Разработка вариантов конфигурации электрической сети

Разработка вариантов конфигурации электрической сети

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

В соответствии с ПУЭ [5] нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии. В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 20% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4 - во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной.

Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.д.

Конфигурация вариантов сети приведена на рисунке 1.1.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 2. Оба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.

Рисунок 1.1- Варианты конфигурации сетей

2. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

Рассчитаем нагрузки потребителей:

S = P+jQ,

где Q = P*tgц,

где Р - активная мощность потребителей, МВт;

tgц=0,672 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании cosц=0,83.

Для ПС2:

Q = 14*0,672 = 9,4 МВ*Ар

S = 14+j9,4 MB*А

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 Значения нагрузок потребителей

Потребители	Катего-рия	Тнб,ч	сosц	Р, МВт			Q, МВАр			S, MB*A			S∑, МВ*А
				ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	ВН	CH	НН
1	Балансирующий узел
2	III	5100	0,83			14			9,4			16,86	16,87
3	I	5100		10		15	6,72		10,08	12,05		18,07	30,12
4	II	5200			12	11		8,06	7,39		14,46	13,25	27,71
5	II	5200				17			11,42			20,48	20,48

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т.е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором - расчеты уточняют с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

-        номинальные напряжения линий одинаковы;

-        сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

-        потери мощности в трансформаторах не учитываются.

-        Расчет приближенного потокораспределения для варианта №1

При одном источнике питания мощности на головных участках рассчитываем по выражению:

 

где l_n и l_∑ длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №1

Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2

Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2 производим аналогично варианту №1.

Проверка

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №2

3. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий

Номинальное напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой систем номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, c. 45-46] или по эмпирическим формулам [4, с. 260]:

Формула Стилла:

Формула Илларионова:      

Формула Залеского:   

где l и Р - длина линии, км, и мощность на одну цепь линии. МВт

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономически зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта №1:

Линия 1-2 одноцепная, длиной 39,6 км, передаваемая активная мощность Р=38,113 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла:

Формула Илларионова:      

Формула Залеского:   

Окончательно принимаем на участке сети 1-2 варианта №1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Номер Линии по схеме	Длина линии, км	Передаваемая Активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ				Принятое номинальное напряжение, кВ
			по экономическим зонам	По эмпирическим формулам
				Стилла	Илларионова	Залесского
Вариант 1
12	39,6	38,113	110	110,59	113,06	86,1	110
23	38,28	24,1	110	89,35	92,53	68,16	110
34	33	0,887	35	29,81	18,78	12,85	110
45	39,6	23,887	110	89,13	92,33	68,14	110
51	35,64	40,887	110	113,98	115,33	88,03	110
Вариант 2
12	39,6	14	110	70,46	72,32	52,17	110
13	64,68	29,16	110	100,03	103,43	80,21	110
34	33	4,16	35	43,30	40,28	27,82	110
45	39,6	18,84	110	80,14	82,95	60,52	110
51	35,64	38,84	110	111,24	112,94	85,80	110

На участке 5-1 первого варианта принимаем линию двухцепной с номинальным напряжением 110 кВ.

На остальных участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.

4. Выбор сечения проводов и при необходимости ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов можно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

где:

I-ток в проводнике при нормальной работе сети, А;

J_э- экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/мм².

Согласно заданию, время использования максимальной нагрузки Т_max=5100 ч для ПС2 и ПСЗ, и Т_mах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как значения Т_mах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Т_ср:

 

Для варианта № 1:

Для варианта № 2:

По параметру Т_ср и табл. 5.1 [1] принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1 А/мм².

Проверка по условию короны:

где:

U_paб - рабочее напряжение;

U_кр - критическое напряжение короны;

m₀ - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов m₀=0,85;

m_n - коэффициент, учитывающий состояние погоды, m_п = 1 при сухой и ясной погоде;

д - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1;

r - радиус провода, см;

D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46 [1] предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см. В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию: . Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т.е. взять большее сечение.

Таблица 4.1 - Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линии	Расчётная мощность, MB*A	Расчётное сечение провода по экономическим условиям, мм2	Проверка по условиям короны, кВ	Проверка по допустимому току нагрева, А	Принятое сечение и марка провода
Вариант 1
1-2	45,91476435	241	199,5	605	АС-240/32
2-3	29,05178798	152,5	154	450	АС-150/24
3-4	1,068636982	5,6	111	265	АС-70/11
4-5	28,77608182	151	154	450	АС-150/24
5-1	49,25797061ч2	129,3	139	2х390	2хАС-120/19
Вариант 2
1-2	16,8629772	88,5	124	330	АС-95/16
1-3	35,13105818	184,4	178	510	АС-185/29
3-4	5,010633593	26,3	111	265	АС-70/11
4-5	22,69681143	119,1	139	390	АС-120/19
5-1	45,69945471	239,9	199,5	605	АС-240/32

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находим потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчёта послеаварийного режима

Номер ветви	Ток, А, при отключении сети					Наибольшее значение тока, А
Вариант 1
	1-2	2-3	3-4	4-5	5-1
1-2	0	88,508	246,598	392,024	499,526	499,526
2-3	88,508	0	158,09	303,516	411,018	411,018
3-4	246,598	158,09	0	145,426	252,928
4-5	392,024	303,516	145,426	0	107,502	392,024
5-1	499,526	411,018	252,928	107,502	0	499,526
Вариант 2риант 2
	1-2	1-3	3-4	4-5	5-1
1-2	0	88,508	88,508	88,508	88,508	88,508
1-3	184,390	0	158,09	303,516	411,018	411,018
3-4	26,299	158,09	0	145,426	252,928	252,928
4-5	119,12	303,516	145,426	0	107,502	303,516
5-1	239,86	411,018	252,928	107,502	0	411,018

На всех участках сети ток в послеаварийном режиме не превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов. Конфигурация сети для вариантов 1 и 2 остается такой же, как и в начале расчётов.

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей I и II категории, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать на условия всей нагрузки потребителей при выходе из строя одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100%).

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах:

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере подстанции 5.

Определим подключённую в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Принимаем по таблице 2.2[1] два трансформатора типа ТДН-2500/110.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор числа и мощности трансформаторов

Номер подстанции	Суммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ*А	Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки, МВ*А	Число выбранных трансформаторов	Номинальная мощность каждого из выбранных трансформантов	Загрузка каждого из трансформаторов
					В нормальном режиме, %	В аварийном режиме, %
2	16,863	16,863	1	25	67,452	-
3	18,072	12,9	2	16	56,475	112,95
4	27,711	19,79	2	25	55,422	110,844
5	20,482	14,63	2	16	40,964	128,0125

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ*А	Uном обмоток, кВ			Uк,%			ДPк,кВт	ДPх, кВт	Iх,A
	ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТРДН - 25000/110	115	-	10,5	10,5			120	27	0,7
ТДН - 16000/110	115	-	11	10,5			85	19	0,7
ТДТН - 25000/110	115	11	6,6	10,5	17,5	6,5	140	31	0,7
ТДН - 16000/110	115	-	11	10,5			85	19	0,7

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрошенными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределении мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности т к не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены но формуле:

где:

 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложения;

K - капитальные затраты на сооружение электрической сети;

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП:

где:

К₀ - стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 гола для двух вариантов. Результаты сводим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество ветвей	Удельная стоимость тыс. руб./км	Полная стоимость лини тыс. руб.
Вариант 1
1-2	39,6	АС-240/32	14	554,4
2-3	38,28	АС-150/24	11,7	447,876
3-4	33	АС-70/11	12	396
4-5	39,6	АС-150/24	11,7	463,32
5-1	35,64	АС-120/19	18,1	645,084
Итого				2506,68
Вариант 2
1-2	39,6	АС-95/16	12	475,2
1-3	64,68	АС-185/29	12,9	834,372
3-4	33	АС-70/11	12	396
4-5	39,6	АС-120/19	11,4	451,44
5-1	35,64	АС-240/32	14	498,96
Итого				2655,972

Капитальные затраты на сооружение подстанции:

где:

 - стоимость трансформаторов, тыс. руб.;

 - стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.;

 - постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Эти данные приводятся в таблицах [1]. Результаты расчетов стоимости подстанций для двух вариантов сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Стоимость подстанций

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс. руб.	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
2	84	210	120	414
3	2х63	210	120	456
4	2х91	250	120	552
5	2х63	210	120	456
Итого				1878

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

Годовые эксплуатационные расходы:

где:

+ - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

 - для силового оборудования;

- для воздушных ЛЭП

ДW - потери энергии в трансформаторах и линиях. МВт*ч;

в - стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб/кВт*ч;

для силового оборудования в = 1,75*10^-2 руб/кВт*ч, для ЛЭП в = 2,23*10^-2 руб/кВт*ч.

Потери энергии в трансформаторах:

где:

и  - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

 - наибольшая нагрузка трансформатора, МВ*А;

 - номинальная мощность трансформатора, МВ*А;

 - продолжительность работы трансформатора,

 - продолжность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности наибольшей нагрузки по формуле:

.

Потеря энергии в линии:

где:

 - номинальное напряжение, кВ;

 - активная сопротивление линии, Ом, состоящее из активного сопротивления на единицу длины, Ом/км и длины линии, км.

Для замкнутой сети:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

 

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Приведённые затраты:

Так как вариант 2 более дешёвый по сравнению с вариантом 1, то при дальнейших расчётах используем вариант 2.

7. Электрические расчёты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляют схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы - Г- образной) и определяют её параметры:

Для линии:

; ; ; ,

где:

- удельная активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

 - удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км;

 - длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r₀, х₀ и b₀ определяют по таблицам.

Для участка сети 1-2, длинной 30 км, выполненного проводом АС-95/16:

активное сопротивление:

;

реактивное сопротивление:

;

ёмкостная проводимость:

;

зарядная мощность, подключенная на концах участка:

Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП

Учас-ток сети	Длина линии, км	Марка и сечение провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, Cм/км	R, Ом	X, Ом	B*10-6, См
1-2	39,6	АС-95/16	0,301	0,434	2,61	11,92	17,19	103,356	0,625
1-3	64,68	АС-185/29	0,159	0,413	2,75	10,28	26,71	177,87	1,08
3-4	33	АС-70/11	0,422	0,444	2,55	13,93	14,65	84,15	0,509
4-5	39,6	АС-120/19	0,244	0,427	2,66	9,66	16,91	105,336	0,637
5-1	35,64	АС-240/32	0,118	0,405	2,81	4,21	14,43	100,148	0,605

;

- потери короткого замыкания, кВт;

 - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;

 - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

 - напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х обмоточные трансформаторы при U_вн.ном ≤ 220 кВ представляются упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода ∆Р_х+j∆Q_х:

.

Для подстанции 2:

Результаты расчётов сводят в таблицу 7.2

Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов

Номер подстанции	Тип и мощность, МВ*А	Расчётные данные							ДPх, мВт	ДQх, мВ*Aр
		Rт, Ом			Хт, Ом
		ВН	СН	НН		ВН	СН	НН
2	ТРДН - 25000/110	2,54				55,9			0,027	0,175
3	2хТДН - 16000/110	2,2				43,4			0,038	0,224
4	2хТДТН - 25000/110	0,75	0,75	0,75		28,45	0	17,85	0,062	0,35
5	2хТДН - 16000/110	2,2				43,4			0,038	0,224

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжения ±9 х 1,78%.

7.1 Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети. Приводят нагрузки к сети ВН:

Р_вн+jQ_вн=(Р_н+∆P_х+ ·т) + j(Q_н+∆Q_х+ ·Хт - ∑ Q_b),

где:

Р_н, Q_н - активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;_т, Х_т - суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

∑Q_b - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для подстанции 2:

Результаты расчетов сводят в таблицу 7.1.1

Таблица 7.1.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер  подстанции	Pн + jQн, МВ*А	∆Pх + j∆Qх, МВ*А	∆Pт + j∆Qт, МВ*А	∑Qb, МВ*Ар	Pвн + jQвн, МВ*А
2	14+j9,4	0,027+j0,175	0,054+j1,2	0,625	14,081+j11,4
3	10+j6,72 15+j10,08	0,038+j0,224	0,051+j1,07	1,589	25,089+j19,683
4	23+j15,45 12+j8,06 11+j7,39	0,062+j0,35	0,043+j1,65 0,012+j0 0,011+j0,237	1,146	23,128+j18,833

Производят расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитывают без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

,

где:  и - полные сопротивления противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приводят на рисунке в пояснительной записке.

Рисунок 7.1.1 - Потокораспределение на участках сети в режиме наибольших нагрузок

Таблица 7.1.2 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ*А	Потери мощности в линии, МВ*А	Мощность в конце линии, МВ*А
1-2	14,099+j11,426	0,018+j0,026	14,081+j11,4
1-3	30,567+j26,132	1,182+j3,072	29,385+j23,06
3-4	4,296+j3,377	0,034+j0,036	4,262+j3,341
4-5	19,342+j16,325	0,476+j0,833	18,866+j15,492
5-1	37,238+j33,287	0,788+j2,7	36,45+j30,587

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

7.2 Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задаётся в процентах от наибольшей мощности нагрузок. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: P_нм = 0,5P_нб.

Таблица 7.2.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер под-станции	Pн + jQн, МВ*А	∆Pх + j∆Qх, МВ*А	∆Pт + j∆Qт, МВ*А	∑Qb, МВ*Ар	Pвн + jQвн, МВ*А
2	7+j4,7	0,027+j0,175	0,014+j0,3	0,625	7,041+j5,8
3	5+j3,36 7,5+j5,04	0,038+j0,224	0,013+j0,263	1,589	12,551+j10,476
4	11,5+j7,725 6+j4,03 5,5+j3,695	0,062+j0,35	0,011+j0,413 0,003+j0 0,002+j0,059	1,146	11,578+j9,693
5	8,5+j5,71	0,038+j0,224	0,017+j0,344	1,242	8,555+j7,52

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Таблица 7.2.2 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ*А	Потери мощности в линии, МВ*А	Мощность в конце линии, МВ*А
1-2	7,123+j5,918	0,082+j0,118	7,041+j5,8
1-3	14,998+j12,921	0,308+j0,8	14,69+j12,121
3-4	2,139+j1,645	0,008+j0,009	2,131+j1,636
4-5	9,57+j8,272	0,123+j0,215	9,447+j8,057
5-1	18,326+j16,481	0,201+j0,689	18,125+j15,792

Рисунок 7.1.1 - Потоктокораспределение на участках сети в режиме наименьших нагрузок

.3 Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1-3. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1-3.

сеть электропередача конфигурация

Таблица 7.2.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер под-станции	Pн + jQн, МВ*А	∆Pх + j∆Qх, МВ*А	∆Pт + j∆Qт, МВ*А	∑Qb, МВ*Ар	Pвн + jQвн, МВ*А
2	14+j9,4	0,027+j0,175	0,054+j1,2	0,625	14,081+j11,4
3	10+j6,72 15+j10,08	0,038+j0,224	0,051+j1,07	1,589	25,089+j19,683
4	23+j15,45 12+j8,06 11+j7,39	0,062+j0,35	0,043+j1,65 0,012+j0 0,011+j0,237	1,146	23,128+j18,833
5	17+j11,42	0,038+j0,224	0,07+j1,376	1,242	17,108+j14,262

Распределение мощности без учёта потерь мощности.

Рассчитаем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учётом потерь мощности:

Результаты расчёта сведём в таблицу 7.3.2

Таблица 7.2.3 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ*А	Потери мощности в линии, МВ*А	Мощность в конце линии, МВ*А
1-2	14,099+j11,426	0,018+j0,026	14,081+j11,4
1-3	-	-	-
3-4	26,26+j20,941	1,171+j1,258	25,089+j19,683
4-5	52,598+j45,394	3,21+j5,62	49,388+j39,774
5-1	70,158+j61,206	0,452+j1,55	69,706+j59,656