Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
4
Разраб.
Сидоров С.С.
Пров.
Дементьев С.С.
Реценз.
Н. Контр.
Утв.
Проектирование
районной электрической
сети
Лит.
Листов
59
Содержание
Введение........................................................................................................... 6
1 Исходные данные ......................................................................................... 7
2Схемы развития сети..................................................................................... 9
3 Расчёт схемы варианта 1 ........................................................................... 11
3.1 Выбор номинального напряжения сети ............................................ 11
3.2 Расчет токораспределения в сети в нормальном и послеаварийном
режимах .................................................................................................. 11
3.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме .............. 12
3.2.2 Расчет потокораспределения в послеаварийном режиме ....... 13
3.3 Выбор сечений линий электропередачи ........................................... 14
3.4 Выбор трансформаторов на подстанциях сети ................................ 16
3.5 Выбор схем подстанций ..................................................................... 19
3.6 Расчет экономических показателей сети .......................................... 20
4 Расчёт схемы варианта 2 ........................................................................... 25
4.1 Выбор номинального напряжения сети ............................................ 25
4.2 Расчет токораспределения в сети в нормальном и послеаварийном
режимах .................................................................................................. 25
4.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме .............. 26
4.2.2 Расчет потокораспределения в послеаварийном режиме ....... 26
4.3 Выбор сечений линий электропередачи ........................................... 27
4.4 Выбор трансформаторов на подстанциях сети ................................ 27
4.5 Выбор схем подстанций ..................................................................... 28
4.6 Расчет экономических показателей сети .......................................... 28
5 Экономическое сопоставление вариантов развития сети ..................... 30
6 Расчет токов КЗ ......................................................................................... 31

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
5
7 Выбор электрических аппаратов на подстанциях сети ......................... 39
7.1 Выбор выключателей ......................................................................... 39
7.2 Выбор разъединителей ....................................................................... 42
8 Расчет установившихся режимов сети ................................................... 43
8.1 Расчет сети в нормальном режиме .................................................... 43
8.1.1 Расчет потокораспределения ...................................................... 43
8.1.2 Расчет напряжения в различных точках сети ........................... 57
8.2 Расчет сети в послеаварийном режиме ............................................. 61
9 Библиографический список ..................................................................... 63

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
6
Введение
В данной работе
рассмотрено
проектирование
районной
электрической сети. Источник питания (расположен в г. Волгограде) –
подстанция «Волга» напряжением 220/110/35 кВ с установленной
мощностью автотрансформаторов 125 МВА, двойной системой шин и
воздушными выключателями на стороне 220 кВ. Для распределительной сети
было разработано три варианта развития сети. Исходя из требований
надежности, было рассмотрено два варианта. Для каждого варианта был
проведен расчет токораспределения в нормальном и послеаварийном
режимах. На основании полученных данных были выбраны провода
воздушных линий электропередач. Также был осуществлен выбор
трансформаторов и схем распределительного устройства для каждой
понижающей подстанции. На основании расчета основных технико-
экономических показателей был выбран окончательный вариант развития
сети, после чего проведен расчет токов короткого замыкания. По данным
расчета был осуществлен выбор основного коммутационного оборудования.
Также был проведен расчет установившихся режимов сети (нормального и
послеаварийного). Определение действительных напряжений на шинах
низшего напряжения подстанций и выбор средств регулирования напряжения
(при необходимости).

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
7
1 Исходные данные
Источник питания подстанция «Волга» напряжением 220/110/35 кВ с
установленной мощностью автотрансформаторов 125 МВА, двойной
системой шин и воздушными выключателями на стороне 220 кВ.
Расположение потребителей на плане местности приведены на
рисунке 1.
Рисунок 1 – Расположение потребителей
Расстояния до районных подстанций от питающей подстанции и
между ними заданы в таблице 1.
Таблица 1 – Расстояния между подстанциями
LА,км LБ,км LВ,км LГ,км LД,км LАБ,км LБВ,км LВГ,км LГД,км LБД,км
30
91
37
87
27
72
102
60
65
105

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
8
Заданные значения мощности представлены в таблице 2.
Центр
Р, МВт
cosφ
tgφ
А
15,2
0,91
0,45
Б
44,8
0,92
0,43
В
23,0
0,90
0,48
Г
14,6
0,93
0,39
Д
42,8
0,91
0,45
Состав потребителей по категории надёжности электроснабжения
представлен в таблице 3.
Таблица 3 – Состав потребителей в пунктах питания
Пункты
Потребители
I категории, %
Потребители
II категории, %
Потребители
III категории, %
А
50
20
30
Б
30
30
40
В
20
20
60
Г
15
45
40
Д
40
30
30

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
9
2 Схемы развития сети
При разработке схем развития сети необходимо учитывать несколько
условий:
-
сеть должна быть как можно короче географически;
-
электрический путь от источников к потребителю должен быть как
можно короче;
-
каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям
надёжности;
-
потребители I и II категории по надёжности электроснабжения
должны получать питание от двух независимых источников;
-
в послеаварийных режимах проектируемые линии не должны
перегружаться.
Варианты развития сети представлены на рисунке 2.
Вариант 1
Вариант 2

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
10
Вариант 3
Длина линии Lк, км, каждого к-го варианта вычисляется по
следующей формуле:
Lк= ∑ nij∙Lij
(1)
где nij – количество цепей линии на участке i-j;
Lij – длина участка i-j, км.
Определим по формуле (1) длины линий всех вариантов:
L1=72+91+30+27+37+60+65=382 км,
L2=2·30+2·91+2·27+2·37+2·60=490 км,
L3=2∙30+2∙37+91+105+65+87=422 км,
Для дальнейшего рассмотрения выберем схему вариантов 1 и 3,
предполагающую наиболее короткую трассу линии, а также наиболее
надежное электроснабжение потребителей.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
11
3. Расчет схемы варианта 1
3.1 Выбор номинального напряжения сети
В данном расчёте для определения экономически выгодного
напряжения сети будем использовать формулу Г.А. Илларионова, дающую
удовлетворительные результаты для всей шкалы напряжений от 35 до 1150
кВ:
Uэк=
1000
√500
L
+
n·2500
P
(2)
где L – длина линии, км;
n – кол-во цепей линии на участке;
Р – передаваемая мощность, МВт.
Напряжение кольца 1 UК1, кВ, по формуле (2):
UК1=
1000
√ 500
30+72+91
+
2500
15,2+44,8
= 107,7 кВ.
UК2=
1000
√ 500
37+60+65+27
+
2500
23,0+14,6+42,8
= 124,19 кВ
Принимаем в качестве номинального напряжения сети Uном=110 кВ.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
12
3.2 Расчёт токораспределения в сети в нормальном и послеаварийном
режимах
Схема токораспределения в сети изображена на рисунке 2.
Нагрузочные токи сети I, А, определяются по соотношению:
I=
P
√3Uном cosφ
(3)
где P – мощность нагрузки, кВт;
Uном – номинальное напряжение на участке сети, кВ;
cos – коэффициент мощности нагрузки.
Рисунок 2 – Токораспределение в сети
Вычислим токи нагрузок по формуле (3):
IА=
15,2∙103
√3∙110∙0,91
=87,67 А,
IБ=
44,8∙103
√3∙110∙0,92
=255,59 А,
IВ=
23,0∙103
√3∙110∙0,9
=134,13 А,
IГ=
14,6∙103
√3∙110∙0,93
=82,40 А,

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
13
IД=
42,8∙103
√3∙110∙0,91
=246,86 А.
3.2.1 Токораспределение в нормальном режиме
Определим токи в кольце 1:
IК1 =
IА(LАБ +LБ)+IБLБ
LБ+LБА+LАВ +LВ
(4)
где IА, IБ, – токи нагрузок А, Б сети, А;
LБ, LАБ, LА – длины участков ИПА, АБ, ИПБ линии, км.
По формуле (4):
IК1 =
87,67(72+91)+255,56∙91
30+72+91
=178,31 А
Токи на остальных участках кольца 1 найдём по первому закону
Кирхгофа.
Ток на участке АБ IАБ, А: IАБ =IК1-IА =178,31-87,67=90,64 А;
Ток на участке ИПБ IИПБ, А: IИПБ=IАБ -IБ = 90,64-255,59 = -127,84 А;
Определим токи в кольце 2:
IК2 =
IВ(LВГ+LГД+LД) + IГ(LГД+LД)+IДLД
LВ +LВГ+LГД+LД
(5)
где IВ, IГ, IД, – токи нагрузок В, Г, Д сети, А;
LВ, LВГ, LГД, LД – длины участков ИПВ, ВГ, ГД, ИПД линии, км.
По формуле (5):
IК2 =
134,13(60+65+27)+82,40(65+27)+246,86∙27
37+27+60+65
=183,25 А
Токи на остальных участках кольца 2 найдём по первому закону
Кирхгофа.
Ток на участке ВГ IВГ, А: IВГ=IК2-IВ=183,25-134,13=49,12 А;
Ток на участке ГД IГД, А: IГД=IВГ-IГ =49,12-82,40= -33,28 А;
Ток на участке ИПД IИПД, А: IИПД=IГД-IД= -33,28-246,56 = -280,14 А;
3.2.2 Расчет токораспределения в послеаварийном режиме

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
14
Определим токи в кольце 1 в послеаварийном режиме.
Максимальный ток на участке АБ IавАБ возникает при обрыве линии
ИПА или ИПБ и равняется сумме токов нагрузки узлов А и Б:
IавАБ =IБ+IА=87,67+255,59=343,26 А
Аналогично определяем токи на участках кольца 2. Обрыв ИПВ:
IавВГ =IВ=134,13 А
IавГД=IавВГ +IГ =134,13+82,40=216,53 А
IавИПД=IавГД+IД=216,53+246,86=463,39 А
Обрыв ИПД:
IавДГ =IД=246,86 А
IавГВ =IавДГ +IГ =246,86+82,40=329,26 А
IавИПВ =IавГВ+IВ=329,26+134,13=463,39 А
3.3 Выбор сечений линий электропередач
Выбор сечений проводов линии выполним по экономической
плотности тока, после чего проверим выбранные проводники по условию
послеаварийного режима.
Экономическое сечение Fэк, мм, рассчитывается по выражению:
Fэк =
Iр
jэк
(6)
где Iр – расчётный ток линии, А;
jэк – экономическая плотность тока, А/мм2
.
Расчётный ток линии Iр, А, определяется по формуле:
Iр=Iнб ∙αi∙αt
(7)
где Iнб – наибольший ток линии в нормальном режиме, А;
i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам
эксплуатации линии;
t
–
коэффициент, учитывающий число часов использования
максимальной нагрузки ВЛ (Tmax).

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
15
Выбранный проводник должен удовлетворять условию проверки по
нагреву:
Iав<Iдоп
(8)
где Iав – ток линии в аварийном режиме, А;
Iдоп – допустимый ток по нагреву для данного проводника, А.
Согласно
таблице 3.12[6] при Tmax=4200ч для
выбора
неизолированных сталеалюминевых проводов ВЛ принимается jэк=0,9 А/мм2
.
Для линий 110-220 кВ значение i может быть принято равным
1,05[6].
Согласно таблице 3.13 [6], считая коэффициент участия нагрузки ВЛ в
максимуме энергосистемы Км=1,0, при Tmax=4200 ч для линий 110-220 кВ
коэффициент t принимается равным 1,0.
Учитывая вышеперечисленное, выберем сечение провода на участке
ИПА линии.
Расчётный ток линии на участке ИПА IрАВ, А, по формуле (7):
IрАВ =178,31∙1,05∙1,0=187,23 А.
Экономическое сечение провода на участке ИПА FэкАВ, мм
2
,по
формуле (6):
FэкАВ =
187,23
0,9
=208,03 мм2 .
Предварительно примем ближайшее стандартное значение сечения
провода 240 мм2
.
Допустимый ток по нагреву Iдоп для данного сечения
составляет 610 А, в то время как максимальный ток линии на участке АВ в
аварийном режиме IавАВ=343,26 А. Как видно, условие (8) выполняется,
следовательно, окончательно выбираем на участке АВ провод АС 240/39.
Сечения проводов на остальных участках выберем а налогично,
учитывая, что согласно ПУЭ по условию короны для линий напряжением 110
кВ допускаются провода с площадью сечения не менее 70 мм2
.
Результаты выбора сечений линии электропередач сведём в таблицу 3.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
16
Таблица 3 – Выбор сечений проводников линии варианта 1
Линия
Uном,
кВ
Ток
участка, А
Проводник
Число
цепей
Вид аварии
Iав, А
Iдоп,
А
ИПА 110
178,31
АС-240/39
1
Обрыв ИПБ
343,26 610
АБ
110
90,64
АС-120/19
1
Обрыв ИПА/ИПБ 255,59 390
ИПБ
110
127,84
АС-150/24
1
Обрыв ИПА
343,26 450
ИПВ 110
183,25
АС-240/39
1
Обрыв ИПД
463,39 610
ВГ
110
49,12
АС-95/16
1
Обрыв ИПД
329,26 330
ГД
110
33,28
АС-70/11
1
Обрыв ИПД
246,86 265
ИПД 110
280,14
АС-240/39
1
Обрыв ИПВ
463,39 610
3.4 Выбор трансформаторов на подстанциях сети
В практике проектирования на подстанциях всех категорий
надёжности
предусматривается,
как
правило,
установка
двух
трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора
рекомендуется только в случае питания потребителей третьей категории при
наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции,
обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Установленная мощность трансформаторов на ПС должна
удовлетворять следующим условиям:
Sт≥
Smax
nт
(9)
Sт≥
Sав
кдоп.ав (nт-nотк)
(10)
где Sт – единичная мощность трансформатора, МВА;
Smax – максимальная нагрузка ПС в нормальном режиме, МВА;
nт – количество трансформаторов на ПС;
Sав – нагрузка ПС в послеаварийном режиме после выхода из работы
одного трансформатора (суммарная мощность потребителей первой и
второй категории при отключении потребителей третьей категории),
МВА;

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
17
кдоп.ав
–
допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов при
авариях;
nотк – количество отключенных трансформаторов на ПС.
Согласно ГОСТ 14209-97 трансформаторы допускают перегрузку в
1,4 номинальной мощности (кдоп.ав=1,4) на время не более 6 часов в течение 5
суток при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75.
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме кнорм
определяется по соотношению:
кнорм =
Smax
nтSном
(11)
где Smax – максимальная нагрузка ПС в нормальном режиме, МВА;
nт – количество трансформаторов на ПС;
Sном – единичная номинальная мощность трансформатора, МВА.
Коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме кав
определяется по соотношению:
кав =
Sав
(nт-nотк)Sном
(12)
где Sав – нагрузка ПС в послеаварийном режиме после выхода из работы
одного трансформатора (суммарная мощность потребителей первой и
второй категории при отключении потребителей третьей категории),
МВА;
nт – количество трансформаторов на ПС;
nотк – количество отключенных трансформаторов на ПС;
Sном – единичная номинальная мощность трансформатора, МВА.
Следуя вышеперечисленным требованиям, выберем трансформаторы
на ПС А, а также определим коэффициенты загрузки трансформаторов на
подстанции в нормальном и аварийном режимах.
Нагрузка ПС А в послеаварийном режиме SавА, МВА:
SавА =
αАI +αАII
100
SА
(13)
где АI, АII – доли потребителей I и II категорий на ПС А, %;

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
18
SА – мощность нагрузки А, МВА.
Мощность нагрузки потребителей SА, МВА:
SА =√РА
2
+QА
2
(14)
Где РА– активная мощность ПС А, МВт;
QА – реактивная мощность ПС А, Мвар.
Реактивная мощность ПС А определяется по формуле QА, Мвар:
QА =PА·tgφА
(15)
По формуле (15):
QА =PА ·tgφА = 15,2·0,45=6,84 Мвар
По формуле (14):
SА=√PА
2
+QА
2
=√15,2
2
+6,842
= 16,67 МВА
По формуле (13):
SавА =
50+20
100
∙ 16,67 = 11,67 МВА.
Следуя условиям (9), (10), единичная мощность трансформатора на
ПС А SтА, МВА должна удовлетворять следующим требованиям:
SтА≥
16,67
2
=8,33 МВА,
SтА≥
11,67
1,4(2-1)
=8,34 МВА.
Согласно каталогу, приведённому в [5], выбираем 2ТДН-10000/110 с
единичной номинальной мощностью SномА=10 МВА.
Коэффициент загрузки трансформаторов на ПС А в нормальном
режиме кнормА по формуле (11):
кнормБ =
16,67
2∙10
=0,83.
Коэффициент загрузки трансформаторов на ПС Б в аварийном режиме
кавБ по формуле (12):

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
19
кнормБ =
11,67
(2-1)∙10
=1,17.
Аналогично произведём выбор трансформаторов на остальных
подстанциях сети.
Результаты выбора трансформаторов сведём в таблицу 4.
Таблица 4 – Выбор трансформаторов сети варианта 1
Узел
Smax, МВА
Sав, МВА
Трансформатор
кнорм кав
А
16,67
11,67
2ТДН-10000/110 0,83 1,12
Б
48,77
29,26
2ТРДН-40000/110 0,61 0,73
В
25,51
10,21
2ТДН-16000/110 0,80 0,64
Г
15,67
9,40
2ТДН-10000/110 0,78 0,94
Д
46,93
32,85
2ТРДН-40000/110 0,59 0,82
3.5 Выбор схем подстанций
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств
ПС выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего
напряжения подстанций, но схемы на стороне низшего напряжения не
зависят от варианта развития электрической сети [5].
Наиболее
дорогостоящим
оборудованием
распределительных
устройств являются высоковольтные выключатели, поэтому выбор схем РУ
выполним только с целью определения числа их ячеек.
Результаты выбора схем РУ всех ПС сведём в таблицу 5.
Таблица 5 – Определение числа ячеек выключателей на ПС сети варианта 1
Узе
л
Число
присоединений
Схема РУ
Число ячеек
выключателей
линий тр-ров
110 кВ
110 кВ
ИП
2
2
Две рабочие системы шин с
обходной
8
А
2
2
Мостик
с
неавтоматической
перемычкой
3
Б
2
2
Мостик с неавтоматической
перемычкой
3
В
2
2
Мостик
с
неавтоматической
перемычкой
3

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
20
Г
2
2
Мостик
с
неавтоматической
перемычкой
3
Д
2
2
Мостик с неавтоматической
перемычкой
3
ИТОГО
3.6 Расчёт экономических показателей сети
Капитальные вложения в линии Кл, тыс. руб., определяются по
формуле:
Кл =С∙l∙n
(16)
где С – стоимость 1 км линии, тыс. руб.;
l – длина линии, км;
n – число параллельных линий.
По формуле (16) определим капиталовложения в линию ИПА 110 кВ
длиной 30 км, выполненную проводом АС 240/39 на железобетонных
одноцепных опорах для первого района по гололёду (С=18,7 тыс. руб.):
КлИПА =1·18,7·30=561 тыс. руб.
Капитальные вложения в остальные участки линии вычислим
аналогично.
Суммарные капвложения в линии Кл, тыс. руб.:
КлΣ =КлИПА +КлАБ +КлИПБ +КлИПВ+КлВГ+КлГД+КлИПД
(17)
где КлИПА, КлАБ, КлИПБ, КлИПВ, КлВГ, КлГД, КлИПД – капвложения в линии ИПА,
АБ, ИПБ, ИПВ, ВГ, ГД, ИПД сети, тыс. руб.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
21
По формуле (17):
КлΣ =561+1123,2+1456+691,9+888+942,5+504,9=6167,5 тыс. руб.
Капитальные вложения в подстанцию Кп, тыс. руб., определяются по
формуле:
Кп =Cтnт+Cв ∙nв
(18)
где Ст – стоимость трансформатора, тыс. руб.;
nт – количество трансформаторов на ПС;
Св – стоимость ячейки выключателя 110 кВ;
nв – количество ячеек выключателей 110 кВ на ПС.
По формуле (18) определим капиталовложения в узловую ПС А
110/10 кВ, на которой установлены 2ТДН-10000/110 (Ст=67 тыс. руб.) и 10
ячеек выключателей 110 кВ (Св110=42 тыс. руб.) [5]:
КпА =3·42+2∙54=234 тыс. руб.
Капитальные вложения в остальные подстанции сети вычислим
аналогично.
Суммарные капвложения в ПС Кп, тыс. руб.:
КпΣ =КпА +КпБ +КпВ + КпГ + КпД
(19)
где КпА, КпБ, КпВ, КпГ, КпД – капвложения в ПС А, Б, В, Г, Д сети, тыс. руб.
По формуле (19):
КпΣ =234+344+252+234+344=1408 тыс. руб.
Суммарные капитальные вложения в проектируемую сеть К, тыс.
руб.:
КΣ=КлΣ+КпΣ
(20)
где Кл – суммарные капвложения в линии, тыс. руб.;
Кп – суммарные капвложения в ПС, тыс. руб.
По формуле (20):
КΣ=6168+1408=7575 тыс. руб.
Потери мощности в линии Рл, Вт, определяются по формуле:
ΔРл =3Iл
2
Rл
(21)

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
22
где Iл – ток линии, А;
Rл – сопротивление линии, Ом.
Сопротивление линии Rл, Ом, определяется по формуле:
Rл=
R0∙L
nл
(22)
где R0–погонное активное сопротивление провода линии, Ом;
L – длина линии, км;
nл – количество цепей линии.
Определим потери мощности в линии ИПА РлИПА, Вт, длиной 30 км,
выполненной проводом АС 240/39.
Сопротивление линии RлИПА, Ом, по формуле (22):
RлИПА =
0,12∙35
1
=3,6 Ом.
Потери мощности в линии ИПА РлИПА, Вт, по формуле (21):
∆РлИПА =3∙178,312
∙3,6=3,434∙105 Вт.
Потери мощности на остальных участках линии вычислим
аналогично.
Суммарные потери мощности в линиях Рл, Вт:
∆РлΣ=∆РлИПА +∆РлАВ +∆РлАБ +∆РлИПД+∆РлГД
(23)
где РлИПА, РлАВ, РлАБ, РлИПД, РлГД – потери мощности на участках ИПА,
АВ, АБ, ИПД, ГД линии, Вт.
По формуле (33):
∆РлΣ =3,434∙105+4,419∙105+2,565∙106+4,473∙105+1,329∙105+9,244∙104+
+7,628∙105
= 4,786∙106 Вт
Суммарные потери короткого замыкания Рк, Вт, при работе n
одинаковых трансформаторов на подстанции:
∆Рк =
1
n
∆Рк (
S
Sном
)2
(24)
где Рк – потери короткого замыкания трансформатора, Вт;
S – мощность, передаваемая трансформатором, МВА;

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
23
Sном – единичная номинальная мощность трансформатора, МВА.
По формуле (24) определим суммарные потери короткого замыкания
РкА, Вт, при работе 2ТДН-10000/110 на подстанции А:
∆РкА =
1
2
∙ 60∙103
∙(
16,67
10
)2
=8,335∙104 Вт.
Потери короткого замыкания трансформаторов остальных подстанций
определим аналогично.
Переменные потери мощности в сети в максимальном режиме
потребления∆P'max , Вт:
∆P'max =∆Рл+∆РкА +∆РкБ +∆РкВ+∆РкГ +∆РкД
(25)
где Рл – суммарные потери мощности в линиях, Вт;
РкА, РкБ, РкВ, РкГ, РкД – суммарные потери короткого замыкания
трансформаторов подстанций А, Б, В, Г, Д сети, Вт.
По формуле (25):
∆P'max =8,335∙104
+1,278∙105+1,081∙105+7,367∙104+1,184∙105
=5,113∙105 Вт
Суммарные потери холостого ходаРх, Вт, при работе n одинаковых
трансформаторов на подстанции:
∆РхΣ =n∙∆Рх
(26)
где Рх – потери короткого замыкания трансформатора, Вт.
По формуле (26) определим суммарные потери холостого хода РхА,
Вт, при работе 2ТДН-10000/110 на подстанции А:
∆РхАΣ=2∙14000=28000 Вт.
Потери холостого трансформаторов остальных подстанций определим
аналогично.
Постоянные потери мощности в сети Pх, Вт:
ΣРх =∆РхАΣ+∆РхБΣ+∆РхВΣ+∆РхГΣ+∆РхДΣ
(27)
где РхА, РхБ, РхВ, РхГ, РхД – суммарные потери холостого хода
трансформаторов подстанций А, Б, В, Г, Д сети, Вт.
По формуле (27):

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
24
ΣРх =28∙104+72∙104+38∙104 +28∙104+72∙104
=2,380∙105 Вт.
Число часов максимальных потерь, ч:
τ= (0,124+
Tmax
104 )
2
∙ 8760
(28)
где Tmax– число часов использования максимальной нагрузки, ч.
По формуле (28):
τ= (0,124+
4200
104 )
2
∙ 8760=2592 ч.
Издержки на покрытие потерь электроэнергии ИЭ, тыс. руб.:
И∆Э=β0(τ∙∆P'max +8760∙ΣРх)∙10-2
(29)
где 0 – удельная стоимость потерь электроэнергии, коп/кВтч;
 – число часов максимальных потерь, ч;
∆P'max – переменные потери мощности в сети в максимальном режиме
потребления, кВт;
Pх – постоянные потери мощности в сети, кВт.
По формуле (29):
И∆Э=1,5(2592∙5,113∙105
+8760∙2,380∙105)∙10-5
=2,372∙105
тыс. руб.
Приведённые затраты З, тыс. руб.:
З=ЕнКΣ+αлКлΣ+αп110 Кп110Σ+И∆Э
(30)
где Ен – нормативный коэффициент эффективности в энергетике;
К – суммарные капитальные вложения в проектируемую сеть, тыс. руб.;
л – коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий 35
кВ и выше;
Кл – суммарные капвложения в линии, тыс. руб.;
п110 – коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание ПС 110
кВ;
Кп110 – суммарные капвложения в ПС 110 кВ, тыс. руб.;
ИЭ – издержки на покрытие потерь электроэнергии, тыс. руб.
Согласно формуле (30):

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
25
З=0,12∙7575+0,028∙6168+0,094∙1408+2,372∙105
=2,384∙105
тыс. руб.
4 Расчёт схемы варианта 2
4.1 Выбор номинального напряжения сети
Экономически выгодное напряжение кольца по формуле (2):
Uэк.кол =
1000
√ 500
91+105+65+87
+
2500
44,8+42,8+14,6
=126,88 кВ.
Принимаем в качестве номинального напряжения сети Uном=110 кВ.
Аналогично напряжение радиального участка ИПА и ИПВ:
Uэк.ИПА=
1000
√500
60
+
2∙2500
15,2
=74,30 кВ,
Uэк.ИПВ
=
1000
√500
74
+
2∙2500
23,0
=90,46 кВ,
Принимаем в качестве номинального напряжения сети Uном=110 кВ.
4.2 Расчёт токораспределения в сети в нормальном и послеаварийном
режимах
Схема токораспределения в сети изображена на рисунке 3.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
26
Рисунок 3 – Токораспределение в сети
Токи нагрузок определены ранее при расчёте сети варианта 1.
4.2.1 Расчет токораспределения в нормальном режиме
Определим токи в кольце:
IИПБ =
IБ(LБД+LДГ+LГ)+IД(LДГ+LГ)+IГLГ
LГ+LБД+LДГ+LГ
(31)
где IБ, IД, IГ, – токи нагрузок Б, Д, Г сети, А;
LБ, LБД, LДГ, LГ – длины участков ИПБ, БД, ДГ, ИПГ линии, км.
По формуле (31):
IИПБ=
255,59·(105+65+87)+246,86·(65+87)+82,40·87
91+105+65+87
= 245,34 А
Токи на остальных участках кольца I найдём по первому закону
Кирхгофа.
Ток на участке БД IБД, А: IБД=IИПБ-IБ=245,34 -255,89= -10,25 А;
Ток на участке ДГ IДГ, А: IДГ=IБД-IД= -10,25-246,86= -257,10 А;
Ток на участке ИПГ IИПГ, А: IИПГ=IДГ-IГ= -257,10-82,40= -339,50 А.
В нормальном режиме на радиальных участках протекает ток:
IИПА=0,5∙IА=0,5∙87,67=43,84 А
IИПВ=0,5∙IВ =0,5∙134,13=67,06 А
4.2.2 Расчет токораспределения в послеаварийном режиме

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
27
Определим токи в кольце в послеаварийном режиме.
Максимальный ток на участке ДГ IавДГ возникает при обрыве линии
ИПГ и равняется току нагрузки Г IГ=82,40 А. Тогда наибольший ток участка
БД IавБД, А, можно найти по первому закону Кирхгофа:
IавБД=IГ +IД=82,40+246,86=329,26 А
IавИПБ =IавБД+IБ =329,26+255,89=584,84 А
Аналогично определяем токи на участках при обрыве линии ИПБ:
IавДГ =IБ +IД=255,59+246,86=502,45 А
IавИПГ =IавДГ+IГ=502,45+82,40=584,84 А
Определим токи на радиальных участках в послеаварийном режиме.
Максимальный ток на радиальном участке возникает при обрыве
одной из линий:
IавИПА =IА=87,67 А
IавИПВ =IВ=134,13 А
4.3 Выбор сечений линий электропередач
Выбор сечений проводов линии по экономической плотности тока и
их проверку осуществим аналогично п. 3 .3 .
Результаты выбора сечений линий электропередач сведём в таблицу 6.
Таблица 6 – Выбор сечений проводников линии варианта 2
Линия
Uном,
кВ
Ток цепи
линии, А
Проводник
Число
цепей
Вид аварии
Iав, А
Iдоп,
А
ИПА
110
43,84
АС 70/11
2
Обрыв 1 цепи
87,67 265
ИПВ
110
67,06
АС 70/11
2
Обрыв 1 цепи
134,13 265
ИПБ
110
245,34
АС 240/39
1
Обрыв ИПГ 584,84 610
БД
110
10,24
АС 120/19
1
Обрыв ИПГ 329,26 390
ДГ
110
257,10
АС 240/39
1
Обрыв ИПД 502,45 610
ИПГ
110
339,50
АС 240/39
1
Обрыв ИПД 584,84 610
4.4 Выбор трансформаторов на подстанциях сети
Выбор трансформаторов на подстанциях осуществим аналогично
п. 3.4.
Результаты выбора трансформаторов сведены в таблицу 7.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
28
Таблица 7 – Выбор трансформаторов сети варианта 2
Узел
Smax, МВА
Sав, МВА
Трансформатор
кнорм кав
А
16,67
11,67
2ТДН-10000/110 0,83 1,12
Б
48,77
29,26
2ТРДН-40000/110 0,61 0,73
В
25,51
10,21
2ТДН-16000/110 0,80 0,64
Г
15,67
9,40
2ТДН-10000/110 0,78 0,94
Д
46,93
32,85
2ТРДН-40000/110 0,59 0,82
4.5 Выбор схем подстанций
Результаты выбора схем РУ ВН всех ПС приведены в таблице 8.
Таблица 8 – Определение числа ячеек выключателей на ПС сети варианта 2
Узел
Число
присоединений
Схема РУ
Число ячеек
выключателей
линий тр-ров
110 кВ
110 кВ
ИП
2
2
Две рабочие системы шин с
обходной
4
А
2
2
Два блока с неавтоматической
перемычкой
2
Б
2
2
Мостик с неавтоматической
перемычкой
3
В
2
2
Два блока с неавтоматической
перемычкой
2
Г
2
2
Мостик
с
неавтоматической
перемычкой
3
Д
2
2
Мостик
с
неавтоматической
перемычкой
3
ИТОГО
17
4.6 Расчёт экономических показателей сети
Расчёт аналогичен п. 3 .6 .

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
29
Капитальные вложения в линии на различных участках сети и
подстанции:
Линия ИПА 1038 тыс. руб.
ПС А 192 тыс. руб.
Линия ИПВ 3149 тыс. руб.
ПС Б 344 тыс. руб.
Линия ИПБ 1702 тыс. руб.
ПС В 210 тыс. руб.
Линия БД 1638 тыс. руб.
ПС Г 234 тыс. руб.
Линия ДГ 1216 тыс. руб.
ПС Д 344 тыс. руб.
Линия ИПГ 1627 тыс.руб.
Итого
1324 тыс. руб.
Итого
10370 тыс. руб.
Суммарные капитальные вложения в проектируемую сеть по формуле
(20):
КΣ=10370+1324=11690 тыс. руб.
Переменные потери мощности в сети:
Линия ИПА 1,480·105 Вт
Линия ИПВ 4,274·105 Вт
Линия ИПБ 3,296·106 Вт
Линия БД
2,975·105 Вт
Линия ДГ
1,547·105 Вт
Линия ИПГ 3,610·105 Вт
Итого
2,301 МВт
Постоянные потери мощности в сети (потери короткого замыкания и
холостого хода трансформаторов на подстанциях):
Потери в меди ПС А 8,335·104 Вт ПС А
2,8·104 Вт
Потери в меди ПС Б 1,278·105 Вт ПС Б
7,2·104 Вт
Потери в меди ПС В 1,081·105 Вт ПС В
3,8·104 Вт
Потери в меди ПС Г 7,367·104 Вт ПС Г
2,8·104 Вт
Потери в меди ПС Д 1,184·105 Вт ПС Д
7,2·104 Вт
Итого
9,837·106 Вт Итого
2,38·105 Вт
Издержки на покрытие потерь электроэнергии по формуле (29):
ИΔЭ=1,5(2592∙9,837∙106
+8760∙2,38∙105)∙10-2
=4,137∙105
тыс. руб.
Приведённые затраты по формуле (30):
З=0,12∙11690+0,028∙10370+0,094·1324+4,137∙105
=4,155∙105
тыс. руб.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
30
5 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Результаты расчёта составляющих затрат и сопоставление вариантов
сети приведены в таблице 9.
Таблица 9 – Результаты расчёта экономических показателей сетей
Вариант
Кл
Кп
КΣ
ИΔЭ
З
З, отн. ед.
тыс. руб.
1
6168
1408
7575 2,372·105 2,384·105 1,00
2
10370 1324
11690 4,137·105 4,155·105 1,74
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети
показывает, что наименьшие приведённые затраты имеет первый вариант
распределительной сети. Разница в приведённых затратах между этими
вариантами составляет 74%. Поэтому для дальнейшего расчёта выбираем
сеть варианта 1.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
31
7 Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания необходим для
выбора и проверки электрических аппаратов и проводников, применяемых на
подстанциях проектируемой электрической сети (см. рисунок 4).
Рисунок 4 – Расчётная схема электрической сети
Типы элементов схемы и их параметры представлены в таблице 10.
Таблица 10 – Элементы расчётной схемы и их параметры
Элемент
Тип (марка)
Параметры
С
Эквивалентная система
Мощность КЗ Sк=6000 МВА; среднее
номинальное напряжение на шинах
системы Uср=115 кВ; сверхпереходная
ЭДС при номинальных условиях E*
''
=1,1
W1
Одноцепная линия
АС 240/39
L=30 км; r0=0,12 Ом/км; х0=0,405 Ом/км;
b0=2,81·10-4 Cм/км
W2
Одноцепная линия
АС 120/19
L=72 км; r0=0,249 Ом/км; х0=0,427
Ом/км; b0=2,66·10-4 Cм/км
W3
Одноцепная линия
АС 150/24
L=91 км; r0=0,198 Ом/км; х0=0,420
Ом/км; b0=2,70·10-4 Cм/км
W4
Одноцепная линия
АС 240/39
L=37 км; r0=0,12 Ом/км; х0=0,405 Ом/км;
b0=2,81·10-4 Cм/км
W5
Одноцепная линия
АС 95/16
L=60 км; r0=0,306 Ом/км; х0=0,434
Ом/км; b0=2,61·10-4 Cм/км

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
32
Продолжение таблицы 10
W6
Одноцепная линия
АС 70/11
L=65 км; r0=0,428 Ом/км; х0=0,444
Ом/км; b0=2,55·10-4 Cм/км
W7
Одноцепная линия
АС 240/39
L=27 км; r0=0,12 Ом/км; х0=0,405 Ом/км;
b0=2,81·10-4 Cм/км
Для расчёта сопротивлений в относительных единицах задаёмся
базовыми условиями:

базовая мощность Sб=1000 МВА;

базовое напряжение линии Uб=115 кВ;
Расчётная схема замещения изображена на рисунке 5.
Рисунок 5 – Схема замещения сети для расчёта токов КЗ
Определим сопротивления схемы замещения в относительных
единицах при базовых условиях.
Сопротивление системы С х1б:
х*0б=
Sб
Sк
(32)
где Sб – базовая мощность, МВА;
Sк – мощность КЗ на шинах системы, МВА.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
33
По формуле (32):
х*0б=
1000
6000
=0,167
Сопротивление ЛЭП х* вычисляется по следующей формуле:
х*=x0L
Sб
Uб
2
(31)
r*=r0L
Sб
Uб
2
(32)
где x0 – погонное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;
где r0 – погонное активное сопротивление провода, Ом/км;
L – длина линии, км;
Sб – базовая мощность, МВА;
Uб – базовое напряжение ступени КЗ, кВ.
По формуле (31), (32):

сопротивление линии W1:
x*1б=0,405∙30∙
1000
1152 =0,919;
r*1б=0,120∙30 ∙
1000
1152 =0,272;

сопротивление линии W2:
x*2б=0,427∙72∙
1000
1152 =2,325;
r*2б=0,249∙72 ∙
1000
1152 =1,356;

сопротивление линии W3:
x*3б=0,420∙91∙
1000
1152 =2,890;
r*3б=0,198∙91∙
1000
1152 =1,362;

сопротивление линии W4:
x*4б=0,405∙37∙
1000
1152 =1,133;

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
34
r*4б=0,120∙37∙
1000
1152 =0,336;

сопротивление линии W5:
x*5б=0,434∙60∙
1000
1152 =1,969;
r*5б=0,306∙60 ∙
1000
1152 =1,388;

сопротивление линии W6:
x*6б=0,444∙65∙
1000
1152 =2,182;
r*6б=0,428∙65∙
1000
1152 =2,104;

сопротивление линии W7:
x*7б=0,405∙27∙
1000
1152 =0,827;
r*7б=0,120∙27 ∙
1000
1152 =0,245;
Результирующее сопротивление х*Iб до точки К1:
x*Iб=x*0б
(33)
r*Iб=r*0б,
(34)
где х*0б – сопротивление системы;
r*0б – сопротивление системы, r*0б=0.
По формуле (33):
x*Iб=0,167
Результирующее сопротивление х*IIб, r*IIб до точки К2:
x*IIб=x*0б+
x*1б∙(x*2б+x*3б)
x*1б+x*2б+x*3б
(35)
r*IIб=r*0б+
r*1б∙(r*2б+r*3б)
r*1б+r*2б+r*3б
(36)
где х*0б – результирующее сопротивление до точки К1;
х*1б, х*2б, х*3б, r*1б, r*2б, r*3б – сопротивление линии W1, W2, W3.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
35
По формуле (35),(36):
x*IIб=0,167+
0,919∙(2,325+2,890)
0,919+2,325+2,890
=0,948
r*IIб=0+
0,272∙(1,356+1,362)
0,272+1,356+1,362
=0,247
Аналогично определим результирующее сопротивление для
Результирующее сопротивление х*IIIб до точки К3:
x*IIIб=x*0б+
x*3б∙(x*1б+x*3б)
x*1б+x*2б+x*3б
(37)
r*IIIб=r*0б+
r*3б∙(r*2б+r*3б)
r*1б+r*2б+r*3б
(38)
где x*0б – результирующее сопротивление до точки К1;
х*1б, х*2б, х*3б, r*1б, r*2б, r*3б – сопротивление линии W1, W2, W3.
По формуле (37), (38):
x*IIIб=0,167+
2,890∙(0,919+2,325)
0,919+2,325+2,890
=1,695
r*IIIб=0+
1,362∙(0,272+1,356)
0,272+1,356+1,362
=0,742
Результирующее сопротивление х*IVб до точки К4:
x*IVб=x*0б+
x*4б∙(x*5б+x*6б+x*7б)
x*4б+x*5б+x*6б+x*7б
(39)
r*IVб=r*0б+
r*4б∙(r*5б+r*6б+r*7б)
r*4б+r*5б+r*6б+r*7б
(40)
где х*0б – результирующее сопротивление до точки К1;
х*4б, х*5б, х*6б, х*7б, r*4б, r *5б, r*6б, r*7б – сопротивление линии W4, W5, W6,
W7.
По формуле (39),(40):
x*IVб=0,167+
1,133∙(1,969+2,182+0,827)
1,133+1,969+2,182+0,827
=1,090
r*IVб=0+
0,336∙(1,388+2,104+0,245)
0,336+1,388+2,104+0,245
=0,308

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
36
Результирующее сопротивление х*Vб до точки К5:
x*Vб=x*0б+
(x*4б+x*5б)∙(x*6б+x*7б)
x*4б+x*5б+x*6б+x*7б
(41)
r*Vб =r*0б+
(r*4б+r*5б)∙(r*6б+r*7б)
r*4б+r*5б+r*6б+r*7б
(42)
где х*0б – результирующее сопротивление до точки К1;
х*4б, х*5б, х*6б, х*7б, r*4б, r *5б, r*6б, r*7б – сопротивление линии W4, W5, W6,
W7.
По формуле (41), (42):
x*Vб=0,167+
(1,133+1,969)∙(2,182+0,827)
1,133+1,969+2,182+0,827
=1,090
r*Vб=0+
(0,336+1,388)∙(2,104+0,245)
0,336+1,388+2,104+0,245
=0,308
Результирующее сопротивление х*VIб до точки К6:
x*VIб=x*0б+
x*6б∙(x*4б+x*5б+x*7б)
x*4б+x*5б+x*6б+x*7б
(43)
r*VIб=r*0б+
r*6б∙(r*4б+r*5б+r*7б)
r*4б+r*5б+r*6б+r*7б
(44)
где х*Vб – результирующее сопротивление до точки К5;
х*4б, х*5б, х*6б, х*7б, r*4б, r *5б, r*6б, r*7б – сопротивление линии W4, W5, W6,
W7.
По формуле (43),(44):
x*VIб=0,167+
2,182∙(1,133+2,182+0,827)
1,133+1,969+2,182+0,827
=1,570
r*VIб=0+
2,104∙(0,336+2,104+0,245)
0,336+1,388+2,104+0,245
=1,017
Базовый ток ступени КЗ Iб, кА:
Iб=
Sб
√3Uб
(45)
где Sб – базовая мощность, МВА;
Uб – базовое напряжение ступени КЗ, кВ.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
37
Базовый ток ступени 115 кВ (Iб1, кА) по формуле (45):
Iб1=
1000
√3∙115
=5,02 кА,
Начальное действующее значение периодической составляющей тока
КЗ Iп0, кА, при расчёте сопротивлений в относительных единицах
определяется по формуле:
Iп0 =
E*
''
Iб
х*рез(б)
(46)
где E*
''
–
сверхпереходная ЭДС системы при номинальных условиях;
Iб – базовый ток ступени КЗ, кА;
х*рез(б) – результирующее сопротивление до точки КЗ.
Периодическая составляющая тока КЗ в момент времени  (– момент
времени, соответствующий началу расхождения дугогасительных контактов
выключателя) Iп, кА, при удалённом КЗ согласно [3]:
Iпτ =Iп0
(47)
где Iп0– начальное действующее значение периодической составляющей тока
КЗ, кА.
Ударный ток КЗ iуд, кА, определяется по формуле:
iуд =√2Iп0 куд
(48)
где Iп0– начальное действующее значение периодической составляющей тока
КЗ, кА;
куд – ударный коэффициент.
Ударный коэффициент куд вычисляется по следующей формуле:
куд =1+е-0,01 Та
⁄
(49)
где Та – постоянная времени цепи КЗ, с.
Постоянная времени цепи КЗ Tа , с:
Tа=
XΣ
ω∙RΣ
(50)

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
38
Определим токи КЗ в точке К1.
По формуле (46):
Iп01 =
1,1∙5,02
0,167
=30,123 кА.
По формуле (47):
Iпτ1 =30,123 кА.
По таблице 6.6 [1] находим для точки К1, постоянную времени цепи
КЗ Та1=0,025 с. Тогда ударный коэффициент по формуле (49):
куд1 =1+е-0,01 0,025
⁄ =1,96.
По формуле (43):
iуд1 =√2∙30,123∙1,96=83,529 кА.
Токи КЗ в остальных точках вычислим аналогично.
Результаты расчёта сведём в таблицу 11.
Таблица 11 – Токи короткого замыкания в сети
Точка
Iп0, кА
Iп, кА
iуд, кА
К1
30,123
30,123
83,529
К2
5,297
5,297
14,393
К3
2,962
2,962
7,840
К4
4,607
4,607
11,778
К5
2,963
2,963
7,677
К6
3,198
3,198
8,124

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
39
8 Выбор электрических аппаратов на подстанциях сети
8.1 Выбор выключателей
В соответствии с ГОСТ 687-78 выключатели выбираются по
следующим условиям:
Uс.ном ≤Uном
(51)
Iраб.утж≤Iном
(52)
Iпτ ≤Iоткл.ном
(53)
β≤βном
(54)
Iп0 ≤Iвкл.ном
(55)
iуд ≤iвкл.ном
(56)
Iп0≤Iпр.скв
(57)
iуд ≤iпр.скв
(58)
Вк≤Iт
2
tт
(59)
где Uс.ном – номинальное напряжение сети, кВ;
Uном – номинальное напряжение выключателя, кВ;
Iраб.утж–максимально возможный длительный рабочий ток, кА;
Iном – номинальный ток выключателя, кА;
Iп – периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения
дугогасительных контактов выключателя, кА;
Iоткл.ном – номинальный ток отключения выключателя, кА;
– процентное содержание апериодической составляющей тока в токе
отключения, %;
ном – нормированное содержание апериодической составляющей, %;
Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока
КЗ, кА;
Iвкл.ном – начальное действующее значение периодической составляющей
номинального тока включения, кА;
iуд – ударный ток КЗ, кА;

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
40
iвкл.ном –наибольшее мгновенное значение номинального тока включения,
кА;
Iпр.скв – начальное действующее значение периодической составляющей
предельного сквозного тока, кА;
iпр.скв –наибольшее мгновенное значение предельного сквозного тока, кА;
Вк – расчётный тепловой импульс тока КЗ, кА2
с;
Iт – номинальный ток термической стойкости выключателя, кА;
tт – предельно допустимое время воздействия нормированного тока
термической стойкости, с.
Процентное содержание апериодической составляющей тока в токе
отключения , %:
β=
Iп0
Iпτ
е
-
τ
Та ∙100
(60)
где Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока
КЗ, кА;
Iп – периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения
дугогасительных контактов выключателя, кА;
– время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя, с;
Та – постоянная времени цепи КЗ, с.
Время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя , с,
определяется по выражению:
τ=τзmin+tс.в
(61)
где зmin – минимальное время действия релейной защиты, с;
tс.в
–
собственное время отключения выключателя по каталогу, с.
Минимальное время действия релейной защиты зmin принимается
равным 0,01 с [3].
Расчётный тепловой импульс тока КЗ Вк, кА2
с:
Вк =Iп0
2 (τ+Ta)
(62)

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
41
где Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока
КЗ, кА;
– время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя, с;
Та – постоянная времени цепи КЗ, с.
Выберем выключатели на РУ ВН подстанции А.
Наметим установку выключателей ВГБ-110-40/2000У1. Собственное
время отключения выключателя по каталогу tс.в=0,03 с.
По формуле (61):
τ=0,01+0,03=0,04 c.
По формуле (60):
β=
30,123
30,123
е
-
0,04
0,025 =7,43 %.
По формуле (62):
Вк =30,1232(0,04+0,025)=81,664 кА
2
∙с.
Выполним проверку выключателя (см. таблицу 12) по условиям (51)-
(59).
Таблица 12 – Проверка выключателя ВГБ-100-40/2000У1 на подстанции А
Условие выбора
Расчётные параметры цепи
Каталожные данные выключателя
Uс.ном ≤Uном
Uс.ном , кВ
110
Uном , кВ
1100
Iраб.утж ≤Iном
Iраб.утж , А
579,58
Iном, А
2000
Iпτ≤Iоткл.ном
Iпτ, кА
30,123
Iоткл.ном , кА
40
β≤βном
β,%
7,43
βном
,%
36
Iп0 ≤Iвкл.ном
Iп0, кА
30,123
Iвкл.ном , кА
40
iуд ≤iвкл.ном
iуд, кА
83,529
iвкл.ном , кА
102
Iп0 ≤Iпр.скв
Iп0, кА
30,123
Iпр.скв , кА
40
iуд ≤iпр.скв
iуд, кА
14,393
iпр.скв , кА
102
Вк≤Iт
2
tт
Вк , кА2с
2166
Iт
2
tт , кА2с
4800
Как видно из таблицы 12, выключатель ВГБ-100-40/2000У1
удовлетворяет всем необходимым условиям.
Выбор выключателей на остальных подстанциях произведём
аналогично.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
42
Результаты выбора выключателей:
РУВНПСИП
ВГБ-110-40/2000У1
РУВНПСА
ВГБ-110-40/2000У1
РУВНПСБ
ВГБ-110-40/2000У1
РУВНПСВ
ВГБ-110-40/2000У1
РУВНПСГ
ВГБ-110-40/2000У1
РУВНПСД
ВГБ-110-40/2000У1
8.2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по условиям (51), (52), (58), (59).
Выберем разъединители на РУ ВН подстанции А.
Наметим установку разъединителей РДЗ-2 -110Б/1000УХЛ1 и
выполним проверку (см. таблицу 13).
Таблица 13 – Проверка разъединителя РДЗ-2 -110Б/2000УХЛ1 на подстанции
А
Условие выбора Расчётные параметры цепи
Каталожные данные разъединителя
Uс.ном ≤Uном
Uс.ном , кВ
110
Uном , кВ
110
Iраб.утж ≤Iном
Iраб.утж , А
579,58
Iном, А
2000
iуд ≤iпр.скв
iуд, кА
83,529
iпр.скв , кА
100
Вк≤Iт
2
tт
Вк , кА2с
2166
Iт
2
tт , кА2с
1875
Как видно из таблицы 13, разъединитель РДЗ-2 -110Б/2000УХЛ1
удовлетворяет всем необходимым условиям.
Выбор разъединителей на остальных подстанциях произведём
аналогично.
Результаты выбора разъединителей:
РУВНПСА
РДЗ-2 -110Б/1000УХЛ1
РУВНПСБ
РДЗ-2 -110Б/1000УХЛ1
РУВНПСВ
РДЗ-2 -110Б/1000УХЛ1
РУСНПСГ
РДЗ-2 -110Б/1000УХЛ1
РУВНПСД
РДЗ-2 -110Б/1000УХЛ1

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
43
8 Расчёт установившихся режимов сети
8.1 Расчёт сети в нормальном режиме
Схема замещения сети в нормальном установившемся режиме
изображена на рисунке 6.
Рисунок 6 – Схема сети для расчёта нормального установившегося режима
8.1.1 Расчёт потокораспределения
При известной нагрузке и неизвестном напряжении в конце линии при
расчёте потоков мощности на первой итерации допускается принимать
напряжение на шинах потребительских подстанций равное номинальному
110 кВ.
Вычислим потери мощности на подстанциях.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
44
Потери активной мощности Pпс, МВт, при работе на ПС n
одинаковых трансформаторов:
∆Рпс =n∙∆Px+
1
n
∙∆Pк∙ (
S
Sном
)2
(63)
где Pх, Pк – потери активной мощности в стали и меди трансформатора,
МВт;
S – суммарная нагрузка трансформаторов на подстанции, МВА;
Sном–единичная номинальная мощность трансформатора, МВА.
Потери реактивной мощности Qпс, МВАр, при работе на ПС
nодинаковых трансформаторов:
∆Qпс
=n∙
iхSном
100
+
1
n
∙
uк
100
∙
S2
Sном
(64)
где iх – ток холостого хода, %;
Sном – единичная номинальная мощность трансформатора, МВА;
uк – напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
S – суммарная нагрузка трансформаторов на подстанции, МВА.
Потери полной мощности Sпс, МВА, при работе на ПС nодинаковых
трансформаторов:
∆Sпс =∆Рпс +j∆Qпс
(65)
где Pпс – потери активной мощности на ПС, МВт;
Qпс – потери реактивной мощности на ПС, МВАр.
Определим потери мощности на ПС А (2ТДН-10000/110, Pх=0,06
МВт, Pк=0,014 МВт, iх=0,7 %, uк=10,5 %, SА=16,69 МВА) по формулам (63),
(64), (65):
∆РпсА =2∙0,06+
1
2
∙ 0,014∙ (
16,69
10
)2
=0,083 МВт,
∆QпсА
=2∙
0,7∙10
100
+
1
2
∙
10,5
100
∙
16,69
2
10
=1,599 МВАр,
∆SпсА =0,083+j1,599 МВА.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
45
Мощность узла А с учётом потерь:
S'А =SА+∆SпсА
(66)
Аналогично проводим расчет на других подстанциях, результаты
сведем в таблицу 14.
Таблица 14. Расчет потерь мощности в узлах сети.
Узел
∆SпсА, МВА
S'А , МВА
А
0,083+j·1,599
15,283+j·8,439
Б
0,128+j·3,641
44,928+j·22,905
В
0,108+j·2,360
23,108+j·13,400
Г
0,074+j·1,429
14,674+j·7,123
Д
0,118+j·3,411
42,918+j·22,671
Параметры воздушных линий сведём в таблицу 15.
Таблица 15 – Параметры ВЛ.
Участок
L, км
R0, Ом/км
Х0, Ом/км В010-6
, См/км
ИПА
30
0,120
0,405
2,81
АБ
72
0,249
0,427
2,66
ИПБ
91
0,198
0,420
2,70
ИПВ
37
0,120
0,405
2,81
ВГ
60
0,306
0,434
2,61
ГД
65
0,428
0,444
2,55
ИПД
27
0,120
0,405
2,81
Комплексное сопротивление линии Z, Ом, вычисляется по формуле:
Z=
(R0+jX0)
n
∙L
(62)
где R0–погонное активное сопротивление провода, Ом/км;
Х0–погонное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;
n – количество проводов в фазе;
L – длина линии, км.
По формуле (62):
ZИПА=
(0,120+j0,405)
1
∙ 30=3,600+j12,150 Ом
Аналогично проводим расчет на других участках сети.
Результаты расчета сводим в таблицу:

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
46
Таблица 16 – Расчет комплексного сопротивления линии
ИПА
3,600+j·12,150 Ом
АБ
17,928+j·30,744 Ом
ИПБ
18,018+j·38,220 Ом
ИПВ
4,440+j·14,985 Ом
ВГ
18,360+j·26,040 Ом
ГД
27,820+j·28,860 Ом
ИПД
3,240+j·10,935 Ом
Зарядная мощность линии Qс, МВАр, определяется по формуле:
Qc
=0,5∙Uном
2
b0L
(60)
где Uном – номинальное напряжение сети, кВ;
b0 – удельная ёмкостная проводимость, См/км;
L – длина линии, км.
Зарядная мощность (63):
QcИПА=0,5∙1102
∙ 2,81∙10-6
∙ 30=0,510 МВАр,
Аналогично проводим расчет на других участках сети.
Расчеты сводим в таблицу:
Таблица 17 – Расчет зарядной мощности линии
ИПА
0,510 Мвар
АБ
1,159 Мвар
ИПБ
1,486 Мвар
ИПВ
0,629 Мвар
ВГ
0,947 Мвар
ГД
1,003 Мвар
ИПД
0,459 Мвар
Выполним расчёт потокораспределения без учёта потерь мощности.
Разрежем кольцо 1 в точке ИП и получим следующую схему
замещения:
Объединим узлы 2,А,3 в узел А; узлы 4,Б,5 в узел Б:

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
47
Мощность на участке ИП1 SИПА, МВА:
SИП1 =
- jQсИПА(Z̃
ИПА+Z̃АБ +Z̃
ИПБ )
Z̃ИПА+Z̃АБ +Z̃ИПБ
+
(S'
А-jQcИПА-jQcАБ )(Z̃АБ+Z̃ИПБ)
Z̃ИПА+Z̃АБ+Z̃ИПБ
+
+
(S'
Б -jQcАБ-jQcИПБ)(Z̃ИПБ)
Z̃ИПА+Z̃АБ+Z̃ИПБ
(61)
где QcИПА, QcАБ , QсИПБ– зарядные мощности линии на участках ИПА, АБ,
ИПБ, МВАр;
Z̃
ИПА, Z
̃
АБ, Z
̃
ИПБ – комплексно-сопряжённые сопротивления линиина
участках ИПА, АБ, ИПБ, Ом;
SА, SБ,– мощности узлов А, Б с учётом потерь, МВА.
По формуле (61):
SИП1 =
- j0,510(3,600-j12,150+17,928-j30,744+18,018-j38,220)
3,600-j12,150+17,928-j30,744+18,018-j38,220
+
+
(15,283+j8,439-j0,510-j1,159)(17,928-j30,744+18,018-j38,220)
3,600-j12,150+17,928-j30,744+18,018-j38,220
+
+
(44,928+j22,905-j1,159-j1,486)(18,018-j38,220)
3,600-j12,150+17,928-j30,744+18,018-j38,220
=34,169+j14,886 МВА
Мощность на участке ИП'6 SИП11, МВА:
SИП'6 =
- jQсИПБ (Z̃
ИПБ+Z̃АБ +Z̃
ИПА)
Z̃ИПБ +Z̃АБ +Z̃ИПА
+
(S'
Б-jQcИПБ
-jQcАБ)(Z̃АБ +Z̃ИПА)
Z̃ИПБ+Z̃АБ +Z̃ИПА
+
+
(S'
А -jQcАБ -jQcИПА)(Z̃ИПА)
Z̃ИПБ+Z̃АБ +Z̃ИПА
(62)
где QcИПА, QcАБ , QсИПБ– зарядные мощности линии на участках ИПА, АБ,
ИПБ, МВАр;
Z̃
ИПА, Z
̃
АБ, Z
̃
ИПБ – комплексно-сопряжённые сопротивления линиина
участках ИПА, АБ, ИПБ, Ом;
SА, SБ,– мощности узлов А, Б с учётом потерь, МВА.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
48
По формуле (62):
SИП'6 =
-j1,486(18,018-j38,220+17,928-j30,744+3,600-j12,150)
18,018-j38,220+17,928-j30,744+3,600-j12,150
+
+
(44,928+j22,905-j1,486-j1,159)(17,928-j30,744+18,018-j38,220)
18,018-j38,220+17,928-j30,744+3,600-j12,150
+
+
(15,283+j8,439-j1,159-j0,510)(18,018-j38,220)
18,018-j38,220+17,928-j30,744+3,600-j12,150
=26,042+j10,147 МВА
Поток мощности на участке 1Б S1Б, МВА:
S1А'
=SИП1-(-jQcИП1А)
(63)
где SИП1 – поток мощности участка ИП1, МВА;
QCИП1А – зарядная мощность линии на участке ИП1А, МВАр.
По формуле (63):
S1А'
=34,169+j14,886+j0,510=34,169+j15,396 МВА.
Поток мощности на участке АБ' SАБ', МВА:
SА'Б'
=S1А'
-(S'
А-jQсИПА-jQсАБ )
(64)
где S1А– поток мощности участка ИП1А', МВА;
SА – мощность узла А с учётом потерь, МВА;
QcИПА, QcАБ – зарядные мощности линии на участках ИПА, АБ, МВАр.
По формуле (64):
SА'Б'
=34,169+j15,396-(15,283+j8,439-j0,510-j1,159)=18,886+j8,626 МВА.
Поток мощности на участке ИП6 SИПБ, МВА:
S6Б'
=SИП'6
-( -jQcИП1Б)
(65)
где SИП’6 – поток мощности участка ИП'6, МВА;
QCИП1Б – зарядная мощность линии на участке ИП1Б, МВАр.
По формуле (65):
S6Б'
=26,042+j10,147+j1,486=26,042+j11,634 МВА
Точка Б' – точка потокораздела активной и реактивной мощности.
Далее выполним расчёт потокораспределения с учётом потерь
мощности, для чего разрежем схему в точке потокораздела Б:

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
49
Поток мощности SА'Б'
к
равен мощности SА'Б' : SА'Б'
к
=18,886+j8,626 МВА.
Потери мощности на сопротивлении ZАБ SАБ, МВА:
∆SАБ =
(Re(SА'Б'
к
))2+(Im(SА'Б'
к
))2
Uном
2
ZАБ
(66)
где SА'Б'
к
–
поток мощности на конце участка АБ, МВА;
ZАБ – сопротивление линии на участке АБ, Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
По формуле (66):
∆SАБ =
18,886
2
+8,6262
1102
(3,600+j12,150)=0,639+j1,095 МВА.
Поток мощности SА'Б'
н
, МВА:
SА'Б'
н
=SА'Б'
к
+∆SАБ
(67)
где SА'Б'
к
–
поток мощности на конце участка АБ, МВА;
SАВ – потери мощности на сопротивлении ZАБ, МВА.
По формуле (67):
SА'В'
н
=18,886+j8,626+0,639+j1,095=19,525+j9,722 МВА.
Поток мощности SИПА'
к
, МВА:
SИПА'
к
=SА'Б'
н
+(S'
А -jQсИПА-jQсАБ )
(68)
где SА'Б'
н
–
поток мощности в начале участка АБ, МВА;
SА – мощность узла А с учётом потерь, МВА;
QcИПА, QcАБ – зарядные мощности линии на участках ИПА, АБ, МВАр.
По формуле (68):
S1А'
к
=19,525+j9,722+(15,283+j8,439-j0,510-j1,159)=34,808+j16,492 МВА.
Потери мощности на сопротивлении Z1А' S1А', МВА:
∆S1А=
(Re(SИПА'
к
))2+(Im(SИПА'
к
))2
Uном
2
ZИПА
(69)

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
50
где S1А'
к
–
поток мощности в конце участка 1А', МВА;
Z1А – сопротивление линии на участке 1А', Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
По формуле (69):
∆S1А=
34,808
2
+16,4922
1102
(3,600+j12,150)=0,441+j1,490 МВА.
Поток мощности S1А'
н
, МВА:
S1А'
н
=S1А'
к
+∆S1А
(70)
где S1А'
к
–
поток мощности в конце участка 1А', МВА;
S1А – потери мощности на сопротивлении Z1А, МВА.
По формуле (70):
S1А'
н
=34,808+j16,492+0,441+j1,490=35,249+j17,981 МВА.
Поток мощности S6Б'
к
равен мощности S6Б'
к
=26,042+j11,634 МВА.
Потери мощности на сопротивлении Z6Б' S6Б', МВА:
∆S6Б'
=
(Re(S6Б'
к
))2 +(Im(S6Б'
к
))2
Uном
2
ZИПБ
(71)
где S6Б'
к
–
поток мощности в конце участка 6Б, МВА;
ZИПБ – сопротивление линии на участке ИПБ, Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ;
По формуле (71):
∆S6Б'
=
26,0422
+11,6342
1102
(18,018+j38,220)=1,211+j2,507 МВА.
Поток мощности S6Б'
н
, МВА:
S6Б'
н
=S6Б'
к
+∆S6Б'
(72)
где S6Б'
к
–
поток мощности в конце участка 6Б, МВА;
S6Б' – потери мощности на сопротивлении ZИПБ, МВА.
По формуле (72):
S6Б'
н
= 26,042+j11,634+1,211+j2,507=27,253+j12,717 МВА.
Sкол =S1А'
н
+S6Б'
н
(73)
где S1А'
н
, S6Б'
н
–
потоки мощности на участках ИП1, 6ИП, МВА.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
51
По формуле (73):
Sкол = 35,249+j17,981+27,253+j12,717=65,502+j30,698 МВА.
Разрежем кольцо 2 в точке ИП и получим следующую схему
замещения:
Объединим узлы 2,В,3 в узел В; узлы 4,Г,5 в узел Г, узлы 6,Д,7 в узел
Д:
Мощность на участке ИП1 SИПВ, МВА:
SИП1 =
- jQсИПВ (Z̃
ИПВ +Z̃
ВГ +Z̃
ГД+Z̃
ИПД)
Z̃
ИПВ +Z̃
ВГ +Z̃
ГД+Z̃
ИПД
+
+
(S'
В -jQcИПВ
- jQcВГ )(Z̃
ВГ +Z̃
ГД+Z̃
ИПД)
Z̃
ИПВ +Z̃
ВГ +Z̃
ГД+Z̃
ИПД
+
(S'
Г -jQcВГ
- jQcГД ) (Z̃
ГД+Z̃
ИПД)
Z̃
ИПВ +Z̃
ВГ +Z̃
ГД+Z̃
ИПД
+
(S'
Д-jQcГД-jQcИПД) (Z̃ИПД)
Z̃ ИПВ+Z̃ ВГ+Z̃ ГД+Z̃ ИПД
(74)
где QcИПВ, QcВГ, QcГД QсИПД– зарядные мощности линии на участках ИПВ, ВГ,
ГД, ИПД, МВАр;
Z̃
ИПВ, Z
̃
ВГ, Z
̃
ГД, Z
̃
ИПД – комплексно-сопряжённые сопротивления линии
на участках ИПВ, ВГ, ГД, ИПД, Ом;
SВ, SГ, SД – мощности узлов В, Г, Д с учётом потерь, МВА.
По формуле (74):
SИП1 =
- j0,629(4,440-j14,985+18,360-j26,040+27,820-j28,860+3,240-j10,935)
4,440-j14,985+18,360-j26,040+27,820-j28,860+3,240-j10,935
+
+
(23,108+j13,400-j0,629-j0,947)(18,360-j26,040+27,820-j28,860+3,240-j10,935)
4,440-j14,985+18,360-j26,040+27,820-j28,860+3,240-j10,935
+

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
52
+
(14,674+j7,123-j0,947-j1,003)(27,820-j28,860+3,240-j10,935)
4,440-j14,985+18,360-j26,040+27,820-j28,860+3,240-j10,935
+
+
(42,918+j22,671-j1,003-j0,459)(3,240-j10,935)
4,440-j14,985+18,360-j26,040+27,820-j28,860+3,240-j10,935
=
=31,948+j14,618 МВА
Мощность на участке ИП'7 SИП7, МВА:
SИП'7 =
- jQсИПД (Z̃ИПД+Z̃ГД+Z̃ВГ+Z̃ИПВ)
Z̃
ИПД+Z̃
ГД+Z̃
ВГ+Z̃
ИПВ
+
+
(S'
Д-jQcИПД-jQcГД) (Z̃
ГД+Z̃
ВГ+Z̃
ИПВ)
Z̃ИПД+Z̃ГД+Z̃ВГ+Z̃ИПВ
+
(S'
Г -jQcГД-jQcВГ) (Z̃
ВГ+Z̃
ИПВ )
Z̃ИПД+Z̃ГД+Z̃ВГ+Z̃ИПВ
+
+
(S'
В-jQcВГ
-jQcИПВ)(Z̃ИПВ )
Z̃ИПД+Z̃ГД+Z̃ВГ+Z̃ИПВ
(75)
где QcИПВ, QcВГ, QcГД QсИПД– зарядные мощности линии на участках ИПВ, ВГ,
ГД, ИПД, МВАр;
Z̃ИПВ , Z
̃
ВГ, Z
̃
ГД, Z
̃
ИПД – комплексно-сопряжённые сопротивления линии
на участках ИПВ, ВГ, ГД, ИПД, Ом;
SВ, SГ, SД – мощности узлов В, Г, Д с учётом потерь, МВА.
По формуле (75):
SИП7 =
- j0,459(3,240-j10,935+27,820-j28,860+18,360-j26,040+4,440-j14,985)
3,240-j10,935+27,820-j28,860+18,360-j26,040+4,440-j14,985
+
+
(42,918+j22,671-j0,459-j1,033)(27,820-j28,860+18,360-j26,040+4,440-j14,985)
3,240-j10,935+27,820-j28,860+18,360-j26,040+4,440-j14,985
+
+
(14,674+j7,123-j1,003-j0,947)(18,360-j26,040+4,440-j14,985)
3,240-j10,935+27,820-j28,860+18,360-j26,040+4,440-j14,985
+
+
(23,108+j13,400-j0,947-j0,629)(4,440-j14,985)
3,240-j10,935+27,820-j28,860+18,360-j26,040+4,440-j14,985
=
=48,752+j22,500 МВА
Поток мощности на участке 1В S1В, МВА:

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
53
S1В'
=SИП1-(-jQcИП1В )
(76)
где SИП1 – поток мощности участка ИП1, МВА;
QCИП1В – зарядная мощность линии на участке ИП1В, МВАр.
По формуле (76):
S1В'
=31,948+j14,618+j0,629=31,948+j15,247 МВА.
Поток мощности на участке ВГ' SВГ', МВА:
SВ'Г'
=S1В'
-(S'
В-jQсИПВ
-jQсВГ)
(77)
где S1В– поток мощности участка ИП1В', МВА;
SВ – мощность узла В с учётом потерь, МВА;
QcИПВ, QcВГ – зарядные мощности линии на участках ИПВ, ВГ, МВАр.
По формуле (77):
SВ'Г'
=31,948+j15,247-(23,108+j13,400-j0,629-j0,947)=8,840+j3,424 МВА.
Поток мощности на участке ИП7 SИПД, МВА:
S7Д'
=SИП'7
- (-jQcИП1Д)
(78)
где SИП’7 – поток мощности участка ИП'7, МВА;
QCИП1Д – зарядная мощность линии на участке ИП1Д, МВАр.
По формуле (78):
S7Д'
=48,752+j22,500+j0,459=48,752+j22,959 МВА
Поток мощности на участке ГД' SГД', МВА:
SГ'Д'
=S7Д'
- (S'
Д-jQсИПД-jQсГД )
(79)
где S7Д– поток мощности участка ИП7Д', МВА;
SД – мощность узла Д с учётом потерь, МВА;
QcИПД, QcДГ – зарядные мощности линии на участках ИПД, ДГ, МВАр.
По формуле (79):
SД'Г'
=48,752+j22,959-(42,918+j22,671-j0,459-j1,033)=5,833+j1,749 МВА.
Т.к. знаки не изменились, следовательно точка Г' – точка
потокораздела активной и реактивной мощности.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
54
Далее выполним расчёт потокораспределения с учётом потерь
мощности, для чего разрежем схему в точке потокораздела В:
Поток мощности SВ'Г'
к
равен мощности: SВ'Г'
к
=8,840+j3,424 МВА.
Потери мощности на сопротивлении ZВГ SВГ, МВА:
∆SВГ=
(Re(SВ'Г'
к
))2+(Im(SВ'Г'
к
))2
Uном
2
ZВГ
(80)
где SВ'Г'
к
–
поток мощности на конце участка ВГ, МВА;
ZВГ – сопротивление линии на участке ВГ, Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
По формуле (80):
∆SВГ=
8,8402
+3,424
2
1102
(18,360+j26,040)=0,136+j0,193 МВА.
Поток мощности SВ'Г'
н
, МВА:
SВ'Г'
н
=SВ'Г'
к
+∆SВГ
(81)
где SВ'Г'
к
–
поток мощности на конце участка ВГ, МВА;
SВГ – потери мощности на сопротивлении ZВГ, МВА.
По формуле (81):
SВ'Г'
н
=8,840+j3,424+0,136+j0,193=8,977+j3,617 МВА.
Поток мощности SИПВ'
к
, МВА:
SИПВ'
к
=SВ'Г'
н
+(S'
В -jQсИПВ
- jQсВГ )
(82)
где SВ'Г'
н
–
поток мощности в начале участка ВГ, МВА;
SВ – мощность узла В с учётом потерь, МВА;
QcИПВ, QcВГ – зарядные мощности линии на участках ИПВ, ВГ, МВАр.
По формуле (82):
S1В'
к
=8,977+j3,617+(23,108+j13,400-j0,629-j0,947)=32,085+j15,440 МВА.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
55
Потери мощности на сопротивлении Z1А' S1А', МВА:
∆S1В =
(Re(SИПВ'
к
))2+(Im(SИПВ'
к
))2
Uном
2
ZИПВ
(83)
где S1В'
к
–
поток мощности в конце участка 1В', МВА;
Z1В – сопротивление линии на участке 1В', Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
По формуле (83):
∆S1В=
32,0852
+15,4402
1102
(4,440+j14,985)=0,465+j1,570 МВА.
Поток мощности S1В'
н
, МВА:
S1В'
н
=S1В'
к
+∆S1В
(84)
где S1В'
к
–
поток мощности в конце участка 1В', МВА;
S1В – потери мощности на сопротивлении Z1В, МВА.
По формуле (84):
S1В'
н
=32,085+j15,440+0,465+j1,570=32,550+j17,010 МВА.
Поток мощности SГ'Д'
к
равен мощности SГ'Д' : SГ'Д'
к
=5,833+j1,749 МВА.
Потери мощности на сопротивлении ZГД SГД, МВА:
∆SГД=
(Re(SГ'Д'
к
))2
+(Im(SГ'Д'
к
))2
Uном
2
ZГД
(85)
где SГ'Д'
к
–
поток мощности на конце участка ГД, МВА;
ZГД – сопротивление линии на участке ГД, Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
По формуле (85):
∆SГД=
5,833
2
+1,7492
1102
(27,820+j28,860)=0,085+j0,088 МВА.
Поток мощности SГ'Д'
н
, МВА:
SГ'Д'
н
=SГ'Д'
к
+∆SГД
(86)
где SГ'Д'
к
–
поток мощности на конце участка ГД, МВА;
SГД – потери мощности на сопротивлении ZГД, МВА.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
56
По формуле (86):
SГ'Д'
н
=5,833+j1,749+0,085+j0,088=5,519+j1,838 МВА.
Поток мощности SИПД'
к
, МВА:
SИПД'
к
=SГ'Д'
н
+ (S'
Д-jQсИПД-jQсГД)
(87)
где SГ'Д'
н
–
поток мощности в начале участка ГД, МВА;
SД – мощность узла Д с учётом потерь, МВА;
QcИПД, QcГД – зарядные мощности линии на участках ИПД, ГД, МВАр.
По формуле (87):
SИПД
к
=5,519+j1,838+(42,918+j22,671-j0,459-j1,033)=48,837+j23,047 МВА.
Потери мощности на сопротивлении Z7Д' S7Д', МВА:
∆S7Д=
(Re(SИПД'
к
))2
+(Im(SИПД'
к
))2
Uном
2
ZИПД
(88)
где S7Д'
к
–
поток мощности в конце участка 7Д', МВА;
Z7Д – сопротивление линии на участке 7Д', Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
По формуле (88):
∆S7Д=
48,8372
+23,0472
1102
(3,240+j10,935)=0,781+j2,635 МВА.
Поток мощности S7Д'
н
, МВА:
S7Д'
н
=S7Д'
к
+∆S7Д
(89)
где S7Д'
к
–
поток мощности в конце участка 7Д', МВА;
S7Д – потери мощности на сопротивлении Z7Д, МВА.
По формуле (89):
S7Д'
н
=48,837+j23,047+0,781+j2,635=49,618+j25,683 МВА.
Суммарная мощность, поступающая в ИП, Sкол, МВА:
Sкол =S1В'
н
+S7Д'
н
(90)
где S1В'
н
, S7Д'
н
–
потоки мощности на участках ИП1, 7ИП, МВА.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
57
По формуле (90):
Sкол = 32,550+j17,010+49,618+j25,683=82,168+j42,693 МВА.
8.1.2 Расчёт напряжения в различных точках сети
Напряжение на шинах источника питания UИП=115 кВ.
Потеря напряжения на участке ИПА линии UИПА, кВ:
∆UИПА=
Re(SИПА
н
)Re(ZИПА)+Im(SИПА
н
)Im(ZИПА)
UИП
(91)
где SИПА
н
–
мощность в начале участка ИПА, МВА;
ZИПА – сопротивление участка ИПА линии, Ом;
UИП – напряжение источника питания, кВ.
По формуле (91):
∆UИПА =
35,249∙3,600+17,981∙12,150
115
=3,003 кВ.
Напряжение в узле А UА, кВ:
UА=UИП-∆UИПА
(92)
где UИП – напряжение источника питания, кВ;
UИПА – потеря напряжения на участке ИПА линии, кВ.
По формуле (92):
UА =115-3,003=111,997 кВ.
Потеря напряжения на участке АБ линии UАБ, кВ:
∆UАБ =
Re(SАБ
н
)Re(ZАБ )+Im(SАБ
н
)Im(ZАБ )
UА
(93)
где SАБ
н
–
мощность в начале участка АБ, МВА;
ZАБ – сопротивление участка АБ линии, Ом;
UА – напряжение в узле А, кВ.
По формуле (93):
∆UАБ =
19,525∙17,928+9,722∙30,744
110,92
=5,794 кВ.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
58
Напряжение в узле Б UБ, кВ:
UБ=UА -∆UАБ
(94)
где UА – напряжение в узле А, кВ;
UАБ – потеря напряжения на участке АБ линии, кВ.
По формуле (94):
UБ =111,997-5,794=106,203 кВ.
Потеря напряжения на участке ИПВ линии UИПВ, кВ:
∆UИПВ=
Re(SИПВ
н
)Re(ZИПВ)+Im(SИПВ
н
)Im(ZИПВ)
UНОМ
(95)
где SИПВ
н
–
мощность в начале участка ИПВ, МВА;
ZИПВ – сопротивление участка ИПВ линии, Ом;
UНОМ – номинальное напряжение сети, кВ.
По формуле (95):
∆UИПВ =
32,550∙4,440+17,010∙14,985
115
=3,473 кВ.
Напряжение в узле В UВ, кВ:
UВ=UНОМ-∆UИПВ
(96)
где UНОМ – номинальное напряжение сети, кВ;
UИПВ – потеря напряжения на участке ИПВ линии, кВ.
По формуле (96):
UВ=115-3,473=111,527 кВ.
Потеря напряжения на участке ВГ линии UВГ, кВ:
∆UВГ=
Re(SВГ
н
)Re(ZВГ)+Im(SВГ
н
)Im(ZВГ)
UВ
(97)
где SВГ
н
–
мощность в начале участка ВГ, МВА;
ZВГ – сопротивление участка ВГ линии, Ом;
UВ – напряжение узла В, кВ.
По формуле (97):
∆UВГ =
8,977∙18,360-3,617∙26,040
111,527
=2,322 кВ.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
59
Напряжение в узле Г UГ, кВ:
UГ =UВ-∆UВГ
(98)
где UВ – напряжение узла В, кВ;
UВГ – потеря напряжения на участке ВГ линии, кВ.
По формуле (86):
UГ=111,527-2,322=109,204 кВ.
Потеря напряжения на участке ИПД линии UИПД, кВ:
∆UИПД=
Re(SИПД
н
)Re(ZИПД)+Im(SИПД
н
)Im(ZИПД)
UНОМ
(99)
где SИПД
н
–
мощность в начале участка ИПД, МВА;
ZИПД – сопротивление участка ИПД линии, Ом;
UНОМ – номинальное напряжение сети, кВ.
По формуле (99):
∆UИПД=
49,618∙3,240+25,683∙10,935
115
=3,840 кВ.
Напряжение в узле Д UД, кВ:
∆UИПД=
Re(SИПД
н
)Re(ZИПД)+Im(SИПД
н
)Im(ZИПД)
UНОМ
(100)
где UНОМ – номинальное напряжение в сети, кВ;
UИПД – потеря напряжения на участке ИПД линии, кВ.
По формуле (100):
UД=115-3,840=111,160 кВ.
Параметры регулирования напряжения трансформатора ПС Б ТРДН-
40000/110 с диапазоном регулирования РПН ±(9х1,78)% представлены в
таблице 19.
Расчётное напряжение ответвлений обмотки ВН из условия
обеспечения желаемого напряжения в точке Б UБ.ж , кВ:
UБ.ж
=
UБ
Uнж
∙ Uном
(101)
где UБ –напряжение в точке Б, кВ;

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
60
Uнж – желаемое напряжение в точке Б, кВ;
Uном – номинальное напряжение обмотки трансформатора, кВ.
По формуле (101):
UБ.ж
=
106,203
110
∙ 115=111,03 кВ.
На основе полученного значения выбираем по данным таблицы 16
ближайшее
стандартное
напряжение
для
данного
режима
Uд =112,95 кВ(добавка -1%).
Таблица 19 – Параметры регулирования напряжения трансформатора
Номер
ответвления
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Добавка
напряжения, %
+16,02 +14,24 +12,46 +10,68
+8,9
+7,12
+5,34 +3,56
+1,78
Напряжение
ответвления
UВН.д, кВ
133,42 131,38 129,33 127,28 125,23 123,2 121,14 119,1 117,05
10
-1
-2
-3
-4
-5
-6
-7
-8
-9
0
-1,78
-3,56
-5,34
-7,12
-8,9
-10,68
-12,46 -14,24
-16,02
115,0
112,95 110,9 108,86 106,8 104,76 102,72 100,67 98,62 96,58
Действительное напряжение в точке подключения реактора UБд, кВ:
UБд=
UБ
UВН.д
∙ Uном
(102)
гдеUБ – напряжение в точке Б, кВ;
UВН.д
–
стандартное напряжение выбранного ответвления РПН, кВ;
Uном – номинальное напряжение обмотки НН трансформатора, кВ.
По формуле (90):
UБд =
106,203
111,03
∙ 115=110 кВ.
Аналогично проводим параметры регулирования на других
подстанциях, результаты сведем в таблицу 20.

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
61
Таблица 20 – Напряжение на шинах подстанций сети в нормальном режиме
Потребитель
А
Б
В
Г
Д
Напряжение на шинах до
регулирования, кВ
111,997 106,203 111,527 109,204 111,16
Рациональная отпайка
0
-1
0
-1
0
Напряжение на шинах
после регулирования, кВ
111,997 110
111,527 111,19 111,16
8.2 Расчёт сети в послеаварийном режиме
Расчёт выполним при условии обрыва одной из цепи кольца 1.
Расчет аналогичен расчету сети в нормальном режиме.
Комплексное сопротивление линии Z, Ом:
Таблица 21 – Расчет комплексного сопротивления линии
ИПА
3,600+j·12,150 Ом
АБ
17,928+j·30,744 Ом
ИПВ
4,440+j·14,985 Ом
ВГ
18,360+j·26,040 Ом
ГД
27,820+j·28,860 Ом
Зарядная мощность линии Qс, МВАр:
Таблица 22 – Расчет зарядной мощности линии
ИПА
0,510 Мвар
АБ
1,159 Мвар
ИПВ
0,629 Мвар
ВГ
0,947 Мвар
ГД
1,003 Мвар
Значение мощности в конце и начале линий, а также потери мощности
сведены в таблицу 23.
Таблица 23. Расчет перетоков мощности в аварийном режиме.
Участок
Sк
, МВА
∆SАБ, МВА
Sн
, МВА
ИПА
64,060+j·40,771
1,715+j·5,790
65,775+j·47,071
АБ
44,928+j·24,064
3,849+j·6,600
48,777+j·31,823
ИПВ
87,469+j·57,292
4,012+j·13,540 91,481+j·71,461
ВГ
57,677+j·32,836
6,684+j·9,480
64,361+j·43,263
ГД
42,918+j·23,674
5,524+j·5,730
43,004+j·24,765

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
62
Значения расчетов потери напряжения сведены в таблицу 24.
Таблица 24. Расчёт напряжения в различных точках сети.
Узел
U, кВ
∆U, кВ
А
107,968
7,032
Б
90,807
17,161
В
102,156
12,844
Г
99,695
2,462
Д
82,503
17,192
Таблица 25 – Напряжение на шинах подстанций сети в нормальном
режиме.
Потребитель
А
Б
В
Г
Д
Напряжение на шинах до
регулирования, кВ
107,968 90,807 102,156 99,695 82,503
Рациональная отпайка
-1
-9
-4
-5
-9
Напряжение на шинах
после регулирования, кВ
110
108,12 109,99 109,44 98,24

Изм. Лист
No докум.
Подпись Дата
Лист
63
10 Библиографический список
1. Ю. Н. Балаков, М. Ш. Мисриханов, А. В. Шунтов. Проектирование
схем электроустановок / Балаков Ю. Н., Мисриханов М. Ш., Шунтов А. В.
Изд. 2-е . – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 288 с.
2. А. А. Герасименко, В. Т . Федин. Передача и распределение
электрической энергии / Герасименко А. А., Федин В. Т . Изд. 2 -е . – Ростов
н/Дон: Феникс, 2008. – 715с.
3. Ю . Б. Гук, В. В. Кантан, С. С. Петрова. Проектирование
электрической части станций и подстанций: Учебное пособие для ВУЗов /
Гук Ю. Б.,
Кантан В. В., Петрова С. С. –
Л.: Энергоатомиздат.
Ленинградское отделение, 1985. - 312 с.
4. Идельчик В. И. Электрические сети и системы: Учебник для вузов.
–
М.: Энергоатомиздат, 1989. -
582с.
5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под
ред. С . С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985.–382 с.
7. Справочник по проектированию электрических сетей/Под ред.Д . Л .
Файбисовича. – М.: НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.