Режим наибольшей нагрузки трансформатора
Нагрузка узла 120 МВт
Коэффициент загрузки ТЭЦ - 1
Мощность генераторов ТЭЦ 180 МВт
Мощность собственных нужд ТЭЦ 10 % от мощности генератора ([3] стр. 59-60)
Загрузка обмоток трансформатора (полная мощность, МВА)
НН – 168,7 МВА, СН – 102,7 МВА, ВН – 69,6 МВА
Результаты выбора трансформаторов
Табл. 6
| Мощность узла, МВт | |||||
Рекомендуемый  | 0,55 | 0,42 | 0,39 | 0,39 | 0,36 |
| Количество трансформаторов | |||||
| Минимальная мощность трансформатора, МВА | 85.714 | 38.736 | 26.834 | 11.5 | 18.979 |
| Марка трансформатора ([3], табл. 5.18 и 5.19) | ТДТН 80000/110 | ТРДН 40000/110 | ТРДН 40000/110 | ТДН 16000/110 | ТРДН 25000/110 |
| Номинальное напряжение (ВН), кВ | |||||
| Номинальная мощность, МВА |
Примечание*: для узла 1 указана мощность наиболее загруженной обмотки трансформатора.
Суммарная мощность ТЭЦ должна приблизительно равняться нагрузке узла 1 и близлежащего узла, что обеспечивается при коэффициенте загрузки ТЭЦ 0.5 в ми-нимальном режиме и 0.9 в максимальном режиме.
Расчет приведенных мощностей([3], табл. 5.18 и 5.19)
| Марка трансформатора | ТДТН 80000/110 | ТРДН 40000/110 | ТРДН 40000/110 | ТДН 16000/110 | ТРДН 25000/110 |
| Номинальная мощность, МВА | |||||
| Потери холостого хода, кВт | |||||
| Потери короткого замыкания, кВт | |||||
| Ток холостого хода, % | 0,6 | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 |
| Напряжение короткого замыкания, % | ВС18,5;ВН11; СН7 | 10,5 | 10,5 | ||
| Активное сопротивление обмотки, Ом | 0.737 | 1.323 | 1.323 | 4.018 | 2.323 |
| Реактивное сопротивление обмотки, Ом | 16.621 | 48.382 | 48.382 | 79.305 | 50.767 |
| Максимальный режим | |||||
| Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 |
| Потери активной мощности, МВт | 0.827 | 0.245 | 0.157 | 0.093 | 0.112 |
| Потери реактивной мощности, МВАр | 5.217 | 6.442 | 3.224 | 1.317 | 1.716 |
| Приведенная активная мощность МВт | -2.573 | 50.245 | 34.157 | 17.093 | 24.112 |
| Приведенная реактивная мощность МВт | -19.333 | 27.442 | 16.484 | 7.947 | 10.356 |
| Максимальный режим | |||||
| Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
| Потери активной мощности, МВт | 1.01 | 0.245 | 0.157 | 0.093 | 0.112 |
| Потери реактивной мощности, МВАр | 5.926 | 6.442 | 3.224 | 1.317 | 1.716 |
| Приведенная активная мощность МВт | -18.59 | 50.245 | 34.157 | 17.093 | 24.112 |
| Приведенная реактивная мощность МВт | -30.774 | 27.442 | 16.484 | 7.947 | 10.356 |
| Максимальный режим | |||||
| Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 |
| Потери активной мощности, МВт | 1.243 | 0.245 | 0.157 | 0.093 | 0.112 |
| Потери реактивной мощности, МВАр | 7.199 | 6.442 | 3.224 | 1.317 | 1.716 |
| Приведенная активная мощность МВт | -34.557 | 50.245 | 34.157 | 17.093 | 24.112 |
| Приведенная реактивная мощность МВт | -41.651 | 27.442 | 16.484 | 7.947 | 10.356 |
| Минимальный режим | |||||
| Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| Потери активной мощности, МВт | 0.516 | 0.15 | 0.109 | 0.061 | 0.071 |
| Потери реактивной мощности, МВАр | 3.467 | 2.969 | 1.482 | 0.681 | 0.815 |
| Приведенная активная мощность МВт | 5.516 | 32.15 | 20.109 | 11.061 | 14.071 |
| Приведенная реактивная мощность МВт | -9.983 | 16.409 | 9.282 | 4.971 | 5.855 |
| Минимальный режим | |||||
| Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 0,6 |
| Потери активной мощности, МВт | 0.641 | 0.15 | 0.109 | 0.061 | 0.071 |
| Потери реактивной мощности, МВАр | 3.817 | 2.969 | 1.482 | 0.681 | 0.815 |
| Приведенная активная мощность МВт | -10.559 | 32.15 | 20.109 | 11.061 | 14.071 |
| Приведенная реактивная мощность МВт | -21.783 | 16.409 | 9.282 | 4.971 | 5.855 |
| Минимальный режим | |||||
| Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 |
| Потери активной мощности, МВт | 0.816 | 0.15 | 0.109 | 0.061 | 0.071 |
| Потери реактивной мощности, МВАр | 4.729 | 2.969 | 1.482 | 0.681 | 0.815 |
| Приведенная активная мощность МВт | -26.584 | 32.15 | 20.109 | 11.061 | 14.071 |
| Приведенная реактивная мощность МВт | -33.021 | 16.409 | 9.282 | 4.971 | 5.855 |
Технико-экономическое сравнение вариантов
Цель расчета: выбор варианта с меньшими затратами.
Исходные данные: приведенные мощности узлов (п.3), координаты узлов (задание на курсовой проект), схемы вариантов (п.2), время максимальных потерь (п.1).
Справочные данные: о параметрах линий (указать источник), о капитальных и эксплуатационных затратах (указать источник), стоимости электроэнергии (указать источник), экономической плотности тока (указать источник).
Методика выбора линий
Экономическая плотность тока 
зависит от напряжения сети 
, марки провода и времени использования наибольшей нагрузки 
и выбирается из справочника.
Расчет мощностей линий 
выполняется аналогично п.2 для приведенных комплексных мощностей узлов. По результатам расчета токов линий 
в максимальном режиме загрузки выбирают экономически целесообразное сечение линий 
.
Выбранные сечения проверяют по условию потерь на корону 
мм2. Если условие не выполняется, то изменяют марку провода.
Выбранные сечения проверяют по условию нагрева в длительном (послеаварийном) режиме. Для этого выполняется расчет (аналогично п.2) всех возможных послеаварийных режимов. В результате расчета получают максимально возможное значение тока 
линии, которое сравнивают с допустимым значением тока 
(из справочника) при выбранной марке провода. Если требование на допустимый ток 
не выполняется, то увеличивают количество цепей в линии или сечение проводов линии.
Для окончательных марок проводов выбирают погонные параметры: активное сопротивление 
(Ом 
км), реактивное сопротивление 
(Ом км), реактивную проводимость 
(См км).
По этим параметрам рассчитывают параметры схемы замещения линий и их зарядную мощность
(Ом), 
(Ом), 
(ВАр), где 
-- длина линии.
Методика сравнения вариантов
Сравниваемые варианты одинаковы по доходам, поэтому наилучшим считается вариант с меньшими затратами. Затраты состоят из капитальных и эксплуатационных затрат, а также потерь электроэнергии и затрат на компенсацию ущерба.
Требование ПУЭ к резервированию элементов СЭС выполнено для всех узлов, то ущерб незначителен по сравнению с капитальными и эксплуатационными затратами и им можно пренебречь.
По времени максимальных потерь 
и току линии 
рассчитывают потери электроэнергии 
(кВт ч). Умножая на стоимость 1 кВт ч получаем стоимость потерь электроэнергии. Для расчета капитальных и эксплуатационных расходов выбирают из справочника данные о расходах на 1 км. линии.
Результат расчета: вариант с наименьшими затратами и его схема замещения с указанием погонных сопротивлений линий (для п.5).
Вариант 1
Расчет режимов для варианта 1
Табл. 8
| Номер линии | ||||||
| Кол-во цепей | ||||||
| Ток, А | 188.147 | 169.264 | 98.613 | 49.306 | 286.159 | |
| Кол-во цепей | ||||||
| Ток, А | 298,25 | 98.613 | 49.306 | 355.293 | ||
| Кол-во цепей | ||||||
| Ток, А | 298,25 | 98.613 | 49.306 | 147.919 | ||
| Кол-во цепей | ||||||
| Ток, А | 188.147 | 169.264 | 197,2 | 49.306 | 286.159 | |
| Кол-во цепей | ||||||
| Ток, А | 49.306 | 286.159 | 98.613 | 98,612 | 286.159 | |
| Кол-во цепей | ||||||
| Ток, А | 188.147 | 169.264 | 98.613 | 49.306 | 572,318 |
Примечание: режим 1 – нормальный при максимальной загрузке, режимы 2-6 аварийные.
Для времени использования максимальной нагрузки 7758 ч и марки проводов АС экономическая плотность тока 1А/ мм2 ([2] табл. 1.3.36).
Выбор сечений проводов для варианта 1
Табл. 9
| Номер линии | |||||
| Предварительный выбор | |||||
| Эк. сечение, мм2 | 70/11 | 70/11 | 35/6,2 | 35/6,2 | 95/16 |
| Марка провода | АС70/11 | АС70/11 | АС35/6,2 | АС35/6,2 | АС95/16 |
| Корректировка по условию на корону | |||||
| Мин. сечение мм2 ([3] табл. 3.7) | |||||
| Марка провода | АС70/11 | АС70/11 | АС70/11 | АС70/11 | АС95/16 |
| Корректировка по условию длительного нагрева | |||||
| Допустимый ток, А ([3] табл. 3.15) | |||||
| Максимальный ток А | 298,25 | 298,25 | 197,2 | 98,612 | 572,318 |
| Кол-во цепей | |||||
| Марка провода | АС95/16 | АС95/16 | АС70/11 | АС70/11 | АС240/39 |
Расчет параметров линий для варианта 1 ([3] табл. 3.8)
Табл. 10
| Номер линии | |||||
 Ом/км | 0,301 | 0,301 | 0,422 | 0,422 | 0,118 |
 Ом/км | 0,434 | 0,434 | 0,444 | 0,444 | 0,405 |
 мкСм/км | 2,611 | 2,611 | 2,547 | 2,547 | 2,808 |
 Ом | 13.461 | 21.705 | 25.408 | 15.361 | 2.639 |
 Ом | 19.409 | 31.296 | 26.732 | 16.162 | 9.056 |
 МВАр | 0.706 | 1.139 | 3.711 | 2.244 | 1.519 |
Экономические показатели для варианта 1
Табл. 11
| Номер линии | Сумма | |||||
| Мощность потерь, МВт | 1.43 | 1.866 | 0.741 | 0.112 | 0.648 | 4,797 |
| Тариф ([3] табл. 6.3 цены 2000 г.) | 0,9 руб за 1 кВт ч | |||||
| Стоимость потерь за 20 лет, мил. руб. | 178.605 | 233.083 | 92.608 | 13.997 | 80.984 | 599.278 |
| Стоимость 1 км линии тыс. руб. [3] Табл. 7.2, 7.4 В ценах 2005 г | 850/ 2,713 | 850/ 2,713 | 1150/ 3.671 | 1150/ 3.671 | 1650/ 5.267 | |
| Длина линии, км | 44.721 | 72.111 | 111.803 | 72.801 | 44.721 | 346,157 |
| Кап. затраты, мил. руб | 121.338 | 195.652 | 442.023 | 267.238 | 235.538 | |
| Экспл. затраты за 20 лет, мил. руб | 24,4 | 39,2 | 88,4 | 53,4 | 47,2 | 252,6 |
| Итого |
Примечание: в стоимости линии учтен районный коэффициент для Урала – 1,2; коэффициент инфляции с 2000 по 2005 годы – 2,66 ([3] табл. 7.1); нормативный срок эксплуатации 20 лет; годовые эксплуатационные затраты приняты 1% от стоимости капитальных затрат.
Затраты на вариант 1 составляют 2114 мил. руб.
.
Результаты расчета:
В результате технико-экономического сравнения выбран вариант 1. Параметры линий представлены в табл. 10. Схема замещения показана на рис. 4.
 4     2 42Мвт   15Мвт 15Мвт    1   120Мвт 5     8Мвт 83Мвт  25Мвт      6   3 35Мвт 35Мвт 83Мвт Рис. 4 Схема оптимального варианта сети Литература 1. Электропитающие сети систем электроснабжения Учебное пособие по курсовому проектированию В.Я. Боос, В.И. Стасяк, А.В. Хлопова, Р.Г. Валеев 2. ПУЭ 3. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича Москва «Издательство НЦ ЭНАС» 2006 |