Методичні вказівки по виконанню курсового проекту для студентів спеціальностей Електроенергетика - Методические указания к выполнению проекта

6. Методические указания к выполнению проекта

6.1. Постановка задачи

Необходимо сформулировать основную задачу, решаемую при курсовом проектировании. Отметить ту роль, которая отводится энергетики в развитии всего народного хозяйства страны, показать перспективы развития электрических систем и сетей страны.
Литература [32 с. 6-21; 5, с. 5-10; 6, с. 6-13; 8, с. 7-41].

6.2 Выбор схемы и номинальных напряжений сети

Выбор схемы и номинальных напряжений сети при проектировании производится одновременно на основе технико-экономических расчетов и сравнения принятых вариантов исполнения сети. При этом принимается тот вариант (оптимальный), который наиболее полно отвечает всем техническим требованиям, предъявляемым к сети, и является экономически выгодным. Поэтому, прежде чем приступить к выбору схемы и номинальных напряжений сети, необходимо изучить основные требования, предъявляемые к электрическим сетям: надежность электроснабжения потребителей, высокое качество отпускаемой потребителям электроэнергии, экономичность сооружения и эксплуатации электрических сетей и систем.
Надежность электроснабжения и высокое качество электроэнергии находятся в противоречии с экономичностью, поэтому все потребители в отношении обеспечения надежности электроснабжения делятся на три категории.
Электроприемники I категории допускают перерыв в электроснабжении лишь на время автоматического ввода резервного питания, II категории - на время включения резервного питания дежурным персоналом, III категории - допускают перерыв электроснабжения до суток.
Для обеспечения необходимой надежности электроснабжения района с нагрузками I и II категорий используют разомкнутые резервированные сети (двух цепные магистральные и радиальные линии), замкнутые сети (кольцевые, сети с двухсторонним питанием) или сложно замкнутые сети напряжением 35 - 220 кВ.
Качество электроэнергии определяется частотой переменного тока, величиной напряжения на зажимах приемников электроэнергии, формой кривой и симметричностью трехфазного тока и напряжения.
При выполнении курсового проекта рассматриваются только те вопросы, которые связаны с поддержанием в заданных пределах величины напряжения на зажимах приемников электроэнергии. Следует помнить, что работа приемников электроэнергии (при напряжении до 10 кВ) будет обеспечена, если напряжение на вторичной стороне приемных подстанций (на шинах 6 или 10 кВ) в нормальном режиме при максимальных нагрузках составит 1,05 UHOM, а при минимальных U^. Это напряжение может быть получено, если применить понижающие трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При этом следует проверить, чтобы напряжение на высшей стороне трансформаторов не выходило за пределы, ограниченные крайними анцапфами обмоток трансформаторов. В [7, с. 189-199] указаны пределы регулирования напряжения трансформаторов с РПН.
На трансформаторах с РПН приняты следующие пределы регулирования (%):трехфазные двух обмоточные трансформаторы 35 кВ ±6x1,5; ±8x1,5; 110 кВ
+ 10x1,5,-8x1,5; ± 9х 1,78; 220 кВ ± 8x1,5; ±6x2. При курсовом проектировании, если нет точных данных, можно пользоваться любым из указанных значений предела регулирования для данного напряжения.
Экономичность вариантов определяется их сравнением по величине расчетных затрат. Однако до экономического сравнения следует убедиться, что все предлагаемые варианты отвечают перечисленным выше техническим требованием.
Для конкретной оценки вариантов выполнения сети, прежде всего, следует решить вопрос о конструктивном выполнении линий сети и подстанций. При выполнении курсового проекта можно считать, что особых ограничений на трассу (аэродром, город и т.п.) нет. Следует выбирать воздушные одно - или двух цепные линии в зависимости от конфигурации сети.
Конфигурация электрической сети 35-220 кВ в основном определяется взаимным расположением источников питания и приемных подстанций, а также необходимостью обеспечения заданной надежности (резервирования) электроснабжения. Номинальное напряжения линий определяется величиной передаваемой мощности и дальностью передачи.
Следует иметь в виду, что не всегда целесообразно всю сеть района выполнить линиями одного номинального напряжения. Для различных частей сети можно применять разные номинальные напряжения. Чем больше мощности, передаваемые по линии, и чем больше расстояния, на которые передаются эти мощности, тем более выгодны повышенные напряжения. В табл. 6.1 приведены значения номинальных напряжений в зависимости от передаваемой мощности и дальности передачи, которые рекомендуется применять при предварительном расчете. Надо помнить, что выбор номинального напряжения влияет также на баланс мощности, поэтому указанные рекомендации могут быть уточнены после технико-экономического расчета сети.

Таблица 6.1
Зависимость номинального напряжения UH0M от передаваемой мощности S и дальности передачи L

Зависимость конфигурации электрической сети от мест взаимного расположения источников питания и приемных подстанций, а также от требований резервирования еще более сложна. Поэтому выбор варианта схемы сети требует тщательного анализа и технико-экономического расчета.
На рис. 6.1 приведено несколько вариантов взаимного расположения источника питания А и приемных подстанций б, в, г, д, е, а также некоторых схем их соединения с учетом необходимости резервирования питания. В данном случае (рис. 6.1) возможны схемы кольцевые, магистральные резервированные или их сочетание. Задачей проектировщика является выбор такой схемы и номинального напряжения ее линий, чтобы были удовлетворены требования надежности, высокого качества электроэнергии и экономичности. Например, в схеме рис. 6.1, а, б без глубокого анализа очевидна выгодность кольцевой схемы и невыгодность магистральной резервированной, а в схеме рис. 6.1, в, г наоборот - невыгодность кольцевой схемы и выгодность магистральной резервированной сети; в схеме рис. 6.1, д, е не очевиден ни один вариант. Необходимо указать преимущества того или иного варианта. Окончательно вопрос о технико-экономической целесообразности величины номинального напряжения и конфигурации сети решается в результате технико-экономического сравнения технически полноценных вариантов электроснабжения потребителей.
Обычно для выбора схемы электроснабжения достаточно составить три-четыре варианта. При этом варьируются как номинальные напряжения, так и конфигурация схем соединения.
Литература:[1, гл. 1-2; 3, с. 336-373; 5, с. 13-15, 278-287; 6, с. 190-192, 199-202, 305-309; 7, с. 74-85, 97-104; 8, с. 44-51; 9, с. 93 ].

6.3. Выбор схемы понижающих подстанций

Курсовой проект по дисциплине «Электрические сети и системы» выполняется студентами до прохождения курса «Электрические станции и подстанции», где подробно изучается материал, необходимый для выполнения данной темы. Поэтому приводятся очень краткие сведения об основных принципах выбора схем понижающих подстанций в кольцевых (рис. 6.2.,а), магистральных (рис. 6.2, б) и радиальных сетях, которые могут быть выбраны в ходе выполнения курсового проекта.
Основным принципом, которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования, строительства и реконструкции электрических сетей, является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.
Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности, в кольцевых сетях, выполненных одноцепными линиями (рис. 6.2., а)). Применяют схему двух трансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в в перемычке на высшей стороне трансформатора. Отдельно схема подстанции типа «мостик» приведена на рис. 6.3. д.

Рис. 6.1 Варианты возможного взаимного расположения и схем соединения источников питания и приемных подстанций

Рис. 6.2. Некоторые типы схем электрических сетей: а) кольцевая, б) магистральная сеть с ответвлением

В магистральных (рис. 6.2., б)) и радиальных сетях, выполненных двух цепными линиями, применяют схему двух трансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высшей стороне подстанции. Схема подстанции «два блока линия - трансформатор» приведена на рис. 6.3, а. Указанный вид понижающей подстанции принимают вне зависимости от того, заходит линия на подстанцию или питание осуществляется от двух цепной магистральной линии.
Оба приведенных типа подстанций на стороне низшего напряжения снабжены развитой системой выключателей, позволяющих обеспечить достаточно высокую надежность электроснабжения при применении схем для питания потребителей 1 и 2 категорий в кольцевых и резервированных магистральных и радиальных сетях.
Литература [7, с. 91-97; 8, с. 51-56].

6.4. Потребление и покрытие потребности в активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для периода наибольших нагрузок. Оно складывается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
В курсовом проекте предполагается, что питание осуществляется от крупной энергетической системы, мощность которой достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности.

Рис. 6.3. Схемы двух трансформаторных понижающих подстанций: а) «два блока линия - трансформатор»; б) «мостик»

6.5. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств

Приближенное рассмотрение потребления реактивной мощности, а также предварительный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств и проектируемой сети рекомендуется производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Компенсация реактивной может существенно влиять на величину полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В итоге выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схемы сети, а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.
При выполнении курсового проекта условно принимается совпадение по времени периодов потребления активных наибольших и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производится по активным наибольшим нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности. Кроме того, с целью уменьшения объема курсового проекта вопрос о покрытии реактивных нагрузок объектов можно решить упрощенно. Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности, чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до значения 0,92 - 0,95 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций, расположенных вблизи от источников питания). Баланс реактивной мощности района будет выглядеть следующим образом.
Потребители реактивной мощности: реактивная нагрузка на шинах вторичного напряжения подстанций; намагничивающая мощность и потери реактивной мощности в обмотках трансформаторов понижающих подстанций; потери реактивной мощности в линиях электрической сети.
Генераторы реактивной мощности: реактивная мощность системы (подстанция А); зарядная мощность линий электрической сети; мощность компенсирующих устройств.
Приближенное значение мощности компенсирующих устройств Qny, устанавливаемых на шинах вторичного напряжения каждой подстанции, можно определит с помощью следующего выражения:
QKy = PkKH(tg<Pk-<g<PXK).
где: Ft - активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей К-той подстанции
ф« и <p„ - угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного напряжения К-той подстанции и его желаемое значение после компенсации;
Кн = —^- - коэффициент нагрузки (при курсовом проектировании можно принять Кн =0,8+0,96
Рср - среднее значение активной мощности. Все последующие расчеты в проекте необходимо производить по реактивным составляющим нагрузок с учетом установки на подстанциях выбранных компенсирующих устройств.
Литература: [1, гл V;3, с.253-262, 5, с.102-103, с.294-298; 6, с.154-165, 297-298; 7, с.148-151,217-225; 8, с. 36-38, 61-63].

6.6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций и определение их параметров

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает требуемую надежность электроснабжения. В данном курсовом проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, поэтому выбор мощностей производится приближенно. Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40 % .мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной (0,65 - 0,7) максимальной нагрузке подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора (прил. 7).
После определения мощности компенсирующих устройств и параметров трансформаторов Rr, Х„ AQCT, APCT рекомендуется определить: потери активной и реактивной мощности ДРТ и AQT , потери напряжения AUT и потери энергии в трансформаторах каждой подстанции AWk, суммарные потери энергии в трансформаторах сети AWTЈ. Учитывая то положение, что режим работы трансформаторов не изменяется при изменении схемы сети в различных вариантах, можно привести нагрузки подстанций к высшей стороне напряжения, упростив тем самым дальнейшие расчеты вариантов.
Литература [1, гл. IV; 7,с.120-122, 183-206;8, с. 57-58].

6.7. Электрический расчет режимов намеченных вариантов

Выяснив, что каждый из сравниваемых вариантов питания потребителей может обеспечить надежное электроснабжение, необходимо проверить показатели, характеризующие качество электроэнергии, определить параметры сети и режима, подготовив тем самым данные для окончательного технико-экономического расчета.
Расчет начинается с составления схемы замещения сети и приведение нагрузок подстанции к высшей стороне напряжения трансформаторов. Затем находят предварительное потокораспределение мощностей для каждого из рассматриваемых вариантов. При этом необходимо рассчитать потокораспределение и потери напряжения в нормальном и одном из наиболее тяжелых после аварийных режимов при максимальных нагрузках.
Из числа после аварийных режимов при предварительной оценке вариантов достаточно рассмотреть отключение одной из линий сети, приводящее к наибольшему снижению напряжения в более удаленной части сети и протеканию тока по наиболее нагруженному ее участку.
Предварительное потокораспределение мощностей в каждой схеме можно находить упрощенными методами: замкнутые сети предполагаются однородными, что дает возможность находить распределение мощностей по длинам линий, а не по их комплексным сопротивлениям, применяя при этом метод расщепления; не учитываются потери мощности в линиях; используются номинальные, а не действительные напряжения в точках сети; непрямолинейность трасс линий можно учесть путем увеличения соответствующих длин на 10-15 %; можно считать потокораспределение мощностей одинаковым в сетях одинаковой конфигурации, но разных номинальных напряжений.

При нахождении потокораспределения в магистральных резервированных сетях, выполненных двух цепными линиями, следует иметь в виду, что секционные выключатели на низшей стороне приемных подстанций в нормальном режиме отключены. Поэтому каждая из магистралей работает раздельно. При одинаковой загрузке секций приемных подстанций линии также загружены равномерно, нагрузка каждой линии и трансформатора равна половине суммарной нагрузки. Потокорас-пределение мощностей в таких сетях находится с помощью уравнений, составленных по первому закону Кирхгофа для каждой из узловых точек, причем расчет нужно начинать с наиболее отдаленного узла. Самым тяжелым из послеаварийных режимов будет режим отключения одной из линий головного участка.
Зная потоки мощностей каждого участка сети в схемах сравниваемых вариантов, можно определить сечение проводов этих участков, удовлетворяющих экономическим и техническим требованиям. Сечения проводов в воздушных электрических сетях 35-220 кВ выбираются в нормальном режиме по экономической плотности тока или по экономически токовым интервалам с учетом проверки выбранных сечений: по допустимому нагреву проводов в наиболее тяжелом послеаварийном режиме; по условию механической прочности (для линий 35 кВ. и ниже). Линии сети напряжением 110-220 кВ, кроме того, следует проверить по условию корониро-вания проводов при среднеэксплуатационных климатических нагрузках (сечения проводов должны быть не менее АС -70 при напряжении 110 кВ, АС -240 при напряжении 220 кВ.). Из всех сечений, проверенных по указанным выше условиям, принимаются наибольшее.
Выбрав сечения проводов и их марки (прил. 6), а также тип опор, имеем все данные для определения параметров линий сети, а значит, и данные для определения потерь напряжения, мощности и энергии.
Для проверки приемлемости варианта по показателям качества электроэнергии достаточно убедиться, что на низшей стороне трансформатора (на стороне 6 или 10 кВ) можно обеспечить встречное регулирование напряжения в соответствии с требованиями [1]. Практика эксплуатации электрических сетей показывает, что наиболее сложно обеспечить необходимое напряжение - (1,05, 1,1)Uhom - на вторичной стороне понижающих подстанций в режиме максимальных нагрузок. Поэтому при оценке качественных характеристик электроэнергии следует, прежде всего, для всех вариантов проверить возможность обеспечения встречного регулирования, - т.е. напряжения в пределах 6,3; 6,6 или 10,5; 11 кВ. в режиме максимальных нагрузок.
Приближенно можно считать, что указанное значение напряжения на вторичной стороне понижающих подстанций будет обеспечено, если на первичную сторону трансформатора будет подведено напряжение, не выходящее за пределы их регулировочной способности (за пределы номинальных напряжений крайних анцапф понижающих трансформаторов с РПН). Например, трансформатор с РПН типа ТМН -2500/110 имеет номинальное напряжение на высшей стороне 110 кВ и ответвления (анцапфы) *"9х1,78 %. При этом надо учесть, что если к какому-либо ответвлению подвести соответствующее ему напряжение, то на вторичных зажимах ненагружен-ного трансформатора будет напряжение, равное номинальному напряжению холостого хода трансформатора. При нагрузках в тех же условиях на вторичных зажимах напряжение уменьшится на величину потерь напряжения в трансформаторе AUT -0,05 U„ . В данном примере, если к трансформатору в режиме максимальной нагрузки будет подведено напряжение не ниже 92,4 кВ. (110-9x1,78 — = 92,4 кВ), то на вторичной стороне оно будет не ниже 6,3 или 10,5 кВ.
Данный вариант сети и номинального напряжения приемлем для дальнейшего анализа.
Уменьшение потерь напряжения в рассчитываемом варианте схемы можно добиться увеличением мощности компенсирующих устройств. Если же это нецелесообразно, то данный вариант нужно признать неудовлетворительным и исключить из дальнейших технико-экономических расчетов.
Обычно в результате анализа следует отобрать для дальнейшего сравнения два-четыре технически полноценных варианта.
Литература:[3, с.152-205,340-357;5,с. 155-185, 254-266; 5с.73-74, 69-94,99-104, 123-127; 7, с. 115-120, 125-138; 8, с.118-124, 153-168; 9, с,25-29, 37-39, 43-45, 78-82].

6.8 Выбор экономически наивыгоднейшего варианта

Выбор экономически наивыгоднейшего варианта производится путем сравнения приведенных расчетных затрат таким образом, когда из оставшихся вариантов выбирается тот, у кого меньше приведенные затраты. При этом каждый из оставшихся для анализа вариантов должен отвечать всем техническим требованиям, т.е. должен быть тщательно разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь напряжения, потерь электроэнергии с определением параметров всех линий и трансформаторов, с расчетом потерь напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме.
При сравнении вариантов по приведенным затратам в общем случае должны учитываться: стоимость линий, ячеек, коммутационных аппаратов, трансформаторов, компенсирующих устройств и другого оборудования, отчисления на амортизацию, текущий и капитальный ремонт, обслуживание всего оборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах.
Все указанные технико-экономические показатели можно определить лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. При выборе вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях, с одинаковым размещением компенсирующих устройств и одинаковыми схемами подстанций можно сравнивать только стоимость линий сети, стоимость потерь электроэнергии в них и соответствующие отчисления. Такое определение относительных приведенных расчетных затрат значительно сокращает вычисления.
Варианты схем можно считать экономически равноценными, если разница в приведенных затратах не превышает 5 %. В таком случае следует выбрать вариант, у которого: выше номинальное напряжение и показатели надежности; более гибкая схема (приспосабливаемость схемы к необходимым режимам работы сети); меньше расход цветного метала на провода воздушных линий и меньше количество электрической аппаратуры; лучшая возможность развития сети при росте нагрузок и появлении новых пунктов потребления электроэнергии.

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных расчетных затрат, вычисленных по формуле, руб./год,:
3= Е„ *К +И =минимум. где ?„ =--нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,
числено равный 0,25;
К - единовременные капиталовложения в сооружаемые объекты, тыс. грн.
И - ежегодные эксплуатационные издержки, тыс. грн.
При выполнении технико-экономических расчетов по составлению вариантов и выбору оптимальных схем на начальных стадиях проектирования, значения капитальных вложений определяют по укрупненным показателям стоимости элементов сети. Для определения сметной стоимости строительства при проектировании объектов электрической сети пользуются специальными прейскурантами и ценниками. При курсовом проектировании необходимо изучить способы определения основных технико-экономических показателей. Поэтому достаточно произвести расчет, пользуясь данными, приведенными в приложениях, и изучить основные положения в рекомендованной литературе.
Стоимость 1 км. воздушных линий со сталеалюминевыми проводами приведена в прил. 2 для различных напряжений и сечений проводов с учетом материала конструкции опор (при реальном проектировании должны учитываться различные условия прохождения трассы, расчетные скорости ветра и т.п.)
При определении стоимости подстанций следует учитывать стоимость элементов подстанции А и стоимость понижающих подстанций б, в, г (рис.).
При определении стоимости питающей подстанции следует учитывать лишь те элементы, которые связаны с проектируемой сетью. Такими элементами являются ячейки с выключателями высокого напряжения открытого распределительного устройства, отходящих от подстанции линий.
Стоимость одной ячейки высшего напряжения открытых распределительных устройств с выключателями приведена в прил. 3 и включает затраты на выключатель, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, силовые и контрольные кабели, строительство и монтаж.
При определении стоимости понижающих подстанций (рис. 6.1, б, в, г) следует учитывать стоимость трансформаторных подстанций и отдельно стоимость ячеек высокого напряжения открытого распределительного устройства с выключателями.
В прил. 4 приведены расчетные стоимости двухтрансформаторных подстанций для блочной и мостиковой схем. Они включают стоимость двух трансформаторов с РПН, открытых распределительных устройств без выключателей и постоянную часть затрат.
Стоимость компенсирующих устройств принимается 7 тыс. грн. х4 Мвар установленной мощности.
Амортизационные отчисления предназначаются для капитального ремонта оборудования и сооружений, для полной замены основных фондов после их износа и зависят от срока службы оборудования и сооружений, а также от периодичности и стоимости капитального ремонта. Амортизационные отчисления установлены в процентах от стоимости основных фондов и определяются для каждого года по сумме капиталовложений предыдущих лет. Ежегодные расходы на обслуживание электрических сетей приближенно оцениваются пропорционально стоимости основных фондов. В прил. 5 приведены ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрических систем (в процентах капитальных затрат).
Затраты на электроэнергию могут быть учтены с помощью замыкающих оценок стоимости электроэнергии. На рис. 6.4 в виде графиков приведены замыкающие оценки для определения стоимости потерь электроэнергии.
т- время потерь, которое можно определить по рис. 6.5 в зависимости от coscp иТт;
Тт -число часов использования максимума нагрузки;
аmax-коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки энергосистемы. При курсовом проектировании можно принять значение аmax=0,9.

Рис. 6.4 Удельные затраты на возмещение потерь в сетях:

1- ЕЕЭС,
2 - ОЭС восточных районов,
3 - ОЭС Сибири

Затраты на возмещение потерь мощности в электрических сетях определяются следующим образом:

где AW' и AW" - потери электроэнергии, соответственно зависящие и независящие от нагрузки, кВт.ч;
З1, иЗ" - стоимость 1 кВт. ч. потерь электроэнергии, определяемых по графику (рис. 6.4.) для показателей

Рис. 6.5. Зависимость времени от числа использования максимума нагрузки и cos ф

Далее следует определить потери энергии в линиях Л >Ул j, трансформаторах WT ? и статических конденсаторах Д WK ?, которые равны:

t-i где для каждого участка сети или трансформатора:
S, - потоки полной мощности при максимальных нагрузках линий или трансформаторов;
ДР« » АР о - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора;
Sнom к - номинальная мощность трансформатора;
Р„ - активное сопротивление одной линии участка сети;
п - число параллельно работающих трансформаторов;
Q«y - установленная мощность компенсирующего устройства на К -той
подстанции;
т, р, q - соответственно число одно-цепных линий, трансформаторных подстанций, компенсирующих установок;
К,, - коэффициент удельных потерь в компенсирующих устройствах (для отечественных конденсаторов К*у = 0,003 кВт/кВ Ар); Т - количество часов работы электроустановки в году.
Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения получается особенно наглядным, если результаты вычисления расчетных затрат свести в табл.
6.2.

Литература: [3, с.277-297; 5, с.232-256; 6 с. 73-94; 7, с.252-282; 8, с. 104-117; 9, с. 91-101, 134-170].

6.9. Обеспечение необходимых напряжений на понижающих подстанциях и выбор  средств регулирования

Необходимые напряжения на понижающих подстанциях могут быть получены как ограничением потери напряжения в электрических сетях, так и соответствующим его регулированием.
В соответствии с требованиями [1] в центрах питания вновь проектируемых сетей должно быть обеспечено встречное регулирование напряжения. В сетях 35-220 кВ. центрами питания являются шины вторичного напряжения понижающих подстанций. Регулирование напряжения в центрах питания весьма эффективно. Следует иметь в виду, что в рационально спроектированной сети регулирование напряжения в центрах питания является достаточным для обеспечения необходимого качества напряжения основных потребителей.
Для электрических сетей рассматриваемого в курсовом проекте типа, в нормальном и в послеаварийном режимах работы принимаются следующие средства регулирования напряжения:
• трансформаторы понижающих подстанций с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Эти устройства экономичны, достаточно надежны, высокоэффективны и в настоящее время являются основными средствами регулирования напряжения;
• линейные регуляторы, установка которых допускается только при отсутствии трансформаторов или автотрансформаторов с РПН;
• компенсирующие устройства.
В случае, если перечисленные средства не обеспечивают необходимых уровней напряжения (потери напряжения превышают допустимую величину), можно уменьшить потоки реактивной мощности за счет установки на подстанциях дополнительных источников реактивной мощности или осуществить электроснабжение на следующей, более высокой шкалы нормальных напряжений.
Литература [3, с.298 -335; 6, с.283-289; 5, с.313-317].

6.10. Электрический расчет сети в нормальных и в послеаварийных режимах.

Для окончательно выбранного варианта должен быть произведен проверочный расчет характерных режимов работы сети с учетом действительных сопротивлений выбранных проводов и потерь мощности во всех элементах схемы электроснабжения. Этот расчет делается для определения показателей режимов, выявления возможности дальнейшего повышения экономичности работы сети, который позволит выбрать необходимые средства регулирования напряжения. Результаты расчета могу служить для настройки устройств автоматики, телемеханики и релейной защиты.
Для проведения электрических расчетов следует составить однолинейную схему замещения всей сети, указав на ней все сопротивления линий и трансформаторов, заданные мощности нагрузок, зарядные мощности линий (при напряжении сети более 35 кВ.) и проводимости трансформаторов в числовых величинах. Проводимости в трансформаторах более удобно представить в виде потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах в режиме холостого хода. Далее составляется расчетная схема с расчетными нагрузками. Расчетная схема содержит только сопротивления линий и расчетные нагрузки, т.е. нагрузки, приведенные к высшей стороне напряжения и учитывающие потери мощности в трансформаторах, и зарядные мощности, прилегающие к данной нагрузке линий.
Используя расчетную схему с расчетными нагрузками, приступают к определению уточненного (с учетом потерь мощности) потокораспределения активных и реактивных и реактивных мощностей по линиям сети. Далее следует найти напряжение на шинах подстанций в нормальном режиме при максимальных нагрузках и в поелеаварийном режиме, приводящем к наибольшим потерям напряжения в сети. По напряжению, заданному на шинах высшего напряжения центра питания (с учетом встречного регулирования), определяются потери напряжения на всех элементах сети и напряжения на высшей и низшей стороне каждой подстанции при выбранном коэффициенте трансформации трансформаторов.
В целях сокращения однотипных расчетов режим наименьших нагрузок можно рассматривать упрощенно с некоторой неточностью, допускаемой в этом случае. Можно считать, что потери напряжения в сети в режиме наименьших нагрузок уменьшаются пропорционально величине SM„„ /S^c , а потери мощности - пропорционально величине S^/S^^no сравнению с режимом максимальных нагрузок. Поэтому величины потерь напряжения и мощности в линиях и обмотках трансформаторах в режиме наименьших нагрузок могут быть получены путем умножения соответствующих значений, найденных для режима наибольших нагрузок, на приведенные отношения.
Расчеты режимов сети и их результаты рекомендуется, свети в табл. 6.3.

Результаты расчетов режима (пример)
Таблица 6.3.

6.11. Определение технико-экономических показателей выбранного варианта электроснабжения

В этом разделе курсового проекта после выполнения расчета режимов для выбранного варианта сети и выбора необходимых дополнительных средств регулирования напряжения должны быть определены основные технико-экономические показатели сети: капиталовложения, эксплуатационные издержки и себестоимость передачи энергии. Значительная часть этих расчетов была выполнена в ходе технико-экономического сравнения вариантов сети. В отличие от предыдущих расчетов в этом разделе необходимо подсчитать полные затраты для всей сети. Следует подсчитать капиталовложения, необходимые для сооружения электрической сети, т.е. следует включить стоимость тех элементов сети, которые не были учтены при сравнении вариантов. Это относится также и к годовым эксплуатационным расходам, включал годовые потери энергии в элементах сети.
Важным показателем экономичности сети является себестоимость С передачи 1 кВт. ч. энергии по проектируемой сети, которая определяется как частное от деления ежегодных эксплуатационных издержек И на годовое количество электроэнергии Wn передаваемое потребителям с помощью проектируемой сети с учетом потерь энергии в ней, коп/кВт. ч.;
где   Рmax л - максимальное значение мощности каждой из линий, отходящих от шин источников питания с учетом потерь мощности в каждом элементе сети, кВт.
Величина себестоимости передачи 1 кВт. ч. энергии для электрических сетей рассматриваемого в проекте типа получается, как правило, порядка 0,1 коп/ кВт. ч.