3.2. Приведенные затраты

Эксплуатационные расходы Для магистральной схемы Для радиально-магистральной схемы 2	И	Т.р.
Приведенные суммарные расчетные затраты Для магистральной схемы Для радиально-магистральной схемы 2	З	Т.р.

Таким образом, к дальнейшему проектированию принимается вариант, обладающий минимальными приведенными затратами. Если варианты оказались экономически равноценными (различие приведенных затрат до ± 5 %), то лучший вариант выбирают в основном по качественным показателям. В этом случае предпочтение отдают варианту с более высокой категорией надежности электроснабжения, оперативной гибкостью схемы, меньшими потерями электроэнергии, расходом цветного металла на провода ЛЭП и количеством аппара- туры, лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и т. п.

_{Наименьшие затраты у радиально-магистральной схемы 2. Дальше расчет ведем для этого варианта.}

4. Расчет установившихся режимов выбранного варианта сети

Электрический расчет сетей осуществляется на основе математических моделей сетей – схем замещения.

4.1. Формирование схемы замещения сети.

Для составления схемы замещения ЭС необходимо выбрать схему замещения каждого элемента системы и рассчитать ее параметры. Для воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше линии электропередачи рекомендуется представлять П-образной схемой замещения, а трансформаторы Г-образной схемой (рис. 4.1).

На схемах замещения параллельные цепи (двухцепные ЛЭП и подстанции с двумя трансформаторами) представляются одной соответствующей схемой замещения, в параметрах которой учтены параллельные цепи.

Рис.4.1.1 Расчетная схема радиально-магистрального варианта.

Рис.4.1.2 Схема замещения радиально-магистрального варианта

4.2. Определение расчетных нагрузок подстанций в режимах: макси- мальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме (пар)

ПАР-обрыв одной из двух цепей на участках 3,2,4 одновременно.

Расчетные нагрузки подстанций используют для упрощения расчетов режимов электрических сетей, содержащих трансформаторы. Расчетная нагрузка включает помимо самой нагрузки подстанции потери в меди и в стали трансформаторов подстанции, а так же половину зарядных мощностей линий, соединенных с данной подстанцией.

Табл.4.2.1 Определение расчетных нагрузок подстанций.

Величина	Обозначение	Единица измерения	Формула для расчета и значения
Потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой подстанции	∆Qпi	Мвар
Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах i-ой подстанции	∆Q ххi	Мвар
Емкостная проводимость на участках	bij,	мкСм
Расчеты зарядных мощностей в нормальном режиме на участках.	∆Qci	Мвар
Расчеты зарядных мощностей в послеаварийном режиме (ПАР) на участках.	∆QciПАР	Мвар

Половина суммы зарядных мощностей линий, соединенных с i-ой подстанцией в нормальном режиме	∆QСi	Мвар	ПС1
			ПС2
			ПС3
			ПС4
			ПС5
Половина суммы зарядных мощностей линий, соединенных с i-ой подстанцией в ПАР	∆QСПАРi	Мвар

Режим максимальных нагрузок Расчетные нагрузки

Sr Pr Qr

МВА МВт Мвар

Режим минимальных нагрузок Расчетные нагрузки	Srm Prm Qrm	МВА МВт Мвар
Расчетные нагрузки ПАР

Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах сведем в табл.4.2.2

Таблица 4.2.2 – Зарядные мощности линий сети

Участок		Число цепей		bij, мкСм Норм. режим	Норм. режим	Послеав. режим
		Норм. режим	Послеав. режим
					∆Qc ij, Мвар	∆Qc ij, Мвар
0	1-2	1	1	51.061	0.618	0.618
1	2-0	1	1	57.744	0.699	0.699
2	4-5	2	1	92.541	1.12	0.56
3	4-0	2	1	91.725	1.11	0.555
4	3-0	2	1	97.323	1.178	0.589
Итого					4.724	-

Табл 4.2.3 – Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

№ ПС	Рi ,МВт	Qi, Мвар	QCi, Мвар ½ Зарядной мощности соед. с пс	Pхх пi, кВт	Pпi, кВт	Qххпi, Мвар	Qпi, Мвар	Ppi, МВт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	13	3.947	0.309	27	35	0.175	0.775	13.062	4.588	13.845
2	17	5.161	0.658	27	61	0.175	1.326	17.088	6.003	18.112
3	18	5.465	0.589	38	15	0.224	1.161	18.053	6.261	19.108
4	20	6.072	1.115	38	18	0.224	1.433	20.056	6.614	21.119
5	25	7.59	0.56	54	16	0.35	1.433	25.07	8.813	26.574
Итого	-	-	-	184	145	1.148	6.129	-	-	-
Всего	-	-	-	329		7.277		-	-	-

В режиме минимальных нагрузок значения Рi , Qi определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок.

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в табл. 4.2.4 значение минимальной ступени в относительных единицах (рис. 2.2.2) составляет 0,4

Таблица 4.2.4 – Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)

№ ПС	Pi, МВт	Qi, Мвар	QСi, Мвар	Pхх пi, кВт	Pпi, кВт	Qххпi, Мвар	Qпi, Мвар	Ppi, МВт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	5.2	1.579	0.309	27	6	0.175	0.124	5.233	1.569	5.463
2	6.8	2.064	0.658	27	10	0.175	0.212	6.837	1.793	7.068
3	7.2	2.186	0.589	38	2	0.224	0.186	7.24	2.007	7.513
4	8	2.429	1.115	38	3	0.224	0.229	8.041	1.767	8.233
5	10	3.036	0.56	54	3	0.35	0.229	10.057	3.055	10.511
Итого	-	-	-	184	23	1.148	0.981	-	-	-
Всего	-	-	-	207		2.129		-	--	-

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются для нагру-зок максимального режима. Поэтому в этом режиме по сравнению с нормаль-ным режимом максимальных нагрузок изменятся лишь величины ∆Qci. Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в табл. 4.4.

Табл. 4.2.4 – Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)

№ ПС	Pi, МВт	Qi, Мвар	QСi, Мвар	Pхх пi, кВт	Pпi, кВт	Qххпi, Мвар	Qпi, Мвар	Ppi, МВт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	13	3.947	0.309	27	35	0.175	0.775	13.062	4.588	13.845
2	17	5.161	0.658	27	61	0.175	1.326	17.088	6.003	18.112
3	18	5.465	0.294	38	15	0.224	1.161	18.053	6.555	19.206
4	20	6.072	0.557	38	18	0.224	1.433	20.056	7.172	21.3
5	25	7.59	0.28	54	16	0.35	1.433	25.07	9.093	26.669
Итого	-	-	-	184	145	1.148	6.129	-	-	-
Всего	-	-	-	329		7.277		-	-	-

Расчетная схема сети приведена на рис 4.3.

Рис 4.3 Расчетная схема сети