Размещено на http://www.allbest.ru/

Передача и распределение электроэнергии

Содержание

Введение

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика источника питания

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

2.2 Составление баланса реактивной мощности

3. Конфигурация ,номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

3.2 Предварительный выбор напряжения

3.3 Выбор сечений проводов

3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

4. Расчёты основных режимов работы сети

4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров

4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

4.3 Расчет и анализ послеаварийного режима

Заключение

Список литературы

Введение

В данной курсовой работе произведен расчет районной электрической сети. В районе содержится 5 пунктов с потребителями I, II, III категорий, источником питания которых является мощная узловая подстанция. По географическому расположению пунктов и графикам электрических нагрузок этих пунктов необходимо выбрать и охарактеризовать электрифицируемый район, источник питания и потребителей. Также в ходе работы определяется потребная району мощность и составляется баланс активной и реактивной мощности. Далее разрабатываются различные конфигурации сети. Для двух наиболее рациональных вариантов определяются: номинальное напряжение линий схема электрических соединений и параметры основного оборудования. Затем для каждого варианта производится технико-экономический расчет, в результате, которого выбирается наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта производится расчет параметров основных режимов.

электрический сеть мощность нагрузка

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

По исходным данным в качестве источника питания задана ПС. Сеть будем проектировать в центральном регионе России, а именно, в Восточной части Смоленской области. Данному региону соответствует III район по гололёду и II по ветру. Смоленская область находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +32°С, минимальная -36°С. Из полезных ископаемых на территории области находится только бурый уголь. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.

1.2 Характеристика потребителей

Районная электрическая сеть состоит из пяти пунктов потребителей электроэнергии:

в пункте 1 содержится 20% потребителей - I категории, 20% - II категории, 60% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 12 часов и составляет 20 МВт;

в пункте 2 содержится 15% потребителей - I категории, 15% - II категории, 70% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,89. Пик нагрузки приходится на период времени с 12 до 16 часов и составляет 18 МВт;

в пункте 3 содержится 25% потребителей - I категории, 25% - II категории, 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 8; с 16 до 20 часов и составляет 24 МВт;

в пункте 4 содержится 20% потребителей - I категории, 30% - II категории,50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,89. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 12 часов и составляет 16 МВт;

в пункте 5 содержится 10% потребителей - I категории, 20% - II категории, 70% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,88. Пик нагрузки приходится на период времени с 12 до 20 часов и составляет 12 МВт;

К потребителям I категории относятся электроприёмники (больницы), нарушение снабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству. Питание должно осуществляться без перебоев и не менее двух источников питания, и перерыв в электроснабжении которых может быть допущен на время автоматического ввода резервного питания.

К потребителям II категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов (промышленные предприятия, заводы по производству молочной продукции, хлебозавод). Эти электроприемники рекомендуется обеспечить электроэнергией от двух независимых источников. Перерыв в электроснабжении допустим на время включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой.

К потребителям III категории относятся остальные электроприемники (частный сектор), отключение которых может осуществляться на срок не более 24 часов.

1.3 Характеристика источника питания

Источником питания нашей районной сети является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ. Большинство узловых подстанций присоединены к сети по двум линиям. Анализ схем построения электрической сети показывает, что к узловым подстанциям целесообразно подключать до четырех ВЛ.

При проектировании подстанций и сетей необходимо учесть следующие требования:

--передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком нагрузки;

-- надежная работа потребителей и энергосистемы в целом;

--сокращение капитальных затрат на сооружение подстанций;-- снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации подстанций

Напряжение на шинах источника питания:

при наибольших нагрузках- 105 %

при наименьших нагрузках- 101 %

при тяжелых авариях в питающей сети- 105%

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют 5 % от суммарной максимальной зимней нагрузки.

Построим графики нагрузок в именованных единицах для каждого пункта:

Найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта:



Рис

Таблица №2.1Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы.

t, час	0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24
Р1, МВт	8	12	20	16	12	8
Р2, МВт	6	9	15	18	15	6
Р3, МВт	9,6	14,4	19,2	19,2	24	9,6
Р4, МВт	6,4	9,6	16	12,8	9,6	6,4
Р5, МВт	4	4	8	12	12	4
Рсум, МВт	34	49	78,2	78	72,6	34

Так как для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней, следовательно, получим:

Таблица №2.2 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета.

t, час	0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24
Р1, МВт	4	6	10	8	6	4
Р2, МВт	3	4,5	7,5	9	7,5	3
Р3, МВт	4,8	7,2	9,6	9,6	12	4,8
Р4, МВт	3,2	4,8	8	6,4	4,8	3,2
Р5, МВт	2	2	4	6	6	2
Рсум, МВт	17	24,5	39,1	39	36,3	17

Тогда получим:



Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа дней:

ПУНКТ №1.

Аналогично находим для остальных пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 2.3

Таблица №2.3 Годовое потребление электроэнергии.

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5
Wзим, МВт	304	276	384	243,2	176
Wлет, МВт	152	138	192	121,6	88
Wгод, МВт	85880	77970	108480	68704	49720

2.2 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторе, за вычетом зарядной мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторе, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность протекает в период с 8 до 12 часов:

Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта:

Таблица №2.4Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы

t, час	0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24
Q1, Мвар	3,84	5,76	9,6	7,68	5,76	3,84
Q2, Мвар	3,06	4,59	7,65	9,18	7,65	3,06
Q3, Мвар	4,61	6,91	9,22	9,22	11,52	4,61
Q4, Мвар	3,26	4,9	8,16	6,53	4,9	3,26
Q5, Мвар	2,16	2,16	4,32	6,48	6,48	2,16
Qсум, Мвар	16,93	24,32	38,95	39,09	36,31	16,93

Так как для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней следовательно получим:

Таблица №2.5Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета.

t, час	0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24
Q1, Мвар	1,92	2,88	4,8	3,84	2,88	1,92
Q2, Мвар	1,53	2,295	3,825	4,59	3,825	1,53
Q3, Мвар	2,3	3,46	4,61	4,61	5,76	2,3
Q4, Мвар	1,63	2,45	4,08	3,26	2,45	1,63
Q5, Мвар	1,08	1,08	2,16	3,24	3,24	1,08
Qсум, Мвар	8,46	12,17	19,48	19,54	18,16	8,46

Тогда получим:

На всех пунктах устанавливаем компенсирующее устройство БСК.

Составим таблицу значений для расчёта желаемой реактивной мощности к.у.:

Таблица №2.6Расчётные значения для расчёта к.у.

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5
	0,48	0,51	0,48	0,51	0,54
	20	18	24	16	12

Расчет значений расчетной реактивной мощности компенсирующего устройства для каждого пункта сведем в таблицу 2.7.

Таблица №2.7Значения расчетной реактивной мощности компенсирующего устройства

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5
Qкурасч,Мвар	1,6	1,98	1,92	1,76	1,68

Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.

Расчет сведем в таблицу 2.8

Таблица №2.8Расчет значений Q, cos.

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5
,Мвар	1,6	1,98	1,92	1,76	1,68
Тип КУ,Мвар	4?УК-10,5-0,45	2?УК-10,5-0,6 2?УК-10,5-0,45	2?УК-10,5-0,9 2?УК-10,5-0,075	4?УК-10,5-0,45	4?УК-10,5-0,45
Qку, Мвар	1,8	2,1	1,95	1,8	1,8
	0,2	0,12	0,03	0,04	0,12
Q, МВАр	9,6	9,18	11,52	8,16	6,48
Q`, МВАр	7,8	7,08	9,57	6,36	4,68
сos(?`)	0,93	0,93	0,929	0,93	0,93

В данной главе была определена потребная мощность сети, годовое потребление энергии для каждого пункта; составлен баланс реактивной мощности. выбраны тип и мощность батарей конденсаторов для каждого пункта и рассчитан новый коэффициент мощности с учетом компенсации.

3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

Составим несколько вариантов исполнения схем сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач (с учётом 10% надбавки из-за непрямолинейности ВЛЭП), напряжение.

Схема должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплутационные показатели в условиях, оговорённых в нормативных документах.

Схема сети должна быть достаточно гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающим в результате небольших изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях отдельных элементов сети.

Схема сети должна строится с максимальным охватом территории для комплексного электроснабжения всех расположенных здесь потребителей вне зависимости от их ведомственной принадлежности.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов КЗ.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды, что при выборе схемы выражается в уменьшении площади отчуждаемой для электросетевого строительства земли путём применения двуцепных ВЛ, следующего класса напряжений, более простых схем подстанций.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций. Применение экономически обоснованного минимума таких элементов позволяет существенно снизить затраты на реализацию схемы.

Исходя из этих требований, составим пять вариантов схем:

Из вариантов схем сети выберем вариант №1 (так как надежность этого варианта самая высока, передаваемые мощности равномерно распределены, схемы подстанций проще), и вариант №2, (так как суммарная длина всех линий наименьшая, надежность достаточно высокая).

3.2 Предварительный выбор напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий.

Произведем выбор напряжения линий для варианта схемы сети №1

Схема №1.

Линия ВЛ_ИП-1

Мощность, передаваемая по ВЛ_ИП-1:

P_ИП-1= P_{? нг}

Максимальная мощность, передаваемая по ВЛ_ИП-4:

P_ИП-1= P_{? нг max} = 36 МВт

Расчёт напряжения остальных линий сведём в таблицу.

Таблица №3.1Предварительный выбор напряжения для Схемы №1

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	Uрасч, кВ	Uном, кВ
ИП-1	44	P1	8	12	20	16	12	8	81,6	110
		P4	6,4	9,6	16	12,8	9,6	6,4
		P?	14,4	21,6	36	28,8	21,6	14,4
3-2	44	P2	6	9	15	18	15	6	58,8	110
		P?	6	9	15	18	15	6
ИП-3	44	Р2	6	9	15	18	15	6	84,7	110
		Р3	9,6	14,4	19,2	19,2	24	9,6
		P?	15,6	23,4	34,2	37,2	39	15,6
1-4	36,96	P4	6,4	9,6	16	12,8	9,6	6,4	55,4	110
		P?	6,4	9,6	16	12,8	9,6	6,4
ИП-5	44	P5	4	4	8	12	12	4	48,3	35
		P?	4	4	8	12	12	4

Схема №2

Линия ВЛ_ИП-1

Мощность, передаваемая по ВЛ_ИП-1:

P_ИП-1= P_{? нг}

Максимальная мощность, передаваемая по ВЛ_ИП-4:

P_ИП-1= P_{? нг max} = 48 МВт

Расчёт напряжения остальных линий сведём в таблицу.

Таблица №3.2Предварительный выбор напряжения для Схемы №2

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	Uрасч, кВ	Uном, кВ
ИП-1	44	P1	8	12	20	16	12	8	95,6	110
		P2	6	9	15	18	15	6
		P4	6,4	9,6	16	12,8	9,6	6,4
		P?	20,4	30,6	51	46,8	36,6	20,4
1-2	44	P2	6	9	15	18	15	6	58,8	110
		P?	6	9	15	18	15	6
ИП-3	44	P3	9,6	14,4	19,2	19,2	24	9,6	67,6	110
		P?	9,6	14,4	19,2	19,2	24	9,6
1-4	36,96	P4	6,4	9,6	16	12,8	9,6	6,4	55,4	110
		P?	6,4	9,6	16	12,8	9,6	6,4
ИП-5	44	P5	4	4	8	12	12	4	48,3	35
		P?	4	4	8	12	12	4

3.3 Выбор сечений проводов ВЛ

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кв включительно, выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока j_эк.Оно зависит от числа часов использования наибольшей нагрузки Т_max

Таблица

Тmax , ч\год	До 3000	3000-5000	Больше 5000
jэк,А\мм2	1,0	0,9	0,8

Таблица

F,мм2	70	95	120	150	185
Iдоп,А	265	330	390	450	510

Выберем сечение линии W1 для Схемы №1

Т_max= ч

Принимаем F=120 мм² I_доп=390 А

Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям:

II.По короне

Линия 35 кв по короне не проверяется, так как маленькие потери. Минимально допустимый провод по условиям короны ВЛ 110 кв- АС-70/11.

В данном случае провод АС 120/19-условие выполняется

III.По механической прочности

Конструктивное выполнение ВЛ с сечением 120 мм² и выше- подвеска двух цепей на одной опоре, если 70 мм² и 95 мм²-подвеска каждой цепи на одной опоре.

Для провода АС-120/19 подвеска двух цепей на одной опоре

Таким же образом произведем выбор сечений проводов для остальных линий данного варианта. Результаты выбора сведем в таблицу № 3.3.

Таблица №3.3Выбор сечений проводов для варианта №1(схема №1).

ВЛ	W1	W2	W3	W4	W5
Tmax,ч	4294	4332	4439	4924	4143
S, МВА	38,7	19,35	45,18	17,2	12,9
Uном ,кВ	110	110	110	110	35
Iраб, А	101,7	50,8	118,7	45,2	106,5
Fэк,мм2	113	56,4	131,9	50,2	118,3
Марка, F, мм	АС - 120/19	АС - 70/11	АС - 185/29	АС - 70/11	АС - 120/19
Проверка по нагреву
Iдоп, А	390	265	510	265	390
Iраб.мах=2 Iраб, А	203,4	101,6	237,4	90,4	236,7
	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит
Проверка по короне
Fмин мм	АС - 70/11	АС - 70/11	АС - 70/11	АС - 70/11	АС - 70/11
F,мм	АС - 120/19		АС - 185/29		АС - 120/19
	Проходит	Не проверяется	Проходит	Не проверяется	Проходит
Проверка по механической прочности
Марка, F, мм	АС - 120/19	АС - 70/11	АС - 185/29	АС - 70/11	АС - 120/19
Конструктивное выполнение	Подвеска 2 цепей на одной опоре	Подвеска 2 цепей на разных опорах	Подвеска 2 цепей на одной опоре	Подвеска 2 цепей на разных опорах	Подвеска 2 цепей на одной опоре

ВАРИАНТ №2 (схема №2).

Аналогично произведем выбор сечений проводов для варианта №2 Результаты выбора сведем в таблицу № 3.4

Таблица №3.4Выбор сечений проводов для варианта №2(схема №2).

ВЛ	W1	W2	W3	W4	W5
Tmax,ч	4307	4332	4520	4294	4143
S, МВА	58,05	19,35	25,8	17,2	12,9
Uном ,кВ	110	110	110	110	35
Iраб, А	152,5	50,8	67,8	45,2	106,5
Fэк,мм2	169,4	56,4	75,3	50,2	118,3
Марка, F, мм	АС - 185/29	АС - 70/11	АС - 95/16	АС - 70/11	АС - 120/19
Проверка по нагреву
Iдоп, А	510	265	330	265	390
Iраб.мах=2 Iраб, А	305	101,6	135,6	90,4	236,7
	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит
Проверка по короне
Fмин мм	АС - 70/11	АС - 70/11	АС - 70/11	АС - 70/11	АС - 70/11
F,мм	АС - 185/29		АС - 95/16		АС - 120/19
	Проходит	Не проверяется	Проходит	Не проверяется	Проходит
Проверка по механической прочности
Марка, F, мм	АС - 185/29	АС - 70/11	АС - 95/16	АС - 70/11	АС - 120/19
Конструктивное выполнение	Подвеска 2 цепей на одной опоре	Подвеска 2 цепей на разных опорах	Подвеска 2 цепей на разных опорах	Подвеска 2 цепей на разных опорах	Подвеска 2 цепей на одной опоре

3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность трансформатора необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течении 5 суток длительностью не более 6 часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей.

Вариант №1

Пункт №1.

Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор:

Выберем трёхфазный двухобмоточный трансформатор 110 кВ с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой). Сначала на нагрузочную способность проверим трансформатор ТДН-16000/110.

Рис. 3.6. График нагрузки пункта №1.

Найдем эквивалентную начальную нагрузку за период, предшествующий периоду перегрузки:

Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки

Выбор трансформаторов остальных пунктов аналогичен, данные сведем в таблицу.



Рис. 3.7. График нагрузки пункта №2. Рис. 3.8. График нагрузки пункта №3.

Рис

Рис. 3.9. График нагрузки пункта №4. Рис. 3.10. График нагрузки пункта №5.

Таблица №3.6Выбор трансформаторов для варианта №1.

Пункт	Трансформатор	Sмакс	h	К1	К2'	К2	К2ДОП
1	ТДН-16000/110	21,5	8,27	0.69	1.22	1.22	1.5
2	ТДН-10000/110	16,1	8,1	0.63	1.46	1.46	1,6
3	ТДН-16000/110	25,8	11,2	0.77	1.4	1.45	1,5
4	ТДН-16000/110	17,2	11,6	0.69	1.32	1.55	1,6
5	ТМН-6300/35	10,8	9,88	0,5	0.88	0.97	1,5

Вариант №2

Трансформаторы в пунктах 1,2, 3, 4, 5 такие же, как и в варианте №1.

Рис. 3.7. График нагрузки пункта №1.

Таблица №3.7Выбор трансформаторов для варианта №2.

Пункт	Трансформатор	Sмакс	h	К1	К2'	К2	К2ДОП
1	ТДН-16000/110	21,5	8,27	0.69	1.22	1.22	1.5
2	ТДН-10000/110	16.1	8,1	0.63	1.46	1.46	1,6
3	ТДН-16000/110	25.8	11,2	0.77	1.4	1.45	1,5
4	ТДН-16000/110	17.2	11,6	0.69	1.32	1.55	1,6
5	ТМН-6300/35	10.8	9,88	0,5	0,88	0.97	1,5

3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. В практике проектирования электрических сетей и энергосистем для выбора предпочтительного варианта развития сети в качестве основного критерия используется условие минимума приведенных затрат

З=Е_н•К_?+И_?+З_пот? [тыс.руб],где

Е_н-нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений

Е_н=0,12(величина,обратная сроку окупаемости);

К_?-суммарные капиталовложения на сооружение линий и подстанций

К_?= К_ВЛ?+ К_ПС?;

И_?- суммарные издержки на обслуживание и ремонт подстанций

И_?= И_ВЛ?+ И_ПС?;

З_пот?-стоимость потерь электроэнергии в сети

З_пот?=?Э_год?•Ц,где ?Э_год?-суммарные годовые потери в ВЛ и ТР ?Э_год?= ?Э_годВЛ?+ ?Э_годТР?

Ц-тариф,равный 6,4 коп за кВт•час

Расчет капиталовложений на сооружение ВЛ

1) Расчет базисной стоимости ВЛ

К_баз=К₀•L,где К₀-удельная стоимость сооружения ВЛ, L-длина линии в км

К_баз=2 К_баз,если каждая цепь на своей опоре.Все опоры берем железобетонные.(табл.7.4[1])

2)Расчет затрат на вырубку и подготовку просеки и подготовки лежневых дорог(табл.7.8[1])-К_{просеки.}Следует учесть что 10% трассы прохолит в лесу.

3)Расчет стоимости затрат на благоустройство,временные здания и сооружения,проектно-изыскательские работы и авторский надзор, прочие работыи затраты.

К_проч=12,5%( К_баз+ К_{просеки})

4)Расчет стоимость постоянного отвода земли под опоры(табл.7.3[1] и 7.7[1]) К_{отв.земли}

Расчет капиталовложений на сооружение ПС

1) Расчет стоимости ТР(табл.7.20[1])

К_т

2)ОРУ ВН и СН(табл.7.18[1] и 7.19[1])

К_{ОРУ ВН} и К_{ОРУ СН}

Для схемы 35-9 и 110-9 берется стоимость элегазовых выключателей и умножается на их количество,например 7 выключателей по 600 тыс.руб.

3)Расчет постоянной части затрат(7.30[1])-К_п.ч.(меньшее число-для двухобмоточных трансформаторов)

4)Расчет стоимость постоянного отвода земли (табл.7.3[1] и 7.7[1]) К_{отв.земли}

5)Суммирование всех 4 пунктов

Таблица №3.11. Расчет для Схемы №1. Расчет стоимости линий

Линия W1(ИП-1)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	1150•44	50600
Кпросеки	95•4,4	418
Итого		51018
С учетом Кпроч	51018•1,125	57395,3
Котв.земли	40•20•44•10-3	35,2
Квл		57430,5

Таблица

Линия W2(3-2)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	2•850•44	74800
Кпросеки	2•95•4,4	836
Итого		75636
С учетом Кпроч	75636•1,125	85090,5
Котв.земли	2•40•20•44•10-3	70,4
Квл		85160,9

Таблица

Линия W3(ИП-3)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	1650•44	72600
Кпросеки	95•4,4	418
Итого		73018
С учетом Кпроч	73018•1,125	82145,3
Котв.земли	40•20•44•10-3	35,2
Квл		82180,5

Таблица

Линия W4(1-4)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	2•850•36,96	62832
Кпросеки	2•95•3,696	702,2
Итого		63534,2
С учетом Кпроч	63534,2•1,125	71475,9
Котв.земли	2•40•20•36,96•10-3	59,2
Квл		71535,2

Таблица

Линия W5(ИП-5)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	1180•44	51920
Кпросеки	95•4,4	418
Итого		52338
С учетом Кпроч	52338•1,125	58880,3
Котв.земли	35•20•44•10-3	30,8
Квл		58911,1

К_ВЛ?=57430,5+85160,9+82180,5+71535,2+58911,1=355218,2

Расчет стоимости подстанций

Таблица

ОРУ ВН 110-4Н(2 ТР по 16 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•4300	8600
КОРУ	-	15200
Кп.ч.	-	9000
Котв.земли	10•20	200
Кпс	2•40•20•36,96•10-3	33000

Таблица

ОРУ ВН 110-4Н(2 ТР по 10 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•3700	7400
КОРУ	-	15200
Кп.ч.	-	9000
Котв.земли	10•20	200
Кпс		31800

Таблица

ОРУ ВН 110-4Н(2 ТР по 16 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•4300	8600
КОРУ	-	15200
Кп.ч.	-	9000
Котв.земли	10•20	200
Кпс		33000

Таблица

ОРУ ВН 110-4Н(2 ТР по 16 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•4300	8600
КОРУ	-	15200
Кп.ч.	-	9000
Котв.земли	10•20	200
Кпс		33000

Таблица

ОРУ ВН 35-4Н(2 ТР по 6,3 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•2375	4750
КОРУ	2•600	1200
Кп.ч.	-	5000
Котв.земли	2,5•20	50
Кпс		11000

К_ПС?=33000+31800+33000+33000+11000=141800

Издержки:

И_{РЕМ ВЛ}=0,008•330508,2=2644,07

И_{РЕМ ПС}=0,059•141800=8366,2

Определим годовые потери электроэнергии в линиях и в трансформаторах:

,N=2

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

n_здн=200

n_лдн=165

К_сез=0,5

?Э_год?= ?Э_годВЛ?+ ?Э_годТР?

?Э_годВЛ?= ?Э_годW1+ ?Э_годW2+ ?Э_годW3+ ?Э_годW4+ ?Э_годW5

Рассчитаем первую линию,остальные считаем аналогично и заносим данные в таблицу.

?Э_годW1= ?Э `_годW1

?Э `<sub>годW1</sub>= ?Э`^сут _W1зим?n_здн+?Э`^cут _W1лет?n_лдн

R_W1=Ом

?Э`^cут_W1зим= МВт•ч

?Э`<sup>cут</sup> <sub>W1лет</sub>= ?Э`^сут _W1зим•К²_сез=7,13•0,25=1,78 МВт•ч

?Э `_годW1=7,13•200+1,78•165=1719,7 МВт•ч

Аналогично для других линий

Таблица. Занесем данные в таблицу

Линия	W1	W2	W3	W4	W5
R,Ом	5,37	9,28	5,37	7,8	5,37
?Э`cутзим,МВт•ч	7,13	4,79	8,14	4,58	12,2
?Э`cут лет,МВт•ч	1,78	1,2	2,04	1,15	3,05
?Э `год,МВт•ч	1719,7	1156	1964,6	1105,8	2943,3

?Э_годВЛ?=1719,7+1156+1964,6+1105,8+2943,3=8889,4 МВт•ч

Потери в трансформаторах

?Э_годТР?= ?Э_годТР1+ ?Э_годТР2+ ?Э_годТР3+ ?Э_годТР4+ ?Э_годТР5

Произведем расчет для первого трансформатора,остальные считаем аналогично и также заносим в таблицу

?Э_годТР1= ?Э `_годТР1+ ?Э ^“_годТР1

?Э ^“_годТР1=2?P_хх•Т_вкл=2•0,019•8760=332,8 МВт•ч

?Э `<sub>годТР1</sub>= ?Э`^сут _ТР1зим?n_здн+?Э`^cут _ТР1лет?n_лдн

?Э`^cут_ТР1зим= МВт•ч

?Э`<sup>cут</sup> <sub>W1лет</sub>= ?Э`^сут _ТР1зим•К²_сез=0,821•0,25=0,205 МВт•ч

?Э `_годW1=0,821•200+0,205•165=198,03 МВт•ч

?Э_годТР1=332,8+198,03=530,83 МВт•ч

Таблица

Трансформатор	1	2	3	4	5
R,Ом	4,38	7,95	4,38	4,38	1,4
?Э`cутзим,МВт•ч	0,821	0,7	1,31	0,525	0,15
?Э`cут лет,МВт•ч	0,205	0,175	0,33	0,131	0,0375
?Э `год,МВт•ч	198,03	168,88	316,45	126,62	36,19
?Э “год, МВт•ч	332,8	245,2	332,8	332,8	161,18
?Э год,МВт•ч	530,83	414,08	649,25	459,42	197,37

?Э_годТР?=530,83+414,08+649,25+459,42+197,37=2250,95 МВт•ч

?Э_год?=8889,4+2250,95=11140,35 МВт•ч

З_пот?=?Э_год?•Ц=11140,35•0,064=712,98

И_?= И_{РЕМ ВЛ}+ И_{РЕМ ПС}=2644,07+8366,2=11010,3

К_?= К_ВЛ?+ К_ПС?=472308,2

З=0,12•472308,2+11010,3+712,98=68400,3

Расчет для Схемы №2

Таблица №3.12. Расчет для Схемы №2

Линия W1(ИП-1)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	1650•44	72600
Кпросеки	95•4,4	418
Итого		73018
С учетом Кпроч	73018•1,125	82145,3
Котв.земли	40•20•44•10-3	35,2
Квл		82180,5

Таблица

Линия W2(1-2)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	2•850•44	74800
Кпросеки	2•95•4,4	836
Итого		75636
С учетом Кпроч	75636•1,125	85090,5
Котв.земли	2•40•20•44•10-3	70,4
Квл		85160,9

Таблица

Линия W3(ИП-3)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	2•850•44	74800
Кпросеки	2•95•4,4	836
Итого		75636
С учетом Кпроч	75636•1,125	85090,5
Котв.земли	2•40•20•44•10-3	70,4
Квл		85160,9

Таблица

Линия W4(1-4)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	2•850•36,96	62832
Кпросеки	2•95•3,696	702,2
Итого		63534,2
С учетом Кпроч	63534,2•1,125	71475,9
Котв.земли	2•40•20•36,96•10-3	59,2
Квл		71535,2

Таблица

Линия W5(ИП-5)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кбаз=К0•L	1180•44	51920
Кпросеки	95•4,4	418
Итого		52338
С учетом Кпроч	52338•1,125	58880,3
Котв.земли	35•20•44•10-3	30,8
Квл		58911,1

К_ВЛ?=82180,5+85160,9+85160,9+71535,2+58911,1=382948,6

Таблица. Расчет стоимости подстанций

ОРУ ВН 110-9(2 ТР по 16 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•4300	8600
КОРУ	9•7300	65700
Кп.ч.	-	12250
Котв.земли	12•20	240
Кпс		86790

Таблица

ОРУ ВН 110-4Н(2 ТР по 10 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•3700	7400
КОРУ	-	15200
Кп.ч.	-	9000
Котв.земли	10•20	200
Кпс		31800

Таблица

ОРУ ВН 110-4Н(2 ТР по 16 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•4300	8600
КОРУ	-	15200
Кп.ч.	-	9000
Котв.земли	10•20	200
Кпс		33000

Таблица

ОРУ ВН 110-4Н(2 ТР по 16 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•4300	8600
КОРУ	-	15200
Кп.ч.	-	9000
Котв.земли	10•20	200
Кпс		33000

Таблица

ОРУ ВН 35-4Н(2 ТР по 6,3 МВА)
Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб]
Кт	2•2375	4750
КОРУ	2•600	1200
Кп.ч.	-	5000
Котв.земли	2,5•20	50
Кпс		11000

К_ПС?=86790+31800+33000+33000+11000=195590

Издержки:

И_{РЕМ ВЛ}=0,008•382948,6=3063,6

И_{РЕМ ПС}=0,059•195590=11539,8

Определим годовые потери электроэнергии в линиях и в трансформаторах:

,N=2

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

n_здн=200

n_лдн=165

К_сез=0,5

?Э_год?= ?Э_годВЛ?+ ?Э_годТР?

?Э_годВЛ?= ?Э_годW1+ ?Э_годW2+ ?Э_годW3+ ?Э_годW4+ ?Э_годW5

Рассчитаем первую линию,остальные считаем аналогично и заносим данные в таблицу.

?Э_годW1= ?Э `_годW1

?Э `<sub>годW1</sub>= ?Э`^сут _W1зим?n_здн+?Э`^cут _W1лет?n_лдн

R_W1=Ом

?Э`^cут_W1зим= МВт•ч

?Э`<sup>cут</sup> <sub>W1лет</sub>= ?Э`^сут _W1зим•К²_сез=8,73•0,25=2,18 МВт•ч

?Э `_годW1=8,73•200+2,18•165=2106,2 МВт•ч

Таблица. Аналогично для других линий

Линия	W1	W2	W3	W4	W5
R,Ом	3,5	9,28	6,62	7,8	5,37
?Э`cутзим,МВт•ч	8,73	4,79	8,74	4,58	12,2
?Э`cут лет,МВт•ч	2,18	1,2	2,19	1,15	3,05
?Э `год,МВт•ч	2106,2	1156	2109,4	1105,8	2943,3

?Э_годВЛ?=2106,2+1156+2109,4+1105,8+2943,3=9420,7 МВт•ч

Потери в трансформаторах

?Э_годТР?= ?Э_годТР1+ ?Э_годТР2+ ?Э_годТР3+ ?Э_годТР4+ ?Э_годТР5

Произведем расчет для первого трансформатора,остальные считаем аналогично и также заносим в таблицу

?Э_годТР1= ?Э `_годТР1+ ?Э ^“_годТР1

?Э ^“_годТР1=2?P_хх•Т_вкл=2•0,019•8760=332,8 МВт•ч

?Э `<sub>годТР1</sub>= ?Э`^сут _ТР1зим?n_здн+?Э`^cут _ТР1лет?n_лдн

?Э`^cут_ТР1зим= МВт•ч

?Э`<sup>cут</sup> <sub>W1лет</sub>= ?Э`^сут _ТР1зим•К²_сез=0,821•0,25=0,205 МВт•ч

?Э `_годW1=0,821•200+0,205•165=198,03 МВт•ч

?Э_годТР1=332,8+198,03=530,83 МВт•ч

Таблица

Трансформатор	1	2	3	4	5
R,Ом	4,38	7,95	4,38	4,38	1,4
?Э`cутзим,МВт•ч	0,821	0,7	1,31	0,525	0,15
?Э`cут лет,МВт•ч	0,205	0,175	0,33	0,131	0,0375
?Э `год,МВт•ч	198,03	168,88	316,45	126,62	36,19
?Э “год, МВт•ч	332,8	245,2	332,8	332,8	161,18
?Э год,МВт•ч	530,83	414,08	649,25	459,42	197,37

?Э_годТР?=530,83+414,08+649,25+459,42+197,37=2250,95 МВт•ч

?Э_год?=9420,7+2250,95=11671,7 МВт•ч

З_пот?=?Э_год?•Ц=11671,7•0,064=746,99

И_?= И_{РЕМ ВЛ}+ И_{РЕМ ПС}=3063,6+11539,8=14603,8

К_?= К_ВЛ?+ К_ПС?=578538,6

З=0,12•578538,6+14603,8+746,99=84775,4

Находим разницу между затратами для 1 и 2 схем:

Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%.

Выбираем вариант №1. Схемы подстанций этого варианта проще и он значительно дешевле.

В данной главе были рассмотрены ряд вариантов схем сети, из них для дальнейшего анализа были выбраны две : №1 и №2. Для этих вариантов были выбраны напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны типы трансформаторов в пунктах питания. Далее, для каждого варианта сети были рассчитаны затраты на сооружение сети. В результате оказалось, что вариант№1 значительно дешевле чем вариант№2 и его схема проще. Поэтому для варианта№1 будут произведены расчеты основных режимов сети.

4. Расчеты основных режимов работы сети

4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров

Найдем параметры схемы замещения.

Так как все линии двухцепные N = 2:

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Параметры схемы замещения для линий сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1Параметры схемы замещения для линий

линия	ИП-1	1-4	ИП-3	3-2	ИП-5
Марка провода	АС - 120/19	АС - 70/11	АС - 120/19	АС - 70/11	АС - 120/19
Длина L,км	44	39,96	44	44	44
Хо, Ом/км	0,427	0,444	0,427	0,444	0,414
Rо, Ом/км	0,244	0,422	0,244	0,422	0,244
Во, См/км 10-6	2,658	2,547	2,658	2,547	0
Хл, Ом	9,39	8,21	9,39	9,77	9,11
Rл, Ом	5,37	7,8	5,37	9,28	5,37
Вл, См 10-6	233,9	188,3	233,9	224,1	0

Параметры схемы замещения для трансформаторов сведем в таблицу 4.2

Таблица 4.2 Параметры схемы замещения для трансформаторов

Пункт	1	2	3	4	5
Марка трансформатора	ТДН-16000/110	ТДН-10000/110	ТДН-16000/110	ТДН-16000/110	ТМН-6300/35
Rт, Ом	4,38	7.95	4.38	4.38	1.4
Хт, Ом	86,7	139	86.7	86.7	14.6
UномВН, кВ	115	115	115	115	35
UномНН, кВ	11	11	11	11	11
?Рхх, МВт	0,019	0.014	0.019	0.019	0,0092
?Рк, МВт	0,085	0.06	0.085	0.085	0,0465
?Qхx, Мвар	0,112	0.07	0.112	0.112	0,0567
КТ	10,45	10,45	10,45	10,45	3,2

Составим схему замещения сети.

4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.

Таблица 4.3.Максимальная нагрузка в системе в зимний период

Пункт	1	2	3	4	5
Р, МВт	20	12	19,2	16	8
Q, МВАр	7,95	4,47	7,27	6,36	2,82

I - этап:

Идем от нагрузки S₄

1. Найдем S_A

S_A = S₄ =16+j6.36 MBA

2. Потери мощности в трансформаторе Т4



3. Промежуточная мощность

S`_A = S_A + ?S_T4 = 16+j6.36 +=16.049+j7.33

4. Найдем S_B

S_B = S`_A + 2·?S_ХХТ4 = 16.049+j7.33+ 2· (0.019+j0.112)= 16.09+j7.55

5. Промежуточная мощность

S`_B = S_B - j =16.09+j7.55- j=16.09+j6.41

6. Потери мощности в линии 1-4

0.195+j0.205

7. Промежуточная мощность

S``_B = S`_B + = 16.09+j6.41+0.195+j0.205=16.29+j6.62

8. Найдем S_С

S_C = S``_B - j =16.29+j6.62- j= 16.29+j5.48

9.Идем от нагрузки S₁

Найдем S_D

S_D = S₁ =20+j7.95 MBA

10. Потери мощности в трансформаторе Т1

11. Промежуточная мощность

S`_D = S_D + ?S_T1 = 20+j7.95 +=20.08+j9.47

12. Найдем S_E

S_E = S`_D + 2·?S_ХХТ1 = 20.08+j9.47+ 2·(0.019+j0.112)= 20.12+j9.69

13. Находим мощность в узле F

S_F = S_C+ S_E =16.29+j5.48+20.12+j9.69=36.41+j15.17

14.Промежуточная мощность

S`_F= S_F - j =36.41+j15.17- j= 36.41+j13.75

15. Потери мощности в линии ИП-1

0.67+j1.17

16. Промежуточная мощность

S``_F = S`_F + =36.41+j13.75 +0.67+j1.17=37.08+j14.92

17. Найдем мощность в узле G

S_G = S``_F - j =37.08+j14.92- j= 37.08+j13.5

18.Идем от нагрузки S₂

S_Н = S₂ =12+j4.47 MBA

19. Потери мощности в трансформаторе Т2

20. Промежуточная мощность

S`_Н = S_Н + ?S_T2 =12+j4.47 +=12.049+j5.33

21. Найдем S_I

S_I = S`_H + 2·?S_ХХТ2 =12.049+j5.33 + 2· (0.014+j0.07)= 12.08+ j5.47

22.Промежуточная мощность

S`_I= S_I - j =12.08+ j5.47- j= 12.08+ j4.11

23. Потери мощности в линии 3-2

0.125+ j0.13

24. Промежуточная мощность

S``_I = S`_I + =12.08+ j4.11+0.125+ j0.13=12.21+ j4.24

25. Найдем мощность в точке J

S_J = S``_I - j =12.21+ j4.24- j=12.21+ j2.88

26. Идем от нагрузки S₃

S_К = S₃ =19,2+j7.27 MBA

27. Потери мощности в трансформаторе Т3

28. Промежуточная мощность

S`_К = S_К + ?S_T3 =19,2+j7.27 +=19.27+j8.65

29. Найдем S_L

S_L = S`_K + 2·?S_ХХТ3 = 19.27+j8.65+ 2· (0.019+j0.112)= 19.31+j8.87

30. Находим мощность в точке М

S_М = S_J+ S_L =12.21+ j2.88+19.31+j8.87=31.52+j11.75

31. Промежуточная мощность

S`_M = S_M - j =31.52+j11.75- j=31.52+j10.33

32. Потери мощности в линии ИП-3

0.488+j0.854

33. Промежуточная мощность

S``_М = S`_М + =31.52+j10.33 +0.488+j0.854=32.01+j11.18

34. Найдем S_N

S_N = S``_M - j =32.01+j11.18- j=32.01+j9.76

35.Идем от нагрузки S₅

S_О= S₅ =8+j2.82 MBA

36. Потери мощности в трансформаторе Т5



37. Промежуточная мощность

S`_О = S_О + ?S_T5 =8+j2.82 +=8,0826+j3.68

38. Найдем S_Р

S_Р = S`_О + 2·?S_ХХТ5 = 8,0826+j3,68+2·(0.0092+j0.0567)= 8,1+j3.79

39. Потери мощности в линии ИП-5

0.35+j0.59

40. Мощность в узле Q

S_Q = S_P + =8,1+j3.79+0.35+j0.59=8.45+j4.38

Найдем S_ИП

S_ИП = S_G+ S_N+S_Q =37.08+j13.5+32.01+j9.76+8.45+j4.38=77.54+j27.64

II - этап:

1. Напряжение на сборных шинах источника питания

U_ИП = 1,05·U_НОМ = 1.05·110 = 115.5 кВ

2. Падение напряжения на линии ИП - 1

3. Напряжение в точке F

U_F = U_ИП - = 115.5 - 2,82 = 112.68 кВ

4. Падение напряжения на трансформаторе Т1

5. Напряжение на высшей стороне трансформатора Т4

U_ВНТ4 = U_F - =112.68 - 4.03 = 108.65 кВ

6. Напряжение на потребителе в пункте 1

U₁ = =10.4 кВ



8.Напряжение в точке В

U_В = U_F - = 112.68 - 1,61 = 111.07 кВ

9. Падение напряжения на трансформаторе Т4

10.Напряжение на потребителе в пункте 4

U₄=10,32 кВ

11. Падение напряжения на линии ИП - 3

12. Напряжение в точке М

U_М = U_ИП - = 115.5 - 2,28 = 113.2 кВ

13. Падение напряжения на трансформаторе Т3

14. Напряжение на потребителе в пункте 3

U₃=10,48 кВ

15. .Падение напряжения на линии 3-2

16.Напряжение в точке I

U_I = U_M - = 113.2 - 1,37 = 111.83 кВ

17. Падение напряжения на трансформаторе Т2

18.Напряжение на потребителе в пункте 2

U₂=10,34 кВ

19. Падение напряжения на линии ИП - 5

20. Напряжение в точке P

U_P = U_ИП - = 36.75 - 2,32 = 34.43 кВ

21. Падение напряжения на трансформаторе Т5

22. Напряжение на потребителе в пункте 5

U₅=10,47 кВ

Таблица

Пункт	1	2	3	4	5
U, кВ	10,4	10,34	10,48	10,32	10,47

Анализ этого режима показал, что во всех пунктах напряжения меньше напряжений, согласно ПУЭ

(U? 10,5 кВ),поэтому необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с помощью РПН.

4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок берем минимальную нагрузку в системе летом. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены

Таблица 4.3.Минимальная нагрузка в системе летом.

Пункт	1	2	3	4	5
Р, МВт	4	1,5	4,8	3,2	1
Q, МВАр	1,92	0,765	2,3	1,63	0,54

I - этап:

Идем от нагрузки S₄

1. Найдем S_A

S_A = S₄ =3,2+j1.63 MBA

2. Потери мощности в трансформаторе Т4

3. Промежуточная мощность

S`_A = S_A + ?S_T4 =3,2+j1.63 +=3,2+j1.67

4. Найдем S_B

S_B = S`_A + 2·?S_ХХТ4 = 3,2+j1.67+ 2· (0.019+j0.112)= 3,24+j1.89

5. Промежуточная мощность

S`_B = S_B - j =3,24+j1.89- j=3,24+j0.75

6. Потери мощности в линии 1-4

0.0071+j0.0075

7. Промежуточная мощность

S``_B = S`_B + = 3,24+j0.75+0.0071+j0.0075=3,25+j0.76

8. Найдем S_С

S_C = S``_B - j =3,25+j0.76- j= 3,25-j0.38

9.Идем от нагрузки S₁

Найдем S_D

S_D = S₁ =4+j1.92 MBA

10. Потери мощности в трансформаторе Т1



11. Промежуточная мощность

S`_D = S_D + ?S_T1 = 4+j1.92 +=4,003+j1.98

12. Найдем S_E

S_E = S`_D + 2·?S_ХХТ1 = 4,003+j1.98+ 2· (0.019+j0.112)= 4,04+j2.2

13. Находим мощность в узле F

S_F = S_C+ S_E =3,25-j0.38+4,04+j2.2=7,29+j1.82

14.Промежуточная мощность

S`_F= S_F - j =7,29+j1.82- j= 7,29+j0.4

15. Потери мощности в линии ИП-1

0.024+j0.041

16. Промежуточная мощность

S``_F = S`_F + =7,29+j0.4+0.024+j0.041=7.31+j0.44

17. Найдем мощность в узле G

S_G = S``_F - j =7.31+j0.44- j= 7.31-j0.98

18.Идем от нагрузки S₂

S_Н = S₂ =1,5+j0.765 MBA

19. Потери мощности в трансформаторе Т2

20. Промежуточная мощность

S`_Н = S_Н + ?S_T2 = 1,5+j0.765 +=1,5+j0.779

21. Найдем S_I

S_I = S`_H + 2·?S_ХХТ2 =1,5+j0.779+ 2· (0.014+j0.07)= 1.53+ j0.919

22.Промежуточная мощность

S`_I= S_I - j =1.53+ j0.919- j= 1.53- j0.441

23. Потери мощности в линии 3-2

0.00195+ j0.0021

24. Промежуточная мощность

S``_I = S`_I + =1.53- j0.441+0.00195+ j0.0021=1.532- j0.439

25. Найдем мощность в точке J

S_J = S``_I - j =1.532- j0.439- j=1.532- j1.8

26. Идем от нагрузки S₃

S_К = S₃ =4,8+j2.3 MBA

27. Потери мощности в трансформаторе Т3

28. Промежуточная мощность

S`_К = S_К + ?S_T3 =4,8+j2.3 +=4,8+j2.4

29. Найдем S_L

S_L = S`_K + 2·?S_ХХТ3 = 4,8+j2.4+ 2· (0.019+j0.112)= 4.84+j2.62

30. Находим мощность в точке М

S_М = S_J+ S_L =1.532- j1.8+4.84+j2.62=6.37+j0.82

31. Промежуточная мощность

S`_M = S_M - j =6.37+j0.82- j=6.37-j0.6

32. Потери мощности в линии ИП-3

0.018+j0.032

33. Промежуточная мощность

S``_М = S`_М + =6.37-j0.6+0.018+j0.032=6.39-j0.57

34. Найдем S_N

S_N = S``_M - j =6.39-j0.57- j= 6.39-j1.99

35.Идем от нагрузки S₅

S_О= S₅ =1+j0.54 MBA

36. Потери мощности в трансформаторе Т5

37. Промежуточная мощность

S`_О = S_О + ?S_T5 =1+j0.54 +=1+j0.548

38. Найдем S_Р

S_Р = S`_О + 2·?S_ХХТ5 = 1+j0.548+2·(0.0092+j0.0567)= 1,02+j0.66

39. Потери мощности в линии ИП-5

0.0064+j0.0109

40. Мощность в узле Q

S_Q = S_P + =1,02+j0.66 +0.0064+j0.0109=1.03+j0.67

Найдем S_ИП

S_ИП = S_G+ S_N+S_Q =7.31-j0.98+6.39-j1.99+1.03+j0.67=14.73-j2.3

II - этап:

1. Напряжение на сборных шинах источника питания

U_ИП = 1,01·U_НОМ = 1.01·110 = 111.1 кВ

2. Падение напряжения на линии ИП - 1

3. Напряжение в точке F

U_F = U_ИП - = 111.1 - 0,27 = 110.83 кВ

4. Падение напряжения на трансформаторе Т1

5. Напряжение на высшей стороне трансформатора Т4

U_ВНТ4 = U_F - =110.83 - 0.85 = 109.98 кВ

6. Напряжение на потребителе в пункте 1

U₁ = =10.52 кВ

7.Падение напряжения на линии 1-4

8.Напряжение в точке В

U_В = U_F - = 110.83 - 0,285 = 110.55 кВ

9. Падение напряжения на трансформаторе Т4

10.Напряжение на потребителе в пункте 4

U₄=10,51 кВ

11. Падение напряжения на линии ИП - 3

12. Напряжение в точке М

U_М = U_ИП - = 111.1 - 0,14 = 110.96 кВ

13. Падение напряжения на трансформаторе Т3

14. Напряжение на потребителе в пункте 3

U₃=10,52 кВ

15. .Падение напряжения на линии 3-2

16.Напряжение в точке I

U_I = U_M - = 110.96 - 0,089 = 110.87 кВ

17. Падение напряжения на трансформаторе Т2

18.Напряжение на потребителе в пункте 2

U₂=10,56 кВ

19. Падение напряжения на линии ИП - 5

20. Напряжение в точке P

U_P = U_ИП - = 35.35 - 0,33 = 35.02 кВ

21. Падение напряжения на трансформаторе Т5

22. Напряжение на потребителе в пункте 5

U₅=10,9 кВ

Таблица

Пункт	1	2	3	4	5
U, кВ	10,52	10,56	10,52	10,51	10,9

Напряжения во всех пунктах несколько отличается от требуемого, поэтому необходимо использование РПН трансформаторов.

4.4 Расчет и анализ послеаварийного режима

Для аварийного режима берем максимальную нагрузку в системе в зимний период, КУ включены.