Расчет основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа двух параллельно соединенных трансформаторов на ПС 4
Трансформатор ТРДН 40000/220 (4-9):
ΔSx = 0,1 + j0,72МВА;
S9 = 49,2+ j34,34 МВА;
U4 = 236,7 кВ;
R = 2,810 Ом; Х = 79,350 Ом.
S4 U4 R jX U9 S9
S’49 S``49
ΔSx
Рисунок 2.3. – Расчетная схема ветви 1-7
Совмещаем с осью действительных чисел заданное напряжение на вводах НН трансформатора.
Первый этап - расчет мощностей в ветвях при номинальном напряжении сети.
1.Мощность 
подходящая к шинам НН будет равна:
2.Нагрузочные потери мощности в ветви будут равны:
3.Мощность 
поступающая в обмотки ВН трансформатора 
Мощность 
будет равна:
Потери мощности в трансформаторе определяются:
Второй этап: расчет напряжения в узле 4 по мощностям первого этапа.
Падение напряжения в обмотках трансформатора будут равны:
Напряжение в узле 9 будет равно:
Абсолютные потери напряжения в обмотках трансформатора:
кВ
Относительные потери напряжения:
Определим значения токов:
Ток намагничивания стали магнитопровода:
В соответствии с первым законом Кирхгофа для узла 4 ток в обмотке ВН трансформатора:
Ток 
в обмотке НН трансформатора:
А
Векторная диаграмма токов и напряжений представлена в графической части проекта.
3. регулирование напряжения в электрической сети
В основном режиме работы сети необходимо обеспечить поддержание напряжения на шинах низшего напряжения трансформаторных подстанций в пределах 
Это достигается выбором ответвлений трансформаторов. Требуемое желаемое напряжение ответвление обмотки высшего напряжения трансформатора находится по формуле
где 
– напряжение на низшей стороне трансформатора, приведённое к высшей; 
– напряжение на шинах низшего напряжения трансформаторной подстанции, которое необходимо поддержать при данном режиме.
По желаемому напряжению ответвления выбирается ближайший номер стандартного ответвления трансформатора и рассчитывается действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:
где 
– стандартное напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора; 
– напряжение ступени регулирования в процентах от номинального напряжения обмотки ВН.
Основной максимальный режим:
Для пункта 1:
Для остальных подстанций желаемое напряжение, ближайший номер стандартного ответвления и действительное напряжение на шинах низшего напряжения трансформатора рассчитывается аналогично. Для основного режима минимальных нагрузок желаемые напряжения рассчитываются аналогично. Результаты записаны в таблицах 2.13 и 2.14.
Таблица 3.1. – Напряжения основного режима максимальных нагрузок
| Пункт |  |  |  |  |  |  |  |
| 10,500 | 10,500 | 119,444 | 119,444 | -1 | 117,975 | 10,630 | |
| 6,300 | 6,300 | 112,207 | 112,207 | -1 | 112,953 | 6,258 | |
| 10,500 | 11,000 | 225,190 | 235,914 | 236,900 | 10,456 | ||
| 6,300 | 6,600 | 223,274 | 233,906 | 233,450 | 6,312 |
Таблица 3.2. – Напряжения основного режима минимальных нагрузок
| Пункт | | | | | | | |
| 10,500 | 10,500 | 116,517 | 116,517 | -1 | 117,975 | 10,370 | |
| 6,300 | 6,300 | 107,425 | 107,425 | -4 | 106,812 | 6,336 | |
| 10,500 | 11,000 | 209,509 | 219,486 | -3 | 219,650 | 10,492 | |
| 6,300 | 6,600 | 208,324 | 218,244 | -3 | 219,650 | 6,259 |
4. основные технико-экономические показатели спроектированной сети
5.
6.
Коэффициенты полезного действия электропередачи в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой
КПД в основном режиме максимальных нагрузок
где 
МВт; 
– суммарные потери мощности в элементах сети.
Суммарные потери мощности в элементах сети вычисляются по формуле
где 
– суммарные переменные (нагрузочные) потери активной мощности в воздушных линиях электропередачи и силовых трансформаторах общего назначения; 
– суммарные условно-постоянные потери активной мощности (потери холостого хода) в трансформаторах; 
– потери активной мощности на погодные условия.
Для спроектированной сети КПД в основном режиме максимальных нагрузок:
Среднегодовой КПД определяется по отношению переданной энергии потребителям к электроэнергии, отпущенной с РУ НН источника, %
где 
– полезно отпущенная потребителям электроэнергия за год, 
– суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети.
Полезно отпущенная потребителям электроэнергия рассчитывается по формуле
Для спроектированной сети:
Суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети рассчитываются по формуле
где 
– время наибольших потерь в проводах ВЛ и обмотках трансформаторов (ветвей между узлами 
и 
); 
– удельные годовые потери электроэнергии, зависящие от погодных условий; 
– число ВЛ 35 – 330 кВ в спроектированном сетевом районе; 
– число трёхфазных силовых трансформаторов общего назначения.
Выводы
1 Проектируемая сеть (Курскэнерго) располагается на территории Кемеровской области, которая относится к IV району по гололеду и к 4 региону по погодным условиям.
2 Спроектированная районная электрическая сеть имеет номинальные напряжения 220 кВ и 110 кВ.
3 Районная электрическая сеть имеет 2 источника электрической энергии и они обеспечивают электрической энергией четыре понизительных подстанций, на которых установлены трехфазные двухобмоточные трансформаторы общего назначения типа ТРДЦН–63000/110, ТДЦ-80000/110, ТРДЦН-63000/220, ТРДН-40000/220 с устройствами для регулирования напряжения под нагрузкой и два автотрансформатора типа АТДЦТН-63000/220/110. В качестве основного средства регулирования напряжения выбраны трансформаторы с устройством РПН (переключение рабочих ответвлений обмотки посредством переключателя под нагрузкой).
4 Воздушные ЛЭП укомплектованы сталеалюминевыми проводами марки АС240/32, АС185/29 и AC120/19 и железобетонными промежуточными опорами марки ПБ 220–1, ПБ 110–2 и ПБ 110–1.
5 Удельные капитальные вложения на сооружение ЛЭП, отнесенные к
1 кВт передаваемой мощности составляют 1,17 тыс. руб., а к 1 кВт 
км длины линии 3,31 руб.
6 Ежегодные эксплуатационные затраты на элементы электрической сети 45659,43 тыс.р/г.
7 Суммарные потери активной мощности в основном режиме максимальных нагрузок составляют 7,608 
МВт, что составляет 1,50% от поступившей полной мощности в районную сеть.
8 Годовые потери электроэнергии в элементах сети составляет 40455,27 МВт·ч, что соответствует среднегодовому коэффициенту полезного действия 97,131 %. КПД при основном режиме максимальных нагрузок составляет 97,61%.
Список использованной литературы
1 Электропитающие системы и электрические сети: Задание на курсовое проектирование/ Сост: Н.А.Кокорев, Г.А.Осипенко, И.Н.Степанов; Чуваш. ун-т. Чебоксары, 2006. 36 с.
2 Электроэнергетические системы и сети: Метод. указания к курсовому проекту/ Сост.: Г.А.Осипенко, И.Г.Злобина, Н.А.Кокорев, И.Н.Степано – Чебоксары: Изд-во Чуваш. ун-та. 2012. – 64 с.
3 Электропитающие системы и электрические сети: Справочные материалы к курсовому проекту, лабораторным работам и практическим занятиям/ Сост.: Н.А.Кокорев, Г.А.Осипенко, Л.А.Шестакова; Чуваш. ун-т.–Чебоксары, 2007.– 72 с.
4 В.И. Идельчик. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.
5 Неклепаев Б.И., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справ. материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
6 Герасименко А.А. Электроэнергетические системы и сети. Расчет параметров и режимов работы электрических сетей: в 2 ч. / А.А. Герасименко, Т.М. Чупак. – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2004. Ч.1. – 222 с.; Ч.2. – 172 с.