Таблица 11.5 - Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП

Участок сети	Кол-во цепей ЛЭП	\|Sмакср\| МВА	U_ном, кВ	R_лэпi, Ом	ф, час	ДW_лэпiґ, МВтЧч	ДW_лэп_Уґ, МВтЧч	ДW_лэпiґґ, МВтЧч	ДW_лэп_Уґґ, МВтЧч
Разомкнутая сеть
01	2	12,65	35	1,619	2862,47	2422	3714	0	0
04	2	9,62	35	1,494		1292		0
03	2	34,93	110	2,178		2515	3418	0
32	2	21,89	110	1,992		903		0
Сеть с замкнутым контуром
01	1	52,08	110	2,106	2862,47	1351	4027	0	0
03	1	42,99	110	3,564		1558		0
12	1	26,78	110	4,98		845		0
32	1	17,01	110	3,984		273		0
04	2	9,62	35	1,494		1292	1292	0

Таблица 11.6 - Потери электроэнергии в батареях конденсаторов

Номер п/ст	ДW_бкi'_,МВт ч	ДW_бк?'_, МВт ч	Q_бкi, Мвар	Т_бк, ч	ДW_бкi,^”МВт ч	ДW_бк?,^”МВт ч
Разомкнутая сеть
1	0	0	-	7000	-	50,4
2	0		2,4		50,4
3	0		2,4		50,4	256,2
4	0		9,8		205,8
Сеть с замкнутым контуром
1	0	0	-	7000	-	256,2
2	0		2,4		50,4
3	0		9,8		205,8
4	0		2,4		50,4	50,4

11.3 Определение окончательного варианта исполнения электрической сети

Окончательный вариант исполнения сети выбирается исходя из следующих 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	35 кВ	110 кВ	35 кВ
Капиталовложения, К_сети, тыс.руб.	2259,84	1181,04	3070,32	612
Потери электроэнергии ДWґ, МВтЧч	4059	3901	4686	1468
Потери электроэнергии ДWґґ, МВтЧч	803,4	1360,2	1833,2	365,4
Затраты на возмещение потерь электроэнергии, З_пот, тыс.руб.	68,09	74,84	87,6	30,08
Ежегодные эксплуатационные издержки Исети, тыс.руб.	219,12	151,09	300,61	68,28
Приведенные затраты З_пр, тыс.руб.	783,12	810,86
Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов DЗ_пр, %	3,54%

Поскольку относительная разность приведенных затрат меньше 5%, то оба варианта сети являются равноэкономичными. В связи с этим окончательный вариант выбирается по следующим критериям: удобство эксплуатации, оперативная гибкость, надежность. Всем вышеприведенным параметрам соответствует вариант сети с замкнутым контуром, именно его мы и принимаем к исполнению.

12. Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети

электрическая сеть напряжение трансформатор

При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить один из двух трансформаторов на двух трансформаторных подстанциях, если выполняется следующее условие:

12.1 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

№ пст	Максимальный и послеаварийный режим	Минимальный режим
	Кол-во тр-ров	ДPсттрi, МВт	ДQ_сттрi, Мвар	ДP_{максрмтрi} МВт	ДP_{паврмтрi} МВт	ДQ_{максрмтрi} МВт	ДQ_{паврмтрi} МВт	Кол-во тр-ров	ДP_сттрi, МВт	ДQ_сттрi, Мвар	ДP_мтрi, МВт	ДQ_мтрi, МВт
1	2	0,054	0,35	0,062	0,062	1,344	1,344	1	0,027	0,175	0,044	0,968
2	2	0,072	0,52	0,103	0,103	2,516	2,516	1	0,036	0,260	0,074	1,812
3	2	0,054	0,35	0,066	0,066	1,434	1,434	1	0,027	0,175	0,047	1,033
4	2	0,036	0,176	0,062	0,062	1,157	1,157	1	0,018	0,088	0,044	0,832

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	Р_нагрi, МВт	Q_нагрi,Мвар	ДPтрi, МВт	ДQтрi, Мвар	QсУ, Мвар	Sрi, МВА
Максимальный режим
1	22	12,5	0,116	1,964	0,22+0,32=0,54	22,116	+j	13,654
2	37	25,8	0,175	3,036	0,32+0,26=0,58	37,175	+j	28,256
3	23	22,2	0,120	1,784	0,26+0,37=0,63	23,120	+j	23,354
4	17	11,4	0,098	1,333	0	17,098	+j	12,733
Минимальный режим
1	13,2	7,5	0,071	1,143	0,22+0,32=0,54	13,271	+j	8,103
2	22,2	15,5	0,110	2,072	0,32+0,26=0,58	22,310	+j	16,992
3	13,8	13,3	0,071	1,208	0,26+0,37=0,63	13,871	+j	13,878
4	10,2	6,8	0,062	0,920	0	10,262	+j	7,720
Послеаварийный режим
1	22	12,5	0,116	1,694	0,22+0,32=0,54	22,116	+j	13,654
2	37	25,8	0,175	3,036	0,32+0,26=0,58	37,175	+j	28,256
3	23	22,2	0,120	1,784	0,26+0,37=0,63	23,120	+j	23,354
4	17	11,4	0,098	1,333	0	17,098	+j	12,733

Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих устройств. Для максимального и минимального режимов:

Для послеаварийного режима:

Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.3.

Таблица 12.3 - Расчет перетоков мощности

Уч-ок	Sучi, МВА
	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
01	44,21	+j	33,62	26,49	+j	20,06		-
03	38,22	+j	31,65	22,88	+j	18,97	82,41	+j	65,26
12	22,09	+j	19,97	13,22	+j	11,96	22,12	+j	13,65
32	15,09	+j	8,29	9,09	+j	5,03	59,29	+j	41,91
04	8,55	+j	6,37	5,13	+j	3,86	17,10	+j	12,73

В таблице 12.4 приведены результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и послеаварийного режимов.

Таблица12.4 - Результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки

№ пст	Режим работы
	максимальный	минимальный	послеаварийный
	Q_нагрi, Мвар	ДQтрi, Мвар	Q_{нескпстi}Мвар	Q_{нескпст}_УМвар	Q_нагрi Мвар		Q_{нескпстi}Мвар	Q_{нескпст}_УМвар	Q_нагрiМвар	ДQ_трi Мвар	Q_{нескпстi}Мвар	Q_{нескпст}_УМвар
1	12,5	1,694	14,194	67,014	7,5	1,143	8,643	40,723	12,5	1,694	14,194	67,014
2	25,8	3,036	28,836		15,5	2,072	17,572		25,8	3,036	28,836
3	22,2	1,784	23,984		13,3	1,208	14,508		22,2	1,784	23,984
4	11,4	1,333	12,733	12,733	6,8	0,920	7,720	7,720	11,4	1,333	12,733	12,733

12.2 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	ДPуч, МВт	Pнагрi, МВт	Rуч, Ом	ДPтрi, МВт	ДPтрУ, МВт	ДPлэпУ, МВт	PнагрУ, МВт	Pсети, МВт
Максимальный режим
01	110	55,54	0,537	22	2,106	0,116	0,411	1,725	82	88,24
03	110	49,62	0,725	23	3,564	0,120
12	110	29,78	0,365	37	4,980	0,175
32	110	17,22	0,098	-	3,984	-
04	35	10,66	0,554	17	1,494	0,098	0,098	0,554	17	18,5
Минимальный режим
01	110	33,23	0,192	13,2	2,106	0,071	0,252	0,619	49,2	52,53
03	110	29,72	0,260	13,8	3,564	0,071
12	110	17,83	0,131	22,2	4,980	0,110
32	110	10,39	0,036	-	3,984	-
04	35	6,42	0,201	10,2	1,494	0,062	0,062	0,201	10,2	10,97
Послеаварийный режим
03	110	105,12	3,255	23	3,564	0,120	0,411	5,269	82	91,78
12	110	25,99	0,278	22	4,980	0,116
32	110	72,61	1,736	37	3,984	0,175
04	35	21,32	1,109	17	2,988	0,098	0,098	1,109	17	19,06

Таблица 12.6 - Результаты расчета точного баланса реактивной мощности

Уч-ок	Uном, кВ	\|Sучi\|, МВА	ДQуч, Мвар	Qнагрi, Мвар	Xуч, Ом	ДQтрi, Мвар	ДQтрУ, Мвар	QcУ, Мвар	ДQлэпУ, Мвар	QнагрУ, Мвар	Qсети, Мвар	Qку, Мвар	Q_ип, Мвар
Максимальный режим
01	110	55,54	1,369	12,5	5,369	1,694	6,514	2,34	4,011	60,5	71,71	10,118	61,592
03	110	49,62	1,849	22,2	9,086	1,784
12	110	29,78	0,626	25,8	8,540	3,036
32	110	17,22	0,167	-	6,832	-
04	35	10,66	0,922	11,4	2,484	1,333	1,333	0	0,922	11,4	14,225	1,312	12,913
Минимальный режим
01	110	33,23	0,490	7,5	5,369	1,143	3,494	2,34	1,43	36,3	40,699	4,032	36,666
03	110	29,72	0,663	13,32	9,086	1,208
12	110	17,83	0,224	15,48	8,540	2,072
32	110	10,39	0,061	-	6,832	-
04	35	6,42	0,334	6,84	2,484	0,920	0,92	0	0,334	6,84	8,436	0,779	7,657
Послеаварийный режим
03	110	105,12	8,298	22,2	9,086	1,784	6,514	1,9	11,752	60,5	79,891	15,828	64,063
12	110	25,99	0,477	12,5	8,540	1,694
32	110	72,61	2,977	25,8	6,832	3,036
04	35	21,32	1,843	11,4	4,968	1,333	1,333	0	1,843	11,4	15,146	1,842	13,304

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

№ пст	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
	Q_{нескпстi}Мвар	Q_{нескпст}_УМвар	Qку, Мвар	Qкуi, Мвар	Q_{нескпстi}Мвар	Q_{нескпст}_УМвар	Qку, Мвар	Qкуi, Мвар	Q_{нескпстi}Мвар	Q_{нескпст}_УМвар	Qку, Мвар	Qкуi, Мвар
1	14,194	67,014	10,118	2,143	8,643	40,723	4,034	0,856	14,194	67,014	15,828	3,353
2	28,836			4,354	17,572			1,740	28,836			6,811
3	23,984			3,621	14,508			1,436	23,984			5,665
4	12,733	12,733	1,312	1,312	7,720	7,72	0,779	0,779	12,733	12,733	1,842	1,842

Определение необходимого количества и мощности батарей конденсаторов по подстанциям для компенсации реактивной мощности приведено в таблице12.8.

Таблица 12.8 - Распределение КУ по подстанциям для различных режимов работы электрической сети

№ пст	U_ном,кВ	Тип конденсаторов	Кол - во батарей конденсаторов nбк, шт.	Мощность, выдаваемая батареей Qбк, Мвар	Мощность, выдаваемая КУ Qстку=nбк x Qбк, Мвар
Максимальный режим
1	6	КС2-1,05-60	1	2,4	2,4
2	6	КС2-1,05-60	2	2,4	4,8
3	6	КС2-1,05-60	2	2,4	4,8
4	6	КС2-1,05-60	1	2,4	2,4
Минимальный режим
1	6	КС2-1,05-60	1	2,4	2,4
2	6	КС2-1,05-60	1	2,4	2,4
3	6	КС2-1,05-60	1	2,4	2,4
4	6	КС2-1,05-60	1	2,4	2,4
Послеаварийный режим
1	6	КС2-1,05-60	2	2,4	4,8
2	6	КС2-1,05-60	3	2,4	7,2
3	6	КС2-1,05-60	2	2,4	4,8
4	6	КС2-1,05-60	1	2,4	2,4

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	22	+j	10,1	13,2	+j	5,1	22	+j	7,7
2	37	+j	21	22,2	+j	13,1	37	+j	18,6
3	23	+j	17,4	13,8	+j	10,9	23	+j	17,4
4	17	+j	9	10,2	+j	4,4	17	+j	9

13. Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети

Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в таблице13.1.

Таблица 13.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов

№ пст	Максимальный и послеаварийный режим	Минимальный режим
	Кол-во тр-ров	ДP_сттрi, МВт	ДQ_сттрi, Мвар	ДP_{максрмтрi} МВт	ДP_{паврмтрi} МВт	ДQ_{максрмтрi} МВт	ДQ_{паврмтрi} МВт	Кол-во тр-ров	ДP_сттрi, МВт	ДQ_сттрi, Мвар	ДP_мтрi, МВт	ДQ_мтрi, МВт
1	2	0,054	0,350	0,056	0,052	1,231	1,141	1	0,027	0,175	0,038	0,421
2	2	0,072	0,520	0,097	0,092	2,375	2,251	1	0,036	0,260	0,072	0,872
3	2	0,054	0,350	0,080	0,080	1,747	1,747	1	0,023	0,175	0,059	0,650
4	2	0,036	0,176	0,062	0,062	1,157	1,157	1	0,018	0,088	0,041	0,386

Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке 13.1.

а)

б)

Рисунок 13.1 - Схема замещения сети имеющей замкнутый контур:

а) для максимального и минимального режимов;

б) для послеаварийного режима

Определение расчетных нагрузок производится по следующей формуле:

.

Результаты расчетов приведены в таблице 13.2

Таблица 13.2 - Расчет расчетных нагрузок

№пст	Р_нагрi, МВт	Q_нагрi,Мвар	ДPтрi, МВт	ДQтрi, Мвар	QсУ, Мвар	Sрi, МВА
Максимальный режим
1	22	10,1	0,110	1,581	0,54	22,11	+j	11,14
2	37	21	0,169	2,895	0,58	37,17	+j	23,32
3	23	17,4	0,134	2,097	0,63	23,13	+j	18,87
4	17	9	0,098	1,333	0	17,10	+j	10,33
Минимальный режим
1	13,2	5,1	0,065	0,596	0,54	13,27	+j	5,16
2	22,2	13,1	0,108	1,132	0,58	22,31	+j	13,65
3	13,8	10,9	0,082	0,825	0,63	13,88	+j	11,10
4	10,2	4,4	0,059	0,474	0	10,26	+j	4,87
Послеаварийный режим
1	22	7,7	0,106	1,491	0,54	22,11	+j	8,65
2	37	18,6	0,164	2,771	0,58	37,16	+j	20,79
3	23	17,4	0,134	2,097	0,63	23,13	+j	18,87
4	17	9	0,098	1,333	0	17,10	+j	10,33

Производится приближенный расчет потокораспределения. Результаты расчетов сводятся в таблицу 13.3.

Для максимального и минимального режимов:

Для послеаварийного режима:

Таблица 13.3 - Расчет перетоков мощности

Участок

Sучi, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

01

38,04

+j

8,96

22,90

+j

5,42

-

-

-

12

11,92

+j

3,89

7,23

+j

1,67

19,592

+j

4,455

23

15,20

+j

1,25

9,08

+j

4,66

42,699

+j

10,580

04

13,06

+j

1,76

7,837

+j

0,964

26,120

+j

3,925

03

38,31

+j

7,38

22,926

+j

5,937

69,829

+j

19,844

Учитывая расчетные нагрузки и потокораспределение, схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.3.

Определение мощности в начале и конце участков.

Для максимального и минимального режимов:

Для послеаварийного режима:

а)

б)

Рисунок 13.2 - Упрощенная схема замещения сети:

а) для максимального и минимального режима;

б) для послеаварийного режима

Результаты расчетов сведены в таблицу 13.4

Таблица 13.4- Определение мощности в начале и конце участков сети

Уч-ок

S'уч, МВА

S"уч, МВА

Uном, кВ

Qcуч, Мвар

Rуч, Ом

Xуч, Ом

Максимальный режим

01

39,021

+j

11,519

38,311

+j

9,403

110

0,281

1,98

6,68

12

12,191

+j

4,328

11,943

+j

3,886

110

0,241

2,35

5,99

23

15,517

+j

1,822

15,202

+j

1,253

110

0,233

2,27

5,78

04

26,865

+j

3,829

26,120

+j

3,523

110

0,805

3,11

5,34

03

39,398

+j

8,884

38,624

+j

7,947

110

0,306

2,16

7,29

Минимальный режим

01

23,489

+j

6,475

23,062

+j

5,548

110

0,281

1,98

6,68

12

7,386

+j

1,831

7,228

+j

1,669

110

0,241

2,35

5,99

23

9,293

+j

4,967

9,082

+j

4,664

110

0,233

2,27

5,78

04

16,121

+j

2,039

15,674

+j

1,929

110

0,805

3,11

5,34

03

23,627

+j

6,587

23,156

+j

6,241

110

0,306

2,16

7,29

Послеаварийный режим

12

20,021

+j

5,308

19,592

+j

4,455

110

0,241

2,35

5,99

23

44,048

+j

13,545

43,128

+j

11,433

110

0,233

2,27

5,78

04

27,614

+j

4,541

26,120

+j

3,925

110

0,402

6,23

10,68

03

72,645

+j

26,174

71,178

+j

22,808

110

0,306

2,16

7,29

Определение напряжения в узлах сети. Результаты расчетов сведены в таблицу 13.5.

Для максимального и минимального режимов.

Для послеаварийного режима.

Таблица 13.5 - Определение напряжения в узлах сети

№ узла

Напряжение в узле Ui, кВ

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

0

121

115,5

121

1

120,549

115,255

119,527

2

119,686

114,725

117,683

3

120,622

115,069

114,729

4

119,725

114,707

120,349

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

№ пст	Pпстi, МВт	Qпстi, Мвар	Rтрi, Ом	Xтрi, Ом	Ui, кВ	ДUтрi, кВ	Uжелннпстi, кВ	Uтр ном нн, кВ	U_{тр ном вн}, кВ	n	U_{тротвствн}кВ	U_{тротвстнн}кВ
Максимальный режим
1	26,00	3,80	2,54	55,9	120,549	2,309	11,025	10,5	115	-1	112,95	10,992
2	23,00	5,08	2,54	55,9	119,7686	2,863	11,025	10,5	115	-2	110,91	11,060
3	27,00	3,77	2,54	55,9	120,622	2,315	11,025	10,5	115	-1	112,95	10,998
4	26,00	2,54	2,54	55,9	119,725	1,740	11,025	10,5	115	-1	112,95	10,968
Минимальный режим
1	15,6	3,04	2,54	55,9	115,255	1,82	10,5	10,5	115	-1	112,95	10,545
2	13,8	0,77	2,54	55,9	114,725	0,68	10,5	10,5	115	0	115,00	10,413
3	16,2	5,30	2,54	55,9	115,069	2,93	10,5	10,5	115	-1	112,95	10,424
4	15,6	1,53	2,54	55,9	114,707	1,09	10,5	10,5	115	-1	112,95	10,562
Послеаварийный режим
1	19,50	3,80	2,54	55,9	119,527	2,19	11,025	10,5	115	-2	110,91	11,109
2	23,00	5,08	2,54	55,9	117,683	2,91	11,025	10,5	115	-3	108,86	11,070
3	27,00	7,57	2,54	55,9	114,729	4,29	11,025	10,5	115	-5	104,77	11,069
4	26,00	2,54	2,54	55,9	120,349	1,73	11,025	10,5	115	-1	112,95	11,027

Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне приведено в таблице 14.2.

Таблица 14.2 - Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне

№ пст

Максимальный режим, кВ

Минимальный режим, кВ

Послеаварийный режим, кВ

U_{тротвстнн}

U_{желннпстi}

|U_{тротвстнн}-U_{желннпстi}|

U_{тротвстнн}

U_{желннпстi}

|U_{тротвстнн}-U_{желннпстi}|

U_{тротвстнн}

U_{желннпстi}

|U_{тротвстнн}-U_{желннпстi}|

1

10,992

11,025

0,032

10,545

10,5

0,045

11,109

11,025

0,084

2

11,060

11,025

0,037

10,413

10,5

0,087

11,070

11,025

0,045

3

10,998

11,025

0,027

10,424

10,5

0,076

11,069

11,025

0,044

4

10,968

11,025

0,057

10,562

10,5

0,062

11,027

11,025

0,002

; - для U=11кВ;

- для U=10кВ;- для U=6кВ;

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.

3. 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.

4. 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.

Размещено на Allbest.ru

курсовая работа "Проектирование районной электрической сети" скачать

Подобные документы

Проектирование районной электрической сети
Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор сечений проводов линий электропередачи, трансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях. Расчет установившихся (максимального, минимального и послеаварийного) режимов работы электросети.

курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.10.2014
Проектирование электрической сети
Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.

курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015
Проектирование районной электрической сети
Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.

курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012
Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ
Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.

курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015
Проект развития электрической сети
Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.

курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013
Расчет районной электрической сети
Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.

курсовая работа [316,7 K], добавлен 03.04.2014
Расчеты режимов электрических сетей
Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.

курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
Упрощенный порядок проектирования электрической сети района
Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.

курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки
Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.

курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
Проектирование районной электрической сети
Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.

контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012

Другие документы, подобные "Проектирование районной электрической сети"

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

Участок	кол-во цепей n, шт.	lуч, км	S_максуч МВА	ДQ_уч, Мвар	Q_i, Мвар	U_ном, кВ	x₀	ДQ_ЛЭП, Мвар	Q_нагр, Мвар	ДQ_тр, Мвар	Q_рез,Мвар	Q_с_У, Мвар	Q_сети, Мвар
Разомкнутая сеть
23	2	16	22,56	0,54	25,8	110	0,4	3,07	48	7,7	4,8	3,07	58,1
03	2	22	41,67	2,53	22,2	110	0,4
01	2	13	12,64	1,36	12,5	35	0,4	2,18	23,9	4,12	2,39	0	31,4
04	2	12	10,24	0,82	11,4	35	0,4
Сеть с замкнутым контуром
01	1	13	51,61	1,15	12,5	110	0,4	3,76	60,5	10,23	6,05	3,76	73,76
03	1	22	51,53	1,93	22,2	110	0,4
12	1	20	27,93	0,52	25,8	110	0,4
23	1	16	17,2	0,16	25,8	110	0,4
04	2	12	10,24	0,82	11,4	35	0,4	0,82	11,4	1,85	1,14	0	14,64

№ пст	Qкуi, Мвар	Тип БК	Qбк, Мвар	Кол-во БК	Qку, Мвар	U_ном,кВ			Pi, Мвт
1	-0,638	-	-	-	-	-	0,627	0,567	22
2	2,886	КС-1,05-60	2,4	1	2,4	6	0,627	0,698	37
3	7,912	КСГ-1,05-125	4,9	2	9,8	6	0,627	0,964	23
4	1,292	КС-1,05-60	2,4	1	2,4	6	0,598	0,672	17

№ пст	Pмаксрi, МВт	Qнескпсi, Мвар	Qку, Мвар	Sмаксрi, МВА	\|S_максрi\|, МВА	Sпаврi, МВА	\|Sпаврi\|, МВА
1	22	12,5	-	22	+j	12,5	25,3	19,50	+j	2,85	19,71
2	37	25,8	2,4	37	+j	23,4	43,8	23,00	+j	5,08	23,56
3	23	22,2	9,8	23	+j	12,4	26,1	27,00	+j	3,77	27,26
4	17	11,4	2,4	17	+j	9,0	19,2	26,00	+j	6,34	26,76

Участок	lуч, км	Р_максрi, МВт	Q_максрi, Мвар	\|S_максрi\|, МВА	Р_паврi, МВт при выходе из строя уч-ка	Q_паврi, Мвар при выходе из строя уч-ка	\|S_паврimax\|, МВА
					01	03	01	03
Сеть с замкнутым контуром
01	13	44,9	26,36	52,07	-	82	-	48,27	-
03	22	37,1	21,72	42,99	82	-	48,27	-	95,15
12	20	22,9	13,89	26,78	22	60	12,47	35,8	25,29
23	16	14,1	9,51	17,01	59	23	35,87	12,4	69,05
04	12	8,5	4,5	9,62	17	17	9,0	9,0	19,24
Разомкнутая сеть
23	16	18,5	11,7	21,89	37	23,4	43,78
03	22	30	17,9	34,93	60	35,8	69,87
01	13	11	6,24	12,65	22	12,47	25,29
04	12	8,5	4,5	9,62	17	9	19,24

Уч-ок	S'уч, МВА	S"уч, МВА	Uном, кВ	Qcуч, Мвар	Rуч, Ом	Xуч, Ом
Максимальный режим
01	39,021	+j	11,519	38,311	+j	9,403	110	0,281	1,98	6,68
12	12,191	+j	4,328	11,943	+j	3,886	110	0,241	2,35	5,99
23	15,517	+j	1,822	15,202	+j	1,253	110	0,233	2,27	5,78
04	26,865	+j	3,829	26,120	+j	3,523	110	0,805	3,11	5,34
03	39,398	+j	8,884	38,624	+j	7,947	110	0,306	2,16	7,29
Минимальный режим
01	23,489	+j	6,475	23,062	+j	5,548	110	0,281	1,98	6,68
12	7,386	+j	1,831	7,228	+j	1,669	110	0,241	2,35	5,99
23	9,293	+j	4,967	9,082	+j	4,664	110	0,233	2,27	5,78
04	16,121	+j	2,039	15,674	+j	1,929	110	0,805	3,11	5,34
03	23,627	+j	6,587	23,156	+j	6,241	110	0,306	2,16	7,29
Послеаварийный режим
12	20,021	+j	5,308	19,592	+j	4,455	110	0,241	2,35	5,99
23	44,048	+j	13,545	43,128	+j	11,433	110	0,233	2,27	5,78
04	27,614	+j	4,541	26,120	+j	3,925	110	0,402	6,23	10,68
03	72,645	+j	26,174	71,178	+j	22,808	110	0,306	2,16	7,29

№ узла	Напряжение в узле Ui, кВ
	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
0	121	115,5	121
1	120,549	115,255	119,527
2	119,686	114,725	117,683
3	120,622	115,069	114,729
4	119,725	114,707	120,349

№ пст	Максимальный режим, кВ	Минимальный режим, кВ	Послеаварийный режим, кВ
	U_{тротвстнн}	U_{желннпстi}	\|U_{тротвстнн}-U_{желннпстi}\|	U_{тротвстнн}	U_{желннпстi}	\|U_{тротвстнн}-U_{желннпстi}\|	U_{тротвстнн}	U_{желннпстi}	\|U_{тротвстнн}-U_{желннпстi}\|
1	10,992	11,025	0,032	10,545	10,5	0,045	11,109	11,025	0,084
2	11,060	11,025	0,037	10,413	10,5	0,087	11,070	11,025	0,045
3	10,998	11,025	0,027	10,424	10,5	0,076	11,069	11,025	0,044
4	10,968	11,025	0,057	10,562	10,5	0,062	11,027	11,025	0,002

Проектирование районной электрической сети

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

1. Задание и исходные данные для проектирования

В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Рi=Рмаксi.

Расстояния между точками:

l01=13км; l02=24 км; l03=22 км; l04=12 км; l12=20 км; l13=28 км; l14=25 км; l23=16 км; l24=29 км; l34=20 км.

Рисунок 1.1 - Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии

Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии

Рмаксрi,

Qмаксрi

¦Sмаксрi¦

Рпаврi,

Qпаврi

¦Sпаврi¦

Тмi,

Uннi,

(1.1)

Определение электрической нагрузки на подстанциях в послеаварийном режиме

(1.2)

2. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов

Производится предварительный анализ и выбор вариантов разомкнутой и замкнутой схемы исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 -Характеристика вариантов разомкнутой и замкнутой схем

Кол-во выключателей

Pi

нагрузки,

Момент мощности

Делаем вывод о выборе варианта схемы.

Из рассмотренных схем наилучшим вариантом исполнения сети является: в разомкнутой сети - схема в), для замкнутой - схема г).

3. Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети

Схемы электрической сети для различных режимов работы приведены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема разомкнутой сети для:

а) максимального; б) послеаварийного режимов работы.

Схема замкнутой сети для:

в) максимального; г) послеаварийного режимов работы.

Для разомкнутой сети:

Для сети с замкнутым контуром:

Точка 2 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей. В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 01.

Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения в электрической сети

Кол-во цепей

Рмаксрi,

Qмаксрi,

¦Sмаксрi¦,

Рпаврi,

Qпаврi,

¦Sпаврi¦,

4. Выбор номинальных напряжений электрической сети

Номинальное напряжение Uном вычисляется по формуле Илларионова:

,

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.

Таблица 4.2 - Проверка напряжения для электрической сети

Окончательное

Проверка напряжения производится в соответствии со следующим критериям:

- для максимального режима Uмакср15%Uном;

- для послеаварийного режима Uпавр20%Uном.

Окончательно принимается номинальное напряжение дляUном=110 кВ.

-разомкнутой сети: участки 01, 04 -35 кВ; участки 03, 23 -110 кВ;

-сети с замкнутым контуром: участок 04 -35 кВ; участки 01, 03, 12, 23 -110 кВ.

5. Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети

5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети

Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению [4]:

Считается, что установленная мощность генераторов источника питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети: .

Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению:

Баланс для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети Uном=35 кВ:

РнагрУ= Р1+Р4= 22+17= 39 МВт; Рсети= 1,13•39= 44,07 МВт;

Рип= Рсети= 44,07 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 44,07•0,698= 30,76 МВт.

Баланс для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети Uном=110 кВ:

РнагрУ= Р2+Р3= 37+23= 60 МВт; Рсети= 1,13•60= 67,8 МВт;

Рип= Рсети= 67,8 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 67,8•0,698= 47,32Мвар.

Баланс для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром Uном=35 кВ:

РнагрУ= Р4= 17 МВт; Рсети= 1,13•17= 19,21 МВт;

Рип= Рсети= 19,21 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 19,21•0,698= 13,41 Мвар.

Баланс для кольцевого участка 01230 сети с замкнутым контуром Uном=110 кВ:

РнагрУ= Р1+Р2+Р3= 22+37+23= 82 МВт; Рсети= 1,13•82= 92,66 МВт;

Рип= Рсети= 92,66 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 92,66•0,698= 64,68 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

В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Р_i=Р_максi.

l₀₁=13км; l₀₂=24 км; l₀₃=22 км; l₀₄=12 км; l₁₂=20 км; l₁₃=28 км; l₁₄=25 км; l₂₃=16 км; l₂₄=29 км; l₃₄=20 км.

Р_максрi,

Q_максрi

¦S_максрi¦

Р_паврi,

Q_паврi

¦S_паврi¦

Т_мi,

U_ннi,

P_i

Р_максрi,

Q_максрi,

¦S_максрi¦,

Р_паврi,

Q_паврi,

¦S_паврi¦,

Номинальное напряжение U_ном вычисляется по формуле Илларионова:

- для максимального режима U_макср15%U_ном;

- для послеаварийного режима U_павр20%U_ном.

Окончательно принимается номинальное напряжение дляU_ном=110 кВ.

Считается, что установленная мощность генераторов источника питания P_ип достаточна для покрытия потребностей сети: .

Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Q_ип, определяется по выражению:

Баланс для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети U_ном=35 кВ:

Р_нагр_У= Р₁+Р₄= 22+17= 39 МВт; Р_сети= 1,13•39= 44,07 МВт;

Р_ип= Р_сети= 44,07 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 44,07•0,698= 30,76 МВт.

Баланс для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети U_ном=110 кВ:

Р_нагр_У= Р₂+Р₃= 37+23= 60 МВт; Р_сети= 1,13•60= 67,8 МВт;

Р_ип= Р_сети= 67,8 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 67,8•0,698= 47,32Мвар.

Баланс для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром U_ном=35 кВ:

Р_нагр_У= Р₄= 17 МВт; Р_сети= 1,13•17= 19,21 МВт;

Р_ип= Р_сети= 19,21 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 19,21•0,698= 13,41 Мвар.

Баланс для кольцевого участка 01230 сети с замкнутым контуром U_ном=110 кВ:

Р_нагр_У= Р₁+Р₂+Р₃= 22+37+23= 82 МВт; Р_сети= 1,13•82= 92,66 МВт;

Р_ип= Р_сети= 92,66 МВт; Q_ип= Р_ип•tg?_ип= 92,66•0,698= 64,68 Мвар.

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 31,4-30,76= 0,64 Мвар.

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 58,1-47,32= 10,78 Мвар.

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 14,64-13,41= 1,23 Мвар.

Q_ку= Q_сети- Q_ип= 73,76-64,68= 9,08 Мвар.

Q_паврi, Мвар