Электрическая нагрузка узлов 3, 5

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................. 3

1 ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ...................... 4

2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ................................ 8

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ..................................... 10

4 Обоснование номинального напряжения вариантов

раЗВиТИЯ электрической сети.............................................................. 14

5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети................................................................................... 14

6 Выбор НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС вариантов РАЗВИТИЯ электрической

сети..................................................................................................................... 21

7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.............................................................. 23

8 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ электрической сети 26

9 Анализ установившихся режимов оптимального варианта развития электрической сети.............................................................. 23

10 Регулирование напряжения в установившихся режимах ОПТИМАЛЬНОГО варианта развития электрической сети...... 27

11 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ..................................................................................................................... 30

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.................................................................................... 47

ПРИЛОЖЕНИЕ А................................................................................................. 48

Введение

Выполнение курсового проекта по курсу «Электрические системы и сети» – важный этап подготовки специалистов электроэнергетиков, что обусловлено необходимостью комплексного рассмотрения и решения в этих разработках большой группы технических и технико-экономических вопросов, связанных с функционированием электрических сетей.

Содержанием курсового проекта является проектирование развития и анализ установившихся режимов электрической сети 110 кВ, включающее разработку и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрической сети и обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электроэнергией с выполнением технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электрической энергии [1].

1 Выбор вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

Разработка вариантов развития проектируемой электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций «норм технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше» (НТП ЭС) [1].

Согласно исходным данным (нагрузки узлов, масштаб плана задания), из табл. А.1 следует, что проектируемая сеть, вероятнее всего, будет иметь номинальное напряжение 110 кВ (передаваемая мощность 13–45 МВА, среднее расстояние между соседними ПС 25 км).

Варианты развития электрической сети разрабатываются на основе рекомендаций НТП ЭС, приведенных в табл. А.2; при этом учитывается, что согласно заданию на проектирование все узлы нагрузки имеют потребителей первой категории надёжности электроснабжения [2], для которых должно обеспечиваться бесперебойное электроснабжение.

Исходные варианты развития электрической сети представляются на рис. 1.

Из намеченных вариантов развития электрической сети, удовлетворяющих требованиям надёжности электроснабжения, отбираются два наиболее соответствующих требованиям экономичности, т.е. имеющих наименьшую протяжённость линий (в одноцепном исполнении) и наименьшее число ячеек высоковольтных выключателей на открытых распределительных устройствах высокого напряжения подстанций (ОРУ ВН ПС) и источников питания (ИП).

Расчёт протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети выполняется по следующим соотношениям.

Коэффициент пересчёта длин участков сети, измеренных на плане задания, к действительным длинам участков:

k_пер = М∙10^-6∙k_L, (1.1)

где М − масштаб плана задания;

10^–6 − коэффициент перевода «мм» в «км»;

k_L − коэффициент увеличения длины участка сети по сравнению с воздушной прямой; по данным [1] k_L » 1,25.

Действительная длина участка сети, км:

L = l∙k_пер, (1.2)

где l — длина участка сети, измеренная на плане задания, мм.

Приведенная длина участка сети, км:

L' = L∙k_цеп, (1.3)

где k_цеп — коэффициент приведения длин двухцепных линий к одноцепным; для ВЛ 110 кВ на двухцепных железобетонных опорах k_цеп » 1,64.

Результаты расчета протяженности линий исходных вариантов развития электрической сети заносятся в табл. 1.

Определение числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций «Норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 6–750 кВ» (НТП ПС) [3], основные положения которых даны в табл. А.3 и А.4.

Примечание. Для ИП шифры типовых схем ОРУ СН в проводимых расчетах не определяются и число ячеек выключателей соответствует числу отходящих линий, т.е. n_яч = n_л.

Результаты определения числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети приводятся в табл. 2.

Два варианта развития электрической сети, обладающие наилучшими показателями (åL' – min и ån_яч – min) принимаются для дальнейшего более подробного и точного расчета и сопоставления по условию минимума затратной части интегрального эффекта З_д.с [4].

Показатели исходных вариантов развития электрической сети представляется в табл. 3.

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

Рисунок 1 – Исходные варианты развития электрической сети:

1 вариант − сеть;

2 вариант − сеть;

3 вариант − сеть;

4 вариант − сеть.

Таблица 1 − Расчет протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети

Вариант	Участок	l, мм	L, км	K_цеп	L', км	åL', км
	Б-3		21,25		21,25	143,75
3-2		26,25		26,25
2-1		37,5		37,5
1-4		31,25		31,25
4-Б		27,5		27,5


	Б-3		21,25	1,64	34,85	174,25
2-3		26,25	1,64	43,05
Б-4		27,5	1,64	45,1
4-1		31,25	1,64	51,25



	Б-3		21,25		21,25	157,5
3-2		26,25		26,25
2-4		31,25		31,25
Б-4		27,5		27,5
4-1		31,25	1,64	51,25


	Б-3		21,25	1,64	34,85	164,85
3-2		26,25		26,25
1-2		37,5		37,5
1-4		31,25		31,25
4-3


1–4	Б5			–	–	–

Примечание. k_пер = М∙10^-6∙k_L=5∙10⁵∙10^-6∙1,25=0,625

Таблица 2 − Расчет числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети

Вариант	Узел	Шифр схемы ОРУ ВН	n_яч, шт.	ån_яч, шт.
		110-4
	110-4
	110-4
	110-4
	110-2
Б	−
		110-2
	110-2
	110-4
	110-4
	110-2
Б	−
		110-2
	110-4
	110-4
	110-6
	110-2
Б	−
		110-4
	110-4
	110-6
	110-4
	110-2
Б	−

Таблица 3 − Показатели исходных вариантов развития электрической сети

Вариант	åL', км	ån_яч, шт.	Вывод
	143,75		+
	174,25		-
	157,5		+
	164,85		-

2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Предварительно рассчитываются следующие величины по соотношениям:

Р_н = S_н∙cosj_н; Q_н = S_н∙sinj_н;

P_c = S_c∙cosj_с; Q_c = S_c∙sinj_с;

S_в = S_н + S_c; P_в = P_н + P_c; Q_в = Q_н + Q_c, (2.1)

где S_н, S_c, cosj_н, cosj_с принимаются из исходных данных к курсовому проекту;

S_н^нм = S_н∙k_н; Р_н^нм = Р_н∙k_н; Q_н^нм = Q_н∙k_н;

S_с^нм = S_с∙k_с; Р_с^нм = Р_с∙k_с; Q_с^нм = Q_с∙k_с;

S_в^нм = S_н^нм + S_с^нм; P_в^нм = P_н^нм + P_с^нм; Q_в^нм = Q_н^нм + Q_с^нм, (2.2)

где k_н, k_с – коэффициенты снижения нагрузки узлов сети на стороне НН и СН в режиме минимума электрической нагрузки, принимаемые из исходных данных к курсовому проекту;

S_н^па = S_н∙k_па; P_н^па = P_н∙k_па; Q_н^па = Q_н∙k_па;

S_с^па = S_с∙k_па; P_с^па = P_с∙k_па; Q_с^па = Q_с∙k_па;

S_в^па = S_в× k_па; P_в^па = P_в∙k_па; Q_в^па = Q_в∙k_па, (2.3)

где k_па — коэффициент потребителей І и ІІ категории надежности электроснабжения узлов сети, принимаемый из исходных данных к курсовому проекту.

Результаты расчетов нагрузки узлов электрической сети заносятся в табл. 4.

Таблица 4 − Нагрузки узлов электрической сети

Режим	Величина	Узел

максимума нагрузок	S_н, МВА
P_н, МВт	16,74	21,39	9,3	12,09	25,11
Q_н, Мвар	6,62	8,45	3,68	4,78	9,92
S_с, МВА	-	-			-
P_с, МВт	-	-	5,58	9,3	-
Q_с, Мвар	-	-	2,21	3,68	-
S_в, МВА
P_в, МВт	16,74	21,39	14,88	21,39	25,11
Q_в,Мвар	6,62	8,45	5,89	8,46	9,92
минимума нагрузок	k_н, отн. ед.	0,35	0,45	0,3	0,4	0,25
S_н^нм, МВА	6,3	10,35		5,2	6,75
Р_н^нм, МВт	5,86	9,63	2,79	4,84	6,28
Q_н^нм, Мвар	2,32	3,8	1,1	1,91	2,48
k_с, отн. ед.	-	-	0,3	0,5	-
S_с^нм, МВА	-	-	1,8		-
Р_с^нм, МВт	-	-	1,67	4,65	-
Q_с^нм, Мвар	-	-	0,66	1,84	-
S_в^нм, МВА	6,3	10,35	4,8	10,2	6,75
Р_в^нм, МВт	5,86	9,63	4,59	9,49	6,28
Q_в^нм, Мвар	2,32	3,8	1,76	3,75	2,48
после-аварийные	k_па, отн. ед.	0,85	0,9	0,8	0,85	0,85
S_н^па, МВА	15,3	20,7		11,05	22,95
P_н^па, МВт	14,23	19,25	7,44	10,28	21,34
Q_н^па, Мвар	5,63	7,61	2,94	4,06	8,43
S_с^па, МВА	-	-	4,8	8,5	-
P_с^па, МВт	-	-	4,46	7,91	-
Q_с^па, Мвар	-	-	1,77	3,13	-
S_в^па, МВА	15,3	20,7	12,8	19,55	22,95
P_в^па, МВт	14,23	19,25	11,9	18,18	21,34
Q_в^па, Мвар	5,63	7,61	4,71	7,19	8,43

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Определение потокораспределения для вариантов развития электрической сети выполняется при допущениях [5]:

− потери мощности в элементах электрической сети (линиях и трансформаторах) не учитываются, т. е. åDР = 0 и åDQ = 0;

− напряжения в узлах электрической сети постоянны и равны номинальному, т. е. U_i = U_ном = const;

− электрическая сеть является однородной(R_і/X_і = const), что позволяет потокораспределение в замкнутых контурах находить через длины соответствующих участков.

Определение потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети выполняется для условий максимума нагрузок (зимний максимум) и характерных послеаварийных режимов электрической сети с использованием следующих соотношений.

Режим максимума электрических нагрузок:

1) радиальная электрическая сеть

S_Б1 = S₁;

2) магистральная электрическая сеть

S₁₂ = S₂; S_Б₁ = S₁₂ + S₁

3) кольцевая электрическая сеть

Расчетная схема сети

Обозначение узлов S_y, МВА 14,88+j5.89 21,39+j8.45 16,74+j6.62 21,39+j8.45 25,11+j9.92 S_у^па, МВа 11,9+j4.71 19,25+j7.61 14,23+j5.63 18,18+j7.19 21,34+j8.43 Обозначение линий (L, км) Б-3 (21,25) 3-2 (26,25) 2-1 (37,5) 1-4 (31,25) 4-Б (27,5) Б-5 (25) Режим макс. нагрузки Напр. мощн.

Sл, МВа 37,94+j15 23.06+j9.11 1.67+j0.66 15.07+j5.96 36.46+j14.41 25,11+j9.92 ПА режим при откл. Б-4 и Б-5 Напр. мощн.

S_л^па, Мва 71.19+j28.15 56.31+j22.26 34.92+j13.81 18,18+j7.19 21,34+j8.43 ПА режим при откл. Б-3 Напр. мощн.

S_л^па, Мва 11,9+j4.71 33.29+j13.16 50.03+j19.78 71.42+j28.23 25,11+j9.92 ПА режим при откл. Напр. мощн. S_л^па, Мва ПА режим при откл. Напр. мощн. S_л^па, Мва S_л^па_нб, МВа 71.19+j28.15 56.31+j22.26 34.92+j13.81 50.03+j19.78 71.42+j28.23 25,11+j9.92

Примечание. При заполнении табл. 5 в качестве S_л^па_нб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети

из всех рассмотренных послеаварийных режимов.

Таблица 6 − Определение потокораспределения в установившихся режимах 3 варианта развития электрической сети

Расчетная схема сети

Обозначение узлов

4-1

S_y, МВА

14,88+j5.89

21,39+j8.45

38,13+j15,07

25,11+j9.92

16,74+j6.62

S_y^па, МВа

11,9+j4.71

19,25+j7.61

32,41+j12,82

21,34+j8.43

14,23+j5.63

Обозначение линий (L, км)

Б-3 (21,25)

3-2 (26,25)

2-4(31,25)

4-Б (27,5)

Б-5 (25)

3-4 (31,25)

Режим макс. нагрузки

Напр. мощн.

Sл, МВа

33.6+j13.28

18.72+j7.39

2.67+j1.06

40.8+j16.13

25,11+j9.92

16,74+j6.62

ПА режим при откл. Б-4 и Б-5

Напр. мощн.

S_л^па, Мва

68.68+j27.16

53.8+j21.27

32,41+j12,82

21,34+j8.43

16,74+j6.62

ПА режим при откл. Б-3 и 4-1

Напр. мощн.

S_л^па, Мва

11,9+j4.71

33,29+j13.16

71.42+j28.23

25,11+j9.92

14,23+j5.63

ПА режим при откл.

Напр. мощн.

S_л^па, Мва

ПА режим при откл. _________

Напр. мощн.

S_л^па, Мва

S_л^па_нб, МВа

68.68+j27.16

53.8+j21.27

33,29+j13.16

71.42+j28.23

25,11+j9.92

16,74+j6.62

Примечание. При заполнении табл. 6 в качестве S_л^па_нб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети из всех рассмотренных послеаварийных режимов.

4 Обоснование номинального напряжения вариантов

раЗВиТИЯ электрической сети

Обоснование правильности принятого в разделе 1 решения о номинальном напряжении вариантов развития электрической сети выполняется по формуле, дающей удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне 35–1150 кВ [6],

U_эк = 1000/√(500/L + 2500/P_л), (4.1)

где L – длина линии, км;

Р_л – передаваемая по линии мощность (на одну цепь), МВт.

Результаты расчетов по обоснованию номинального напряжения вариантов развития электрической сети представляются в табл. 7 ПЗ.

Таблица 7 − Обоснование номинального напряжения вариантов развития электрической сети

Вариант	Участок	Р_л, МВт	L, км	U_эк, кВ	U_ном, кВ
	Б-3	37,94	21,25	105.75
3-2	23.06	26,25	88.58
2-1	1.67	37,5	25.73
1-4	15.07	31,25	74.14
4-Б	36.46	27,5	107.37
Б5	25.11		91.45

	Б-3	33.6	21,25	101.05
3-2	18.72	26,25	80.95
2-4	2.67	31,25	32.4
Б-4	40.8	27,5	112.19
4-1	16,74	31,25	77.77
Б5	25,11		91.45

5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

5.1 В исходных данных к курсовому проекту электропотребление узлов характеризуется годовыми графиками нагрузки или значениями числа часов использования наибольшей нагрузки Т_нб.у.

Число часов использования наибольшей нагрузки узлов Т_нб.у, часов, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):

Т_нб.у = (∑(P_i∙t_i)/P_нб))∙Т_год/12, (5.1)

где P_i∙и P_нб заданы в %; ∙t_i − в месяцах; Т_год − в часах (Т_год = 8760 ч).

Примечания:

1. Среднее значение нагрузки узлов P_ср, МВт, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):

P_ср = (∑(P_i∙t_i)/P_нб))∙P_нб.у/12, (5.2)

где P_i∙и P_нб заданы в %; ∙t_i − в месяцах; P_нб.у − в МВт.

2. Коэффициент неравномерности годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

a_год = Р_нм/Р_нб. (5.3)

3. Коэффициент заполнения годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

b_год = Р_ср/Р_нб. (5.4)

Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов, заданных годовыми графиками нагрузки, дается в табл. 8.

Таблица 8 − Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов электрической сети

Узел

Значение Р_i, %, по месяцам

SP_i×t_i, %·мес

P_нб, %

Т_нб.у, ч/год

Число часов использования наибольшей нагрузки для линий Т_нб.л рассчитывается на основе распределения активной мощности Р_л в линиях вариантов развития электрической сети, активной нагрузки узлов Р_y и значений Т_нб.у.

Годовые графики нагрузки и соответствующие им значения Т_нб и P_ср следует изобразить на рис. 2.

Рисунок 2 - Годовые графики нагрузки узлов 3 (а) и 5 (б)

Для построенных годовых графиков нагрузки имеем:

Узел 3: P_нб = 100 МВт; P_нм = 25 МВт; P_ср = (770/12)∙100/12 = 534.72 МВт;

a_год = 25/100 = 0,25; b_год = 534.72/100 = 5.35.

Узел 5: P_нб = 100 МВт; P_нм = 25 МВт; P_ср = (820/12)∙100/12 = 569.44 МВт;

a_год = 25/100 = 0,25; b_год = 569.44/100 = 5.69.

При расчетах Т_нб.л учитывают следующие соотношения:

1) радиальная электрическая сеть

T_нбБ1 = T_нб1;

2) магистральная электрическая сеть

T_нб12 = T_нб2; Т_нбБ1 =

3) кольцевая электрическая сеть

С − точка потокораздела T_нб12 = T_нбБ_¢₂ = T_нб2; Т_нбБ1 =

Результаты определения числа часов использования наибольшей нагрузки для линий записываются в табл.9.

5.2. Сечения проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ принимаются, согласно требованиям «Норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38–750 кВ. Провода линий электропередач 35–750 кВ» (НТП ВЛ) [7] и Правил устройства электроустановок (ПУЭ−2009) [2], равными 240 мм² для одноцепных участков и 2(240) мм² – для двухцепных (табл. А.5).

Результаты выбора сечений проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ даются в табл. 10.

5.3. Сечения проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ проверяются:

а) по допустимой токовой нагрузке по нагреву;

б) с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройством регулирования под нагрузкой (РПН).

1. Проверка сечений проводов линий по допустимой токовой нагрузке по нагреву выполняется с помощью соотношения:

I_нб Ј I_доп', (5.5)

где I_нб − расчетный ток для проверки проводов по нагреву, наибольший из тех, что протекают в послеаварийных режимах;

I_нб = I_л^па_нб = (√(P_л^па_нб² + Q_л^па_нб²))∙10³/(√3U_ном); (5.6)

значение Р_л^па_нб, Q_л^па_нбнаходят по табл. 5 и 6;

I_доп' = I_доп∙k_θ, (5.7)

где I_доп − допустимая продолжительная токовая нагрузка проводов для интервала температур от + 25 до + 70 °С, определяемая по табл. А.4;

k_θ − поправочный коэффициент для температуры воздуха в период максимума нагрузок; для заданного в проекте региона по табл. А.6 определяется температура воздуха в осенне-зимний сезон, соответствующий годовому максимуму нагрузок, и из табл. А.7 находится коэффициент k_θ.

Примечания:

1. Для региона Донецкая обл в осенне-зимний сезон q_возд = 0 °С, тогда k_q = 1,24.

2. Для проводов воздушных линий сечением 240 мм² I_доп = 605·А, тогда I_доп' = 605·1,24 = 750.2 А.

Результаты проверки сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву заносим в табл. 10.

В этой же таблице приводятся результаты расчетов параметров схемы замещения линий (на одну цепь) вариантов развития электрической сети 110 кВ по выражениям (рис. 3):

R_л = r₀∙L; Х_л = x₀∙L; Q_зар = q₀∙L, (5.8)

где r₀, x₀, q₀ − параметры на 1 км длины линии сечением 240 мм², определяемые по табл. А.8.

Примечание. r₀ = 0,120 Ом/км; x₀ = 0,405 Ом/км; q₀ = 0,0375 Мвар/км.

Рисунок 3 – Схема замещения линий электрической сети 110 кВ

2. Проверка сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами регулирования под нагрузкой (РПН) выполняется с помощью соотношения:

∑DU £ DU_доп, (5.9)

где ∑DU − наибольшая сумма потерь напряжения на линиях сети между ИП и наиболее электрически удаленной точкой сети для условий наиболее тяжелого из рассмотренных (см. табл. 5 и 6) послеаварийных режимов вариантов развития электрической сети;

DU = (P_л∙R_л + Q_л∙X_л)/U_ном; ∑DU_% = (∑DU/U_ном)100. (5.10)

DU_доп − допустимая потеря напряжения в сети с точки зрения достаточности регуировочного диапазона трансформаторов с РПН; значение DU_доп определяется с учетом напряжения ИП, диапазона регулирования трансформаторов с РПН, нормируемого напряжения на стороне НН трансформаторов; ориентировочное значение DU_доп может быть принято равным 18−22 %.

Результаты проверки сечений проводов с точки зрения достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН заносятся в табл. 11.

Таблица 9 -Определение числа часов использования наибольшей нагрузки для линий вариантов развития электрической сети

Расчётная схема 1 варианта сети
Обозначение узлов	Б					Б		Б
Р_у, МВт	-	14,88	21,39	16,74	21,39	-	-	25.11
Т_нб.у, ч/год	-					-	-
Обозначение линий	Б-3 (21,25)	3-2 (26,25)	2-1 (37,5)	1-4 (31,25)	4-Б (27,5)		Б-5
Направление мощн.
Р_л, МВт	37,94	23.06	1.67	15.07	36.46	25.11
Т_нб.л, ч/год	6067.22	6355.16			5966.68
Расчётная схема 3 варианта сети
Обозначение узлов	Б				Б			Б
Р_у, МВт	-	14,88	21,39	38,13	-	-	16.74	-	25.11
Т_нб.у, ч/год	-				-	-		-
Обозначение линий	Б-3 (21,25)	3-2 (26,25)	2-4(31,25)	4-Б (27,5)	3-4	Б-5
Направление мощн.
Р_л, МВт	33.6	18.72	2.67	40.8	16.74	25.11
Т_нб.л, ч/год	6110.73			6967.28

Таблица 10 − Определение и проверка (по допустимой токовой нагрузке по нагреву) сечений проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ; расчет электрических параметров линий 110 кВ

Величина	Линии 1 варианта
Б-3	3-2	2-1	1-4	4-Б	Б-5
L, км	21.25	26.25	37.5	31.25	27.5
n_цеп(F),шт.(мм²)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)
I_доп', А	750.2
S_л^па_нб, МВА	71.19+j28.15	56.31+j22.26	34.92+j13.81	50.03+j19.78	71.42+j28.23	25,11+j9.92
I_л^па_нб, А	401.8	317.81	37.55	282.37	403.08	141.71
R_л, Ом	2.55	3.15	4.5	3.75	3.3
Х_л, Ом	8.6	10.63	15.19	12.66	11.14	10.13
Q_л, Мвар	0.8	0.98	1.4	1.17	1.03	0.94
Величина	Линии 3 варианта
Б-3	3-2	2-4	4-Б	Б-5	3-4
L, км	21.25	26.25	31.25	27.5		31.25
n_цеп(F), шт.(мм²)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)	2(240/32)
I_доп', А	750.2
S_л^па_нб, МВА	68.68+j27.16	53.8+j21.27	33,29+j13.16	71.42+j28.23	25,11+j9.92	16,74+j6.62
I_л^па_нб, А	387.64	303.64	187.88	403.08	141.71	94.48
R_л, Ом	2.55	3.15	3.75	3.3		3.75
Х_л, Ом	8.6	10.63	12.66	11.14	10.13	12.66
Q_л, Мвар	0.8	0.98	1.17	1.03	0.94	1.17

^*) на одну цепь

Таблица 11 −Проверка сечений проводов линий электрической сети по достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН

Величина	Линии 1 варианта (ПА режим при откл.Б-4)
Б-3 (21,25)	3-2 (26,25)	2-1 (37,5)	1-4 (31,25)	Б-5 (25)
S_л^па, МВА	71.19+j28.15	56.31+j22.26	34.92+j13.81	18,18+j7.19	25,11+j9.92
Z_л, Ом	2.55+j8.6	3.15+j10.63	4.5+j15.19	3.75+j12.66	3+j10.13
±DU, кВ	3.85	3.76	3.34	1.45	1.6
еDU, кВ (%)	12.73
DU_доп, %	18-22

Продолжение таблицы 11

Величина	Линии 3 варианта (ПА режим при откл. Б-4 )
Б-3 (21,25)	3-2 (26,25)	2-4(31,25)	Б-5 (25)	3-4 (31,25)
S_л^па, МВА	68.68+j27.16	53.8+j21.27	32,41+j12,82	25,11+j9.92	16,74+j6.62
Z_л, Ом	2.55+j8.6	3.15+j10.63	3.75+j12.66	3+j10.13	3.75+j12.66
±DU, кВ	3.71	3.6	2.58	1.6	1.33
еDU, кВ (%)	11.65
DU_доп, %	18-22

6 Выбор НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

Номинальные мощности двух-, трехобмоточных трансформаторов ПС рассчитываются по формулам :

S_н.т ³ S_нб/2; S_н.т ³ S_па/1,4, (6.1)

где S_нб, S_па соответствуют S_в, S_в^па и берутся из табл. 4.

Значения коэффициентов загрузки трансформаторов находят по формулам:

k_нор = S_нб/(S_н.т∙2); k_па = S_па/S_н.т < 1,4. (6.2)

Результаты выбора номинальных мощностей трансформаторов записываются в табл. 12.

Технические данные двух-, трехобмоточных трансформаторов, взятые из табл. А.9 и A.10, заносятся в табл. 13.

Таблица 12 − Выбор трансформаторов (n_т = 2) ПС 110 кВ электрической сети

ПС	Хар. тр-ра	S_нб, МВА	S_па, МВА	S_нб/2 МВА	S_па/1,4МВА	S_н_.т, МВА	Тип трансформатора	k_нор, отн. ед.	k_па, отн. ед.
	2-х об.		15,3		10,93		ТДН-16000/110	0,56	0,96
	2-х об.		20,7	11,5	14,79		ТДН-16000/110	0,72	1,29
	3-х об.		12,8		9,14		ТДТН-10000/110	0,8	1,28
	3-х об.		19,55	11,5	13,96		ТДТН-16000/110	0,72	1,22
	2-х об.		22,95	23,5	16,39		ТРДН-25000/110	0,54	0,92

Таблица 13 − Основные технические данные трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети

ПС	Тип трансформатора	Пределы регулиров.	U_н.в, кВ	U_н.с, кВ	U_н.н, кВ	u_к.в-с, %	u_к.в-н (u_к), %	u_к.с-н, %
	ТДН-16000/110	±9х1,78 %		-		-	10,5	-
	ТДН-16000/110	±9х1,78 %		-		-	10,5	-
	ТДТН-10000/110	±9х1,78% ±2х2,5 %		38,5		10,5
	ТДТН-16000/110	±9х1,78% ±2х2,5 %		38,5		10,5
	ТРДН-25000/110	±9х1,78 %		-		-	10,5	-

Продолжение таблицы 13

ПС	DP_х, кВт	DP_к, кВт	DQ_х, квар	R_в(R_т), Ом	R_с, Ом	R_н, Ом	X_в (X_т), Ом	X_с, Ом	X_н, Ом	G_т, 10^{-6 См}	B_т, 10^{-6 См}
				4,38	-	-	86,7	-	-	1,44	8,47
				4,38	-	-	86,7	-	-	1,44	8,47
							142,2		82,7	1,29	8,32
				2,6	2,6	2,6	88,9			1,74	12,1
				2,54	-	-	55,9	-	-	2,04	13,23

7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

7.1 Конструкция воздушных линий определяется районами прохождения их трасс и районированием климатических условий территории страны по скоростным напорам ветра, толщине гололедных образований, грозовой активности и интенсивности пляски проводов [8].

Воздушные линии 110 кВ выполняются одно- и двухцепные с использованием одно- и двухцепных опор. Линии сооружаются на железобетонных промежуточных опорах, а в качестве анкерных угловых применяются стальные опоры.

Линии 110 кВ выполняются неизолированными многопроволочными сталеалюминиевыми проводами марки АС, конструктивно состоящими из стального многопроволочного сердечника с навитыми алюминиевыми проволоками.

С точки зрения соотн