r"> =

      где - длина трассы одноцепной линии, км;

       - длина трассы двухцепной линии, км.

 = +2+++ = 43,66+2170,35 = 384,36 (км)

     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии n^в = 6 шт. 
 
 
 

Вариант №4

Рисунок 4 – Районная электрическая сеть вариант 4 

     Суммарная длина трасс:

 = = ++++ = 43,66+38,52+48,45+36,81+30,82 = 198,26 (км)

 =

      где - длина трассы одноцепной линии, км;

      - длина трассы двухцепной линии, км.

 = +2+++ = 43,66+2154,6 = 352,86 (км)

     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии n^в = 6 шт. 
 
 
 

Вариант №5

Рисунок 5 – Районная электрическая сеть вариант 5 

     Суммарная длина трасс:

==++++= 49,65+38,52+48,45+36,81+30,82

= 204,25 (км)

 =

      где - длина трассы одноцепной линии, км;

       - длина трассы двухцепной линии, км.

 = +2+++ = 49,65+2154,6 = 358,85 (км)

     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии n^в = 8 шт.

     В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной  или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых  потоки мощности направлены обратно  к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной  линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание  перегрузки головных участков магистрали.

     Рассчитываем  аналогичным образом для шести  остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 2.

     Таблица 2 – Параметры проектируемых схем соединений

     

     По  минимуму расхода оборудования и  длины линий для дальнейшего  рассмотрения оставляем 3 варианта соединения: четвертый, пятый и шестой.

     Для каждого из оставшихся вариантов  определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.

     Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы – сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную  линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную – при 220 кВ. Если сечение  линии на напряжении 35 кВ получится  значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.

     Расчёты ведём по формуле: 

      где – полная мощность, протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА;

=1 А/мм²– экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.

     Для схемы №4

Для наиболее загруженной линии:

                                = 847 (мм²)^{300 мм2}

Для наименее загруженной линии:

                               = 31,5 (мм²)^{70 мм2}

     Для схемы №5

Для наиболее загруженной линии:

                                  =647 (мм²)^{300 мм2}

Для наименее загруженной линии:

                               =31,5 (мм²)^{70 мм2}

     Исходя  из полученных результатов и поставленных условий, можно сделать вывод, что  линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в  наших схемах соединения не подходят. Поэтому считаем на номинальное  напряжение 110 кВ.

     Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью. Рекомендованные  сечения линий 110 кВ – это АС-70…АС-300. 
 
 
 

     2.2 Расчет сечений проводов линий и выбор для них марки

     Для схемы №4

 = 206 мм², марка провода АС-240 (мм²), (r₀=0,130; x₀=0,383);

 = 269мм²,марка провода АС-270 (мм²), (r₀=0,108; x₀=0,363);

= 63 мм², марка провода АС-70(мм²), (r₀=0,46; x₀=0,433);

 = 81 мм², марка провода АС-95 (мм²), (r₀=0,330; x₀=0,422);

 = 97 мм², марка провода АС-120 (мм²), (r₀=0,270; x₀=0,416);

 = 137 мм², марка провода АС-150 (мм²), (r₀=0,210; x₀=0,409).

     Для схемы №5

=206 мм², марка провода АС-240 (мм²), (r₀=0,130; x₀=0,383);

=63 мм², марка провода АС-70 (мм²), (r₀=0,460; x₀=0,433);

=81 мм², марка провода АС-95 (мм²), (r₀=0,330; x₀=0,422);

=97 мм², марка провода АС-120 (мм²), (r₀=0,270; x₀=0,416);

=137 мм², марка провода АС-150 (мм²), (r₀=0,210; x₀=0,409).

     Дальнейшее  технико-экономическое сравнение  вариантов производим в два этапа.

     На  первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются  варианты, у которых окажутся меньшие  потери напряжения от источника питания  до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j – той линии определяем по формуле:

      

     где   – длина линии, км;

     , – активная (МВт) и реактивная (Мвар) мощности, протекающие по линии;

     r_oj, x_oj – погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии.

     При нескольких последовательно соединенных  линиях определяем суммарные потери напряжения на участке «источник  питания – наиболее удаленный  приемный пункт». Вариант считается  пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут  не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.

     Для схемы №4

38,52 = 3,57 (кВт)

38,52 = 2,37 (кВт) 

43,66+5,94=9,41 (кВт)

73,62=4,49 (кВт)

61,64=4,58 (кВт)

96,9+4,58=10,43 (кВт)

     Для схемы №5

49,65=3,95 (кВт)

77,04=4,74 (кВт)

73,62=4,49 (кВт)

61,64=4,58 (кВт)

96,9+4,58=10,43 (кВт)

     Послеаварийным  режимом, считаем тот, при котором  у двухцепной линии одна из цепей выходит из строя. Вследствие этого, сопротивление линии и потери напряжения увеличиваются в 2 раза.

     Для схемы №4

=210,43=20,86 (кВт)

     Для схемы №5

=210,43=20,86 (кВт)

     Сравнивая полученные результаты с  допустимыми  потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что оба варианта: схемы 4 и 5, приемлемы.

     На  втором этапе производим технико-экономическое  сравнение оставшихся 2 вариантов  схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с  выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т.п.

     Проверим  варианты схем по допустимому нагреву:

=605А

Вариант 4 и 6 имеют загруженный участоки с параметрами:

 

 

     По допустимому нагреву  варианты соответствуют норме. 
 

    2.3 Выбор мощности  трансформаторов  приёмных подстанций

     Исходя  из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях  принимаем к установке по два  трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей  номинальной мощности трансформатора, и выбираем типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.

      

    где – полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 1.

     Подстанция  «б»

 = 28,05 (МВА)

     Выбираем  два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32000/110. Каждый из них мощностью по 32000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб..

     Подстанция  «В»

=17,13 (МВА)

     Выбираем  два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб..