82884

Районная электрическая сеть

Курсовая

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

При проектировании главным образом определяют: конфигурацию электрической сети и принципиальную схему электрических соединений линий станций и подстанций; параметры линий электропередачи и силовых трансформаторов; средства регулирования напряжения компенсации...

Русский

2015-03-04

6.79 MB

6 чел.

PAGE   \* MERGEFORMAT 3

СОДЕРЖАНИЕ

Общие сведения  4

1. Структура курсового проекта  7

1.1. Требования по оформлению материалов проекта  8

2. Задание на курсовое проектирование  10

2.1. Исходные данные для проектирования  10

2.2. Проведение защиты проекта  11

3. Семестровый график выполнения курсового проекта  12

4. Методика выполнения проекта  13

4.1. Технико-экономическое обоснование выбора сети  13

4.1.1. Составление баланса активной и реактивной мощностей  14

4.1.2. Составление вариантов схем соединения сети  17

4.1.3. Расчет приближенного потокораспределения  21

4.1.4. Выбор номинального напряжения  23

4.1.5. Выбор сечений проводов по условиям экономичности  25

4.1.6. Выбор трансформаторов на подстанциях  28

4.1.7. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети  29

4.1.8. Определение ущерба от перерывов в электроснабжении  32

4.1.9. Сравнение вариантов по расчетным затратам  37

4.2. Расчет установившихся режимов электрической системы

и выбор устройств регулирования напряжения  41

4.2.1. Составление схемы замещения  42

4.2.2. Расчет потокораспределения и напряжений  47

4.2.3. Выбор устройств регулирования напряжения  52

4.3. Определение технико-экономических показателей сети  56

Библиографический список  60

Приложение 1  61

Приложение 2  62

Приложение 3  63

1. Общие сведения

Курсовое проектирование районной электрической системы ставит своей целью закрепить умения и систематизировать знания, полученные по дисциплине «Электрические системы и сети», а также в смежных дисциплинах, научить студентов применять эти знания при решении инженерных задач, привить им навыки к самостоятельной творческой работе.

При проектировании электрической системы (ЭС) необходимо выполнить технико-экономическое обоснование решений, определяющих оптимальный вариант ЭС, обеспечивающий потребителей качественной электроэнергией, бесперебойность электроснабжения при рациональном сочетании затрат на сооружение и эксплуатацию ЭС.

При проектировании главным образом определяют:

конфигурацию электрической сети и принципиальную схему электрических соединений линий, станций и подстанций;

параметры линий электропередачи и силовых трансформаторов;

средства регулирования напряжения, компенсации реактивной мощности и размещения их в ЭС.

Необходимо наметить также и организационно-технические мероприятия по обеспечению экономичности и надежности функционирования ЭС.

Электроэнергию считают качественной, если отклонения и колебания напряжения у электропотребителей и частоты в ЭС от номинальных значений не превосходят допустимых значений по ГОСТу. При этом предъявляют определенные требования к симметричности и синусоидальности напряжения. Для обеспечения допустимых отклонений напряжения в узлах и частоты в ЭС необходимо удовлетворение условий баланса по активной и реактивной мощности.

Бесперебойности электроснабжения достигают прежде всего резервированием питания электропотребителей, однако это требует дополнительных капиталовложений, что не всегда экономически оправдано. Минимально необходимое резервирование определяют по категории электропотребителей. Электроснабжение электропотребителей первой категории следует осуществлять от двух независимых источников, которыми считают секции шин двух трансформаторов подстанции, питаемой не менее чем двумя линиями. Перерыв в их электроснабжении допустим лишь на время срабатывания АВР. Питание электропотребителей II категории допускают по одной линии и одним трансформатором при наличии централизованного резерва трансформаторов. Перерывы в электроснабжении электропотребителей II категории не должны быть продолжительней двух часов, а электропотребителей III категории – не более суток. Нагрузки III категории резервным питанием можно не обеспечивать.

Выполнение курсового проекта (КП) «Районная электрическая сеть» по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети», рассчитано на 34 часа (0,944 зач. ед.). Запланированный объем учебного времени следует тщательно распределить в соответствии с графиком работы в семестре. В противном случае неэффективно потраченное время может привести к принятию неверного технического решения по выбору наилучшего варианта, вследствие намеренного ограничения количества первоначально рассмотренных вариантов электроэнергетической системы.

Особенность курсового проекта, являющегося неотъемлемой составной частью учебно-методического комплекса, состоит в том, что решение прикладной задачи проектирования приводит к генерации нового знания. Это принципиально отличает курсовое проектирование от изучения теоретического материала и последующего простого воспроизводства полученных знаний, в виде ответа на экзаменационный вопрос или тест.

При проектировании районной электрической сети исключительно важны умения. Причем эти умения в значительной степени сформированы на практических занятиях и на этапе самостоятельной работы. Вопросы повышения эффективности самостоятельной работы, в том числе при выполнении курсового проекта рассмотрены в Организационно-методических указаниях по освоению дисциплины «Электроэнергетические системы и сети».

При проектировании сложной электроэнергетической системы необходимо применение ЭВМ. Компьютер в совокупности с программным обеспечением используют в первую очередь как средство расчета режимов. Для этого применяют специализированное программное обеспечение, описанное в Организационно-методических указаниях. Дополнительные преимущества дает применение ЭВМ в качестве средства подготовки текстового документа, с использованием современных программных средств моделирования, конструирования, проектирования и черчения.

В проекте реализована компетентностная технология обучения. При выполнении проекта бакалавр по направлению подготовки 140200.62 – Электроэнергетика и электротехника осваивает следующие компетенции:

универсальные:

  •  готовность к кооперации с коллегами и работе в коллективе, знакомство с методами управления, умение организовать работу исполнителей, находить и принимать управленческие решения в условиях различных мнений;
  •  готовность к самостоятельной, индивидуальной работе, принятию решений в рамках своей профессиональной компетенции;
  •  умение и готовность осуществлять свою деятельность в различных сферах общественной жизни с учётом принятых в обществе моральных и правовых норм;
  •  умение в условиях развития науки и изменяющейся социальной практики к переоценке накопленного опыта, анализу своих возможностей, умение приобретать новые знания, использовать различные средства и технологии обучения;

инструментальные:

  •  умение использовать основные компьютерные технологии в сфере профессиональной деятельности;
  •  умение использовать элементы экономического анализа в своей профессиональной деятельности.

общенаучные:

  •  умение использовать основные понятия и методы математического анализа, линейной алгебры, информатики, теоретических основ электротехники;
  •  умение самостоятельно использовать средства компьютерной техники и основные компьютерные технологии в сфере своей профессиональной деятельности;

профессиональные:

  •  умение разрабатывать проекты электроэнергетических и электротехнических систем и отдельных их компонентов;
  •  умение обосновать принятие конкретного технического решения при создании электроэнергетического и электротехнического оборудования;
  •  умение рассчитывать схемы и элементы основного электроэнергетического оборудования;
  •  умение рассчитывать режимы работы электроэнергетических установок, определять состав оборудования и его параметры, схемы электроэнергетических объектов;
  •  умение использовать современные информационные технологии, управлять информацией с использованием прикладных программ; использовать сетевые компьютерные технологии и базы данных и вычислительные комплексы в своей предметной области;
  •  умение использовать нормативные документы по качеству, стандартизации и сертификации электроэнергетических и электротехнических объектов, элементы экономического анализа в практической деятельности;
  •  умение применять современные методы исследования объектов и систем электроэнергетики и электротехники;
  •  готовность изучать научно-техническую информацию, отечественный и зарубежный опыт по тематике исследования;
  •  умение формировать законченное представление о принятых решениях и полученных результатах в виде научно-технического отчёта с его публикацией и публичной защитой;

В ходе выполнения проекта студент должен:

  •  знать: особенности расчёта и анализа установившихся режимов систем и обеспечения качества электроэнергии; проблемы управления режимами работы электроэнергетических систем;
  •  уметь: применять, эксплуатировать и производить выбор оборудования подстанций, электроэнергетических систем и сетей, систем электроснабжения, формировать законченное представление о принятых решениях и полученных результатах в виде научно-технического отчета;
  •  овладеть: методами расчета установившихся режимов электрических сетей, методами расчёта и проектирования электроэнергетических систем; навыками исследовательской работы; методами анализа режимов работы электроэнергетического оборудования; методами расчёта параметров электроэнергетических сетей и систем.

Необходимо знать и помнить основные математические соотношения, характеризующие методику расчета режимов, знать схемы замещения элементов электроэнергетической системы, векторные диаграммы, порядок расчета режимов при переходе на разные ступени напряжения и особенности регулирования режимов и их качества.

1. Структура курсового проекта

Курсовой проект представляет собой единый, завершенный учебный модуль, при выполнении которого, студент преобразует накопленный объем знаний по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети», а также в смежных дисциплинах в умение решать задачу расчета и проектирования районной электрической сети.

Проект можно разделить на две части. В первой части проекта выполняют технико-экономическое обоснование выбора одного варианта проектируемой сети из нескольких. Для этого по исходным данным генерируют несколько возможных схем электроэнергетической системы, из которых по совокупности технико-экономических критериев предстоит выбрать наилучшую. При этом выполняют ряд расчетных и аналитических процедур в определенной последовательности, изложенной ниже.

1. Расчет баланса мощности в ЭС. Определение мощности компенсирующих устройств и уточнение расчетных нагрузок.

2. Разработка четырех – шести вариантов схем ЭС и выбор трех из них для дальнейших расчетов. Приближенное определение потокораспределения. Выбор номинальных напряжений.

3. Определение сечения проводов ЛЭП с проверкой по потерям напряжения и выбор двух вариантов для технико-экономического сравнения.

4. Определение числа и мощности трансформаторов понизительных подстанций.

5. Приближенная оценка потерь активной мощности и энергии.

6. Определение ущерба от перерывов в электроснабжении.

Во второй части проекта определяют экономические показатели и производят выбор целесообразного варианта ЭС, который считают оптимальным. Далее проводят детальную разработку принятого к расчету варианта сети в определенной последовательности.

7. Разработка принципиальной схемы электрических соединений районной ЭС для выбранного варианта.

8. Расчет режимов работы ЭС и выбор средств управления режимами.

9. Составление полной схемы замещения ЭС и расчет ее параметров.

10. Расчет характерных электрических режимов работы ЭС вручную и на ЭВМ. Анализ полученных результатов.

11. Выбор средств регулирования напряжения, определение действительных напряжений на шинах низшего напряжения подстанций.

12. Определение основных и обобщенных технико-экономических показателей спроектированной ЭС

Как видно из структуры проекта, особенностью проектирования ЭС является тесная взаимосвязь технических и экономических расчётов. Поэтому поиск оптимального варианта необходимо вести на основе системного комплексного подхода к выбору проектных решений.

1.1. Требования по оформлению материалов проекта

Курсовой проект должен содержать расчетно-пояснительную записку объемом 40 – 50 страниц и графические материалы – три чертежа формата А1 (595x841 мм) или А2 (595x420).

Расчётно-пояснительная записка состоит из титульного листа с названием проекта (прил. 1), оригинала задания на проект, оглавления, перечня чертежей к проекту, основного материала, включающего все этапы разработки проекта, основных расчетов и их результатов, анализа результатов расчетов, выводов, описания и обоснования принятых решений, списка использованной литературы и приложений в виде результатов расчетов на ЭВМ.

Записку разделяют на разделы и параграфы. План пояснительной записки к проекту должен соответствовать плану, по которому выполняют проектные разработки и расчеты. В тексте пояснительной записки обосновывают принятые решения. Каждый раздел, изложение каждого вопроса в записке начинают с формулировки поставленной задачи. Далее приводят исходные данные, нормы и требования и намечают возможные варианты решения. Используя какой-либо метод расчета, обязательно приводят расчетные формулы в общем виде, подставляют значения в формулы в строгой последовательности с общим видом и приводят окончательный результат вычислений. Во всех последующих случаях применения тех же расчетных методов и формул приводят лишь результаты расчётов, сведенные в продуманные удобочитаемые таблицы. Таблицы нумеруют и дают к ним наименования. Ко всем результатам расчетов необходимы указания о размерности полученных величин. Каждый раздел должен содержать анализ результатов и выводы из них. Необходимы ссылки на использованные литературные источники. В конце расчетно-пояснительной записки необходимо привести список литературы, составленный в порядке появления ссылок в тексте, с указанием авторов, места издания, издательства, года издания и числа страниц.

Рисунки нумеруют и делают к ним подрисуночные надписи. Сокращения слов в записке не допускают, за исключением общепринятых. Материал излагают во множественном числе, предпочтительно в безличной форме, в прошедшем совершенном времени. Может быть использована неопределенная форма. Для глаголов не следует применять пассивный залог. Листы расчетно-пояснительной записки брошюруют в плотную папку и нумеруют. Не следует применять раскраску титульного листа и фигурные шрифты.

Графический материал проекта состоит из следующих чертежей:

Чертеж № 1. Варианты схем ЭС.

Приводят схему района, для которого спроектирована ЭС (с соблюдением масштабов), и представляют попарно основные рассмотренные в проекте принципиальные схемы и схемы электрических соединений вариантов сети. Схемы электрических соединений дают упрощенно: обозначают лишь выключатели. Указывают номинальное напряжение ЭС, а также виды линий и их протяженности, мощности нагрузок.

Чертеж № 2. Принципиальная схема электрических соединений районной ЭС (оптимальный вариант).

Необходимо показать все линии, трансформаторы, выключатели, разъединители, отделители и короткозамыкатели 35 – 220 кВ с обозначением номинальных напряжений, протяженности линий, марок проводов, типа и мощности трансформаторов, схемы соединения их обмоток и режима нейтрали, мощности компенсирующих устройств. Схемы подстанций на стороне вторичного напряжения (6 – 20 кВ) изображают условно, в виде одиночной секционированной системы шин. Здесь же показывают выключатели в цепях трансформаторов, компенсирующих устройств и секционирующий шины выключатель.

Чертеж № 3. Результаты расчетов характерных режимов ЭС.

На схему замещения спроектированной ЭС наносят сведения о ее параметрах, обозначения (нумерацию) узловых точек, основные результаты расчетов рассмотренных режимов ЭС: исходные мощности нагрузок и генерируемые мощности узлов, потокораспределение в сети, напряжения в узлах, выбранные регулировочные ответвления трансформаторов (автотрансформаторов), действительные напряжения на шинах НН (для 3-обмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указывают также необходимые параметры обмоток СН). Для наглядности и облегчения анализа результатов электрических расчетов по каждому рассчитанному режиму ЭС их следует выделять различными по цвету надписями. Изображение элементов сетей, надписи на чертежах, обозначение размерностей и т. п. должны быть выполнены в соответствии с действующими ГОСТами.

2. Задание на курсовое проектирование

Задание на курсовой проект определено структурой и порядком проектирования, рассмотренными выше. Образец бланка задания представлен в прил. 2. При выдаче задания и заполнении бланка, установленного образца, кафедра определяет студенту вариант, например по номеру в журнале преподавателя. Согласно варианту в прил. 3 указаны основные исходные данные для проектирования ЭС.

После получения задания и исходных данных необходимо тщательно проанализировать структуру проекта и сформулировать постановку задачи, очертить круг смежных вопросов, требующих исследования, оценить наличие литературных и других информационных источников и собственный уровень подготовленности. Осмысление описанной последовательности выполнения проекта непременно вызовет вопросы, суть которых и определяет уровень подготовленности студента к самостоятельной работе.

Анализ исходных данных и постановка задачи расчета и проектирования найдут свое отражение при подготовке итогового текстового документа в разделе введение. Для получения ответов на вопросы следует использовать консультации руководителя проекта, а также запросы по электронной сети в адрес кафедры с указанием конкретных проблем и представлением материалов разработанного проекта для ознакомления.

2.1. Исходные данные для проектирования

Кроме исходных данных, представленных в прил. 3 для проектирования необходимо задать еще ряд параметров и установить ряд ограничений.

1. Географическое расположение источников и пунктов потребления электроэнергии на плане местности дано соответствующими координатами (X, Y) относительно условного начала координат (в нижнем левом углу стандартного листа расчётно-пояснительной записки – формат А4).

2. Активные мощности нагрузок в пунктах потребления и генерации и соответствующие им коэффициенты мощности даны для режима максимальных нагрузок. Нагрузка в узле генерации I указана приведенной на шины станции. В двух пунктах с наименьшими нагрузками подключены электропотребители только второй и третьей категорий (60 % и 40 % соответственно).

На других подстанциях потребители первой категории составляют 40 %, второй и третьей – по 30 %. Номинальное напряжение вторичной сети принимают 10 кВ или 20 кВ. Время использования максимума активной нагрузки Tмакс во всех пунктах электропотребления предполагают одинаковым (прил. 2). Минимальную мощность нагрузки для всех подстанций принимают  (по указанию руководителя проекта). При этом полагают, что коэффициенты мощности электропотребителей в максимальном и минимальном режимах равны.

Средний удельный ущерб от недоотпущенной электроэнергии потребителю может быть принят  [4, 6].

3. Сведения об источниках питания. Питание проектируемой ЭС осуществляют от станции I, которая представлена не в каждом варианте индивидуального задания, и от станции (подстанции) Б, принимаемой в качестве балансирующей. Мощность станции представлена отрицательной нагрузкой. При положительном значении мощности подстанцию I рассматривают как пункт потребления. В минимальном режиме мощность станции I снижают в соответствии с нагрузками ЭС. Предполагают, что на станциях могут быть любые номинальные напряжения класса 35 – 500 кВ. Рабочие уровни напряжения на шинах источника можно поддерживать в пределах от номинального напряжения соответствующей сети до максимально-допустимого по условиям изоляции.

2.2. Проведение защиты проекта

После выполнения расчетов, моделирования режимов электрической сети на ЭВМ, оформления результатов проектирования в виде расчетно-пояснительной записки и подготовки графических материалов выполняют публичную защиту курсового проекта.

Защиту выполняют в порядке, предусмотренном нормативными документами СФУ. О сроках защиты проектов кафедра оповещает студентов заблаговременно, на этапе формирования бланка задания на курсовой проект. Проведение защиты способствует формированию навыков публичного выступления, используемых в дальнейшем при защите дипломного проекта.

К участию в защите могут быть привлечены ведущие преподаватели кафедры, а также сторонние специалисты в области электроэнергетических систем и сетей, в том числе представители ФСК, РДУ, предприятий электрических сетей и др. Для защиты формируют список из группы студентов по мере готовности курсовых проектов. Присутствие на защите проекта студенческой группы или учебного потока целесообразно.

К защите представляют завершенный проект, утвержденный руководителем. Для выступления докладчику предоставляют 3-5 минут. При подготовке к выступлению целесообразно предварительно сформировать и хронометрировать текст доклада. В докладе отражают актуальность тематики курсового проекта, постановку задачи, использованные расчетные методики, принятые решения и полученные результаты.

По результатам защиты руководитель принимает аттестационное решение об уровне успешности выполнения проекта.

3. Семестровый график выполнения проекта

Проектирование районной электрической сети выполняют в последовательности, которую отражает табл. 3.1.

Таблица 3.1

№ п/п

Содержание разделов проекта

недели

Доля

от всей работы, %

Объём выполненной работы, %

Технико-экономическое обоснование выбора сети

1

Расчет баланса мощности в ЭС. Определение мощности компенсирующих устройств и уточнение расчетных нагрузок

1

3

3

2

Разработка 4–6 вариантов схем ЭС и выбор 3 из них для дальнейших расчетов. Приближенное определение потокораспределения. Выбор номинальных напряжений

2

4

7

3

Выполнение чертежа № 1: варианты схем ЭС (принципиальные схемы и упрощенные схемы электрических соединений 3 вариантов ЭС)

3

5

12

4

Определение сечения проводов ЛЭП с проверкой по потерям напряжения и выбор 2 вариантов для технико-экономичес-кого сравнения

4

8

20

5

Определение числа и мощности трансформаторов понизительных подстанций

5

2

22

6

Приближенная оценка потерь активной мощности и энергии

5

3

25

7

Определение ущерба от перерывов в электроснабжении

6

4

29

Окончание табл. 3.1

№ п/п

Содержание разделов проекта

недели

Доля

от всей работы, %

Объём выполненной работы, %

8

Определение экономических показателей и выбор целесообразного варианта ЭС

6

8

37

9

Выполнение чертежа № 2: принципиальная схема электрических соединений районной ЭС (оптимальный вариант)

7

6

43

Расчет режимов работы ЭС и выбор средств управления режимами

10

Составление полной схемы замещения ЭС и расчет ее параметров

7

4

47

11

Расчет характерных электрических режимов работы ЭС вручную и на ЭВМ. Анализ результатов расчета

8–10

25

72

12

Выбор средств регулирования напряжения, определение действительных напряжений на шинах низшего напряжения подстанций

11

5

77

13

Выполнение чертежа № 3: результаты расчетов характерных электрических режимов

12

6

83

14

Определение основных и обобщенных технико-экономических показателей спроектированной ЭС

13

6

89

15

Анализ результатов, выводы

13

1

90

16

Оформление расчетно-пояснительной записки

13

10

100

17

Подготовка к защите и защита проекта

14

4. Методика выполнения проекта

4.1. Технико-экономическое обоснование выбора сети

На начальной стадии проектирования необходимо проверить возможность работы ЭС с допустимыми (нормированными) показателями качества электроэнергии во все нормальных эксплуатационных режимах. С этой целью составляют балансы активной и реактивной мощностей. При этом для обеспечения потребителей электроэнергией с заданными показателями качества – отклонениями частоты и напряжения, для управления ими необходимо иметь в ЭС достаточный резерв активной и реактивной мощностей, позволяющий поддерживать балансы мощностей на требуемом электропотребителями уровне. Дефицит активной мощности приводит к снижению частоты во всей ЭС, при дефиците реактивной мощности происходит общее снижение уровня напряжения в ЭС и в наибольшей степени в узле изменения баланса по реактивной мощности.

4.1.1. Составление баланса активной и реактивной мощностей

Балансовые расчёты, то есть выявление дефицита (или избытка) мощности, позволяют установить возможные направления передачи электроэнергии, оказывающие влияние на формирование схемы проектируемой ЭС и выбор параметров её элементов.

В рассматриваемом курсовом проекте баланс мощностей составляют только для режима наибольших активных и реактивных нагрузок, принимая допущения, что потребление наибольших нагрузок у всех потребителей ЭС происходит одновременно.

Источники питания должны покрывать суммарную нагрузку ЭС , включающую активные нагрузки всех потребителей , потери активной мощности в линиях  и трансформаторах .

,   (4.1)

где потери активной мощности в сети () принимают ориентировочно равными 6–8 % от суммарной активной мощности нагрузки потребителей; необходимый резерв мощностей , может быть приближенно принят равным 10 % от суммарной мощности соответствующей нагрузки.

Небаланс по активной мощности в ЭС

    (4.2)

покрывает балансирующая станция. По величине и знаку небаланса можно судить о типе проектируемой ЭС. Если < 0 (дефицитная ЭС), то недостающую в ЭС мощность генерирует балансирующая станция; если > 0 (избыточная ЭС), то избыточная мощность передаётся из ЭС в балансирующий узел сети. Проектируемые для этого линии электропередач должны обладать достаточной пропускной способностью, их прокладывают по кратчайшему пути. В сбалансированной ЭС () всю потребляемую мощность покрывает небалансирующая станция. Проектируемые связи с внешней ЭС (балансирующей станцией) обеспечивают надежность электроснабжения.

В отличие от активной мощности реактивная нагрузка ЭС

  (4.3)

может быть покрыта как генераторами электростанций, так и компенсирующими устройствами (синхронными компенсаторами, конденсаторными батареями и др.).

Режим реактивной мощности линий зависит от режима напряжений. При повышении напряжения потери реактивной мощности  уменьшаются, а генерируемая линиями зарядная мощность  увеличивается. На первоначальной стадии проектирования параметры ЭС неизвестны.

Для упрощения полагают, что все линии работают в режиме натуральной мощности. Тогда при составлении баланса реактивной мощности можно принять условие . Поэтому получают следующее уравнение баланса реактивной мощности:

.   (4.4)

Потери реактивной мощности в трансформаторах  на одну трансформацию равны приблизительно 10% от полной мощности нагрузок.

Величину реактивной мощности, поступающей от станций , следует определять по небалансу активной мощности в ЭС  и коэффициенту мощности , с которым запланирована выдача мощности с шин этих источников

.    (4.5)

Значение коэффициента мощности  следует принимать для всех источников равным 0,90–0,95 при выдаче реактивной мощности по воздушным линиям (ВЛ) 35–220 кВ и 0,95–1,00 по ВЛ более высоких напряжений [2].

Тогда можно определить мощность компенсирующих устройств (КУ), обеспечивающую баланс реактивной мощности ЭС:

.     (4.6)

Причем условие  свидетельствует о достаточном общем располагаемом резерве реактивной мощности ЭС. Однако передать эту мощность электропотребителям можно только в концентрированных ЭС. Последними считают ЭС с относительно небольшой удаленностью электропотребителей от генерирующих источников.

В дефицитной по реактивной мощности ЭС () необходимо размещение КУ. Оцененная суммарная мощность КУ распределяет по потребительским подстанциям проектируемого района в соответствии со средним по условию баланса коэффициентом мощности подстанций

.      (4.7)

Тогда можно найти мощность компенсирующих устройств каждой подстанции, отвечающую балансу реактивной мощности ЭС:

.    (4.8)

Если коэффициент мощности на каких-либо подстанциях выше, чем аналогичная величина, соответствующая балансу реактивной мощности ЭС, то на этой подстанции КУ не устанавливают. Исключив нагрузку такой подстанции из дальнейших расчётов, определяют новое значение коэффициента мощности остальных подстанций, соответствующего балансу реактивной мощности:

.     (4.9)

В соответствии с (4.8) уточняют мощность КУ каждой подстанции. На подстанциях, где квар, нецелесообразна установка конденсаторных батарей. Их распределяют между ближайшими подстанциями так, чтобы .

КУ снижает общую (расчётную) мощность подстанции

.    (4.10)

Составив балансы мощностей, определяют общее потребление мощностей ЭС, её расчётные нагрузки для дальнейших расчётов, выбора параметров ЭС и оценки электрического состояния системы в нормальных и послеаварийных режимах.

Целесообразность дополнительной установки, оптимального распределения КУ определяют экономическими расчётами оптимальных режимов ЭС.

4.1.2. Составление вариантов схем соединений сети

Число вариантов схем соединений ЭС быстро возрастает с ростом числа узлов. Уменьшение числа схем, подлежащих перебору, определение оптимальной схемы ЭС может быть выполнено методами математического программирования ЭВМ [15].

Приступая к проектированию, намечают не менее пяти-шести вариантов схемы сети, различных по конфигурации. Каждый вариант предусматривает надежное электроснабжение потребителей I категории по схеме с резервированием линий и понижающих трансформаторов подстанций. Электроснабжение пунктов, в которых отсутствуют потребители I категории, можно осуществлять по схемам без резервирования элементов сети. Целесообразность резервирования потребителей II категории определяют на основе экономической оценки ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Намечаемые варианты не должны быть случайными. Каждый вариант должен иметь ведущую идею построения сети. Сеть может быть построена по радиальному, магистральному, замкнутому и смешанному типу. Радиально-магистральные сети, питающие потребителей I категории, выполняют не менее чем двухцепными линиями электропередачи. Замкнутая сеть может быть одноцепной. Разработку вариантов следует начинать с наиболее простых схем, т.е. схем с минимальным количеством линий и электрооборудования подстанций (выключателей, разъединителей и т. д.).

Трассы линий от источников до пунктов электропотребления необходимо прокладывать по возможно короткому пути, с первоочередным подключением наиболее мощных нагрузок. Следует избегать сооружения протяженных незагруженных участков ЭС, используемых только в послеаварийных режимах.

Для обеспечения высокого уровня устойчивости параллельной работы электростанций и условий для широкого маневрирования мощностями предусматривают жесткие связи между электростанциями, т. е. с небольшой реактивностью и не менее чем по двум линиям.

Возможные варианты проектируемой ЭС при заданном расположении нагрузок I категории и источников питания показаны на рис. 4.1, где предполагают возможность прокладки трассы линий по прямой.

В соответствии с принципиальными схемами сети составляют варианты схем электрических соединений ЭС с учетом схем соединений станций и подстанций, влияющих на проектируемую сеть.

Одним из достоинств схемы подстанций является простота. При выборе схемы подстанции необходимо стремиться к этому, в частности, к минимальному количеству выключателей 35 – 220 кВ. На транзитных и тупиковых подстанциях следует применять схемы подстанций с отделителями и короткозамыкателями (рис. 4.2).

Вместе с тем, для удобства эксплуатации и гибкости схемы на узловых подстанциях, как правило, нужны выключатели во всех основных цепях. При одноцепных линиях кольцевой сети с двухтрансформаторными подстанциями следует широко применять схему подстанции с одним выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов (рис. 4.3).

Станции показывают схемами распределительных устройств (РУ) высшего напряжения без изображения генераторных цепей. Поскольку схемы РУ станций и подстанций зависят от количества присоединений (линий, трансформаторов), то завершают разработку этих схем после определения экономических сечений проводов отходящих линий и числа трансформаторов.

Разработку вариантов схемы ЭС выполняют в следующей последовательности:

1. Наносят в масштабе расположение станций и подстанций на плане. Указывают протяженность возможных трасс.

2. Обозначают станции, а также подстанции, потребители которых требуют резервирования. Выделяют близко расположенные подстанции, которые целесообразно объединить общей сетью. Электроснабжение удаленных подстанций осуществляют отдельными линиями.

3. Намечают целесообразные варианты выполнения ЭС в соответствии с приведенными рекомендациями. По возможности выбирают тип опор, исполнение двухцепных линий.

4. Составляют эскизы схем подстанций, указав основное коммутационное оборудование (выключатели, отделители).

а

б

в

г

д

е

ж

з

и

к

Рис. 4.1 – Примеры возможных вариантов схем проектируемой ЭС

а

б

в

г

д

е

ж

з

и

к

л

м

н

о

Рис.4.2 – Схемы упрощенных подстанций 35–220 кВ;

а, б, в, г, д, е – тупиковые;

ж, з, и, к, л, м, н, о – транзитные (проходные)

а

б

в

г

д

Рис. 4.3 – Схемы узловых подстанций 35 – 220 кВ

5. Выделяют варианты, в которых, на основе приближенной оценки потокораспределения, отключение одной из линий приводит к наибольшему снижению напряжения.

4.1.3. Расчёт приближённого потокораспределения

Для правильного выбора номинальных напряжений и сечений проводов участков ЭС необходимо определить потокораспределение в сети. На данном этапе проектирования оценивают потокораспределение приближенно, со следующими допущениями:

1. Заданные (или полученные после установки КУ) нагрузки в узлах принимают в качестве расчетных. При этом не учитывают потери в трансформаторах подстанций, емкостные (зарядные) мощности линий, примыкающих к узлам.

2. Режим работы станции с заданной мощностью (узел 1) считают неизменным. Мощность указанной станции учитывают как отрицательную нагрузку. Балансирующая станция (система Б) позволяет выдавать (потреблять) любую мощность, потребляемую ЭС или выдаваемую в систему.

3. Потокораспределение в ЭС определяют из условия постоянства напряжений во всех узлах сети, т. е. без учета потерь мощности, по первому закону Кирхгофа для мощностей:

.      (4.11)

При этом расчет в разомкнутых (радиально – магистральных) ЭС следует начинать с наиболее удаленного узла, а в кольцевых – с наиболее приближенного к источнику узла, предварительно определив потоки мощности на прилегающих к источнику участках по формулам:

, .   (4.12)

4. Замкнутые сети предполагают однородными, что позволяет определить потокораспределение активных и реактивных мощностей независимо друг от друга по «приведенным длинам» в результате решения двух систем уравнений вида

, , ,   (4.13)

где K – число независимых контуров; ,  – активная и реактивная мощность участка сети j контура k;  – длина линии участка j;  – количество параллельных ветвей участка j.

В приближенных расчетах можно также допустить постоянство коэффициентов мощности cos φ всех нагрузок узлов. В этом случае производят распределение полных мощностей по их модулям.

, .   (4.14)

5. Распределение нагрузок между несколькими параллельными линиями принимают одинаковым.

Расчет потокораспределения в каждом варианте ЭС производят для максимальных нагрузок в нормальном (при включении всех цепей) и наиболее тяжелом послеаварийном (ремонтном) режимах работы.

4.1.4. Выбор номинального напряжения

Напряжение сети зависит от передаваемой мощности и расстояния, на которое передают электроэнергию. Его выбирают исходя из полученного потокораспределения и протяженности участков. Чем больше передаваемая по линии мощность и расстояние, на которое ее передают, тем выше по техническим и экономическим нормам должно быть номинальное напряжение электропередачи.

Номинальное напряжение можно приближенно оценить по пропускной способности линий 35 – 500 кВ [2] (табл. 4.1), по кривым (рис. 4.4), характеризующим экономически целесообразные области применения указанных сетей, или аналитически, например, по формуле Стилла

,    (4.15)

преобразованной С. Н. Никогосовым к более удобному виду

.      (4.16)

Эти формулы приемлемы для линий длиной до 250 км и передаваемых мощностей, не превышающих 60 МВт. В случае больших мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км, используют формулу А. М. Залесского

.    (4.17)

Найденные напряжения округляют до ближайшего номинального. При этом не всегда целесообразна ЭС, состоящая из линий одного напряжения. Варианты ЭС или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Это зависит от многих факторов: мощности нагрузок, удаленности их от источников питания, их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации ЭС, способов регулирования напряжения и др. Обычно сначала определяют номинальное напряжение питающих, более загруженных участков. Например, головной участок сети от источника питания до узловой подстанции может быть с одним напряжением, все другие линии (с наименьшей нагрузкой) – с другим, более низким номинальным напряжением. Участки кольцевой сети, как правило, необходимо выполнить на одно номинальное напряжение.

На данном этапе проектирования особенно ощутима взаимосвязь конфигурации схемы и параметров ЭС. Общее количество искомых и анализируемых параметров весьма большое.

Таблица 4.1

Пропускная способность электропередач 35 – 500 кВ

Напряжение U, кВ

Мощность на одну цепь Р, МВт

Расстояние передачи

l, км

35

3–10

50–15

110

10–50

150–50

150

50–70

150–100

220

100–200

250–150

330

200–300

400–300

500

700–900

1200–800

Поэтому в общем случае выбирают номинальное напряжение всей ЭС или отдельных ее участков на основе технико-экономической оценки и сравнения вариантов сетей при различных номинальных напряжениях. Применительно к каждому из них определяют приведенные затраты, сопоставление которых позволяет выбрать необходимое напряжение [4].

Рис. 4.4 – Области применения напряжений 35 – 500 кВ

На начальном этапе проектирования в качестве критерия приемлемости намеченных вариантов номинальных напряжений ЭС могут служить суммарные потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при максимальных нагрузках, а также сечения сталеалюминиевых проводов. Суммарные потери напряжения в сети определяют для режима наибольших нагрузок как алгебраическая сумма потерь напряжения на всех участках ЭС одного номинального напряжения от балансирующего источника до самой удаленной подстанции (станции).

Приемлемы варианты ЭС, где суммарные потери напряжения не выходят за пределы 15 %, а в послеаварийном режиме до 20 % от номинального напряжения сети при условии использования на подстанциях ЭС устройств регулирования напряжения. Если потери напряжения до наиболее удаленного потребителя превосходят 15 – 17 %, а  в  послеаварийном режиме – 20 – 25 %, то такой вариант ЭС полностью или частично необходимо исключить из дальнейшего рассмотрения, так как обеспечение необходимого уровня напряжения у потребителей потребует чрезмерно больших капитальных затрат на установку устройств регулирования напряжения и в целом вариант ЭС будет экономически нецелесообразным.

Для линий электропередач 35 кВ сечения проводов обычно выбирают в пределах от АС 35 до AC 150, линий 110 кВ – от АС 70 до АСО 240, линий 150 кВ – от AC 120 до ACО 300 и линий 220 кВ – в пределах от АСО 240 до АСО 400. При этом число параллельных цепей ЭС на каждом направлении не следует принимать более трех – четырех.

Большие потери напряжения, превышение в указанных сечениях свидетельствуют о заниженном номинальном напряжении или о нерациональной схеме сети. С другой стороны, если максимальные потери напряжения не превышают 2 – 3 %, значит номинальное напряжение сети завышено.

4.1.5. Выбор сечений проводов по условиям экономичности

Экономическим называют сечение, соответствующее наименьшему значению расчетных (дисконтированных) затрат. Экономические сечения можно выбирать по нормированным значениям экономической плотности тока или по экономическим интервалам нагрузки.

Экономическую плотность тока представляют в предположении приближённой линейной зависимости стоимости сооружения 1 км линии электрической сети от сечения.

С увеличением сечения проводников уменьшаются потери энергии, но одновременно возрастают капитальные затраты и расходы цветного металла. Выбранное сечение провода линий ЭС является экономичным, если оно соответствует оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение и эксплуатацию и расходами, связанными с потерями электроэнергии. Чтобы найти это оптимальное соотношение, нужно определить какое сечение проводов соответствует наименьшему значению расчетных затрат. Определить это сложно, необходим учет многих факторов в совокупности. Поэтому при проектировании линий 35 – 220 кВ выбирают сечения проводов не на основе технико-экономических сопоставлений в каждом конкретном случае, а по нормативным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используют нормированные значения экономической плотности тока.

Значения экономической плотности тока jЭ нормируют в зависимости от конструктивного выполнения линий, материала провода, продолжительности использования наибольшей нагрузки и района сооружения. Рекомендуемые значения экономической плотности тока для ВЛ 35 – 220 кВ, выполненных сталеалюминиевыми проводами, приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Рекомендуемые значения экономической плотности тока

для сталеалюминиевых проводов

Район

Тмакс

до 3000

3000–5000

более 5000

Европейская часть России, Закавказье,

Забайкалье и Дальний Восток

1,3

1,1

1,0

Центральная Сибирь

1,5

1,4

1,3

На основе данных табл. 4.2 экономическое сечение определяют по выражению

,    (4.18)

где Sмакс   полная мощность участка сети при максимальных нагрузках, МВ·А;  nw   число параллельных линий участка.

Полученное таким образом сечение FЭ округляют до ближайшего стандартного значения.

Выбранное сечение проводов проверяют по техническим условиям: допустимому нагреву током нагрузки в послеаварийном режиме, по условиям образования короны и механической прочности.

Для выполнения указанных требований выбранные сечения должны удовлетворять следующим условиям: Iп/ав.макс Iдоп; ;  Максимальный ток Iп/ав.макс. в послеаварийном режиме находят соответствующими расчетами. Допустимую токовую нагрузку Iдоп. принимают по справочным данным [2, табл. 7, 8; 4, табл. III и др.].

Для обеспечения экономически приемлемого уровня потерь электроэнергии на корону в ВЛ напряжением выше 35 кВ необходимо выбирать сечение сталеалюминиевых проводов не менее минимально допустимых . Условие  является ограничивающим при выборе проводов в сетях 35 кВ и ниже с малой плотностью нагрузки.

Сечение проводов по экономической плотности тока выбирают для ВЛ напряжением до 500 кВ, включительно. Для ВЛ напряжением свыше 500 кВ экономическая плотность тока не нормирована. Метод выбора сечения проводников по нормированным экономическим плотностям тока обладают тем недостатком, что эти плотности определены при фиксированных значениях амортизационных отчислений для различных типов линий и в предположении линейной зависимости удельной стоимости проводов от сечений и непрерывности сечений как непременного условия по отношению к оптимизируемым (дифференцируемым) аргументам – дискретным сечениям проводов.

Названные факторы, а также большие диапазоны времени Тмакс приводят к значительным погрешностям при выборе экономических сечений.

Более точное решение даёт метод экономических интервалов токовых нагрузок, в котором учитывают дискретность шкалы стандартных сечений проводов и фактические значения параметров, влияющих на расчетные затраты.

Учет указанных факторов производят непосредственно при сопоставлении альтернативных сечений по приведенным (дисконтируемым) затратам с контролем токовой нагрузки.

Приведенные затраты З = f(I) для стандартных сечений представляют собой серию пересекающихся параболических кривых. Точки пересечения кривых определяют интервал нагрузок (тока или мощности), в пределах которых значения расчетных (приведенных) затрат для данного стандартного сечения наименьшие по сравнению с другими сечениями. Такие интервалы, построенные для смежных сечений проводов, называют экономическими.

Для практического пользования кривые расчетных (приведенных, дисконтированных) затрат для различных сечений преобразованы в номограммы с координатами I, , позволяющие непосредственно определять сечения проводов в зависимости от исполнения ЛЭП и материала опор. Эти номограммы для ЛЭП различного класса напряжений приведены в [9].

При выборе сечения провода по номограммам экономических интервалов необходимо определить максимальный ток линий и значение , учитывающее неравномерность электропотребления и экономические показатели электроэнергетики.

Зона, в которую попадает точка с координатами , I, указывает значение экономического сечения. При выборе сечений по универсальным номограммам обеспечивают минимум приведенных затрат и учитывают режимно-технические ограничения

,     (4.19)

где Е – коэффициент дисконтирования, является величиной переменной, зависит от экономической конъюнктуры (конкретное значение задают во время проектирования); ра – коэффициент отчислений на амортизацию ВЛ, о. е. (например, для ВЛ до 220 кВ, выполненных на металлических и железобетонных опорах, – 0,025); – время максимальных потерь, ч/год (определяют аналитически по (4.24) или по кривым рис. 4.5); СЭ – стоимость потерь электроэнергии, руб./кВт∙ч (рис. 4.6).

Выбранные сечения проводов проверяют по допустимому нагреву током нагрузки в послеаварийном режиме.

4.1.6. Выбор трансформаторов на подстанциях

Для технико-экономического сопоставления исследуемых вариантов ЭС необходимо для каждой подстанции определить количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов).

Практически бесперебойное электроснабжение потребителей I и II категорий обеспечивают при установке на подстанции двух одинаковых трансформаторов. Такое решение является, как правило, наиболее экономически целесообразным. При отключении одного трансформатора (плановом или аварийном) оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание всех потребителей подстанции, исходя из допустимой перегрузки трансформатора при наибольшей нагрузке на 40 %. В большинстве случаев такой режим для двухтрансформаторных подстанций достигают при 70 % загрузке каждого трансформатора на время максимума нагрузки. Тогда номинальную мощность трансформатора можно определить следующим образом1:

.    (4.20)

Установку на подстанции трех и более трансформаторов допускают при концентрированных нагрузках, если предельной существующей шкале мощности двух трансформаторов недостаточно, а также при необходимости выделить по режиму напряжения электроснабжение резкопеременных нагрузок на отдельный трансформатор2. Если для двухтрансформаторной подстанции коэффициент загрузки трансформатора

    (4.21)

принимают равным 0,7 (изменяется в зависимости от характера электропотребления), то для трехтрансформаторной подстанции он может быть повышен до 0,93 по условиям допустимой нагрузки трансформаторов, когда отключают один из них.

При установке третьего трансформатора на двухтрансформаторной подстанции, выполненной по упрощенной схеме, сохраняют подключение подстанции к сети 35 – 220 кВ двумя линиями. Для подстанций с мощными трансформаторами 63 и более МВ·А целесообразно сооружать отдельную линию 35 – 220 кВ для подключения каждого трансформатора.

На однотрансформаторных подстанциях, не имеющих потребителей I категории, номинальная мощность трансформатора должна покрывать всю подключенную на время максимума нагрузку, т. е.

.     (4.22)

После расчета по вышеприведенным формулам выбирают ближайшие большие стандартные значения .

4.1.7. Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети

Для экономического сравнения вариантов ЭС необходима оценка суммарных годовых потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах, компенсирующих устройствах и других элементах, входящих в состав сети. Потери электроэнергии в ЭС заметно влияют на ежегодные эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии. Потери электроэнергии в ЭС можно определять различными методами в зависимости от полноты и точности заданной исходной информации о режимах электропотребления в узлах ЭС и характере изменения нагрузки в элементах сети.

В практике перспективного проектирования и эксплуатации ЭС нередко потери электроэнергии при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь τ, который позволяет определить нагрузочные потери (зависящие от тока нагрузки) в элементах сети по найденному предварительно потокораспределению при максимальных нагрузках и времени максимальных потерь τ.

Общее выражение потерь электроэнергии за год, МВт·ч, в продольных ветвях схем замещения элементов сети с сопротивлением R имеет вид

,    (4.23)

где ∆Рм – потери активной мощности, МВт, соответствующие максимальной нагрузке Sм.

Значения τ, ч/год, определяют по графикам, построенным в функции от Тм и cosφм (рис. 4.5) или по эмпирической формуле

.    (4.24)

Рис. 4.5 – Зависимости τ = f(Тм, cosφм)

Для отдельных элементов сети, график изменения нагрузки которых зависит от режима работы нескольких потребителей, τ определяют в зависимости от времени Тм, вычисленного по формуле

.

Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт∙ч, в различных элементах сети определяют по следующим формулам:

– в воздушных линиях электропередачи

,    (4.25)

где  – среднегодовые потери мощности на корону, МВт [2, табл. 7.4], которые учитывают для линий с номинальным напряжением 220 кВ и более;

– в двухобмоточных трансформаторах

   (4.26)

или

,    (4.27)

где ∆Рх, ∆Рк – номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания в соответствующем трансформаторе;  – число одинаковых параллельно включенных трансформаторов;

– в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

  (4.28)

или

   (4.29)

где индексами в, с, н обозначены величины, отнесенные соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжений;

– в батареях конденсаторов

,     (4.30)

где  – удельные потери в батарее, принимаемые равными
0,003 – 0,0045 МВт/Мвар;  – время работы батареи, принимаемое равным 5000 – 7000 ч.

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах определяют аналогично двухобмоточным трансформаторам по формуле (4.26).

В формулах (4.25 – 4.29) первое слагаемое отражает потери не зависящей от нагрузки мощности в поперечных ветвях схемы замещения элементов ЭС.

В воздушных линиях электропередачи нагрузочные потери электроэнергии можно также определить по кривым удельных потерь активной мощности, приведенным в [2, рис. 7.1–7.5].

4.1.8. Определение ущерба от перерывов в электроснабжении

Электроснабжение потребителей II категории могут осуществлять по нерезервированным схемам, причем надежность в этом случае заметно меньше. Возможные перерывы в электроснабжении приносят промышленному хозяйству ущерб, необходимость оценки которого возникает при экономическом сравнении вариантов ЭС или участков сети с различной степенью резервирования.

Дадим приближенную количественную оценку ущербу, нанесенному из-за перерыва в электроснабжении удаленной подстанции. Как правило, в этом случае определяют, возможно ли использовать одноцепную линию вместо двухцепной. Критерием здесь может служить сопоставление возможного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям в случае аварийного отключения одноцепной линии (блока линия – трансформатор) (рис. 4.7, а) с дополнительными затратами на двухцепную линию (рис. 4.7, б).

Рис. 4.6 – Удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях:

1– Европейской части России; 2– ОЭС восточных районов страны (кроме ОЭС Сибири); 3 – ОЭС Сибири

а

б

Рис. 4.7 – Нерезервированная (а) и резервированная (б) радиальная сеть

Для одноцепной линии перерывы в электроснабжении потребителей II категории возникают при аварийном и плановом отключениях любого из последовательно включенных элементов электропередачи (выключателя В, линии W, трансформатора Т). Поэтому вероятность перерыва в электроснабжении потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи

,     (4.31)

где  – для выключателя;  – для линии;  – для трансформатора.

При резервировании сети параллельным включением элементов вероятность перерыва в электроснабжении может быть определена как произведение вероятностей отключения элементов, составляющих эту сеть. В случае двухцепной линии (рис. 4.7, б, параллельные цепи имеют одинаковые элементы) можно записать:

.    (4.32)

Вероятность аварийного состояния какого-либо элемента схемы

,     (4.33)

где ωw – среднее количество отказов (параметр потока отказов) данного элемента в год; – средняя длительность аварийного ремонта, лет/отказ.

В частности, для линии

,     (4.34)

где ωw – удельная повреждаемость линии на 100 км, отказ/год; l – длина линии, км.

Вероятность планового ремонта

,     (4.35)

где  – число плановых ремонтов в году; tрем – средняя длительность планового ремонта, ч.

Недоотпущенная электроэнергия по причине прекращения электроснабжения в результате аварийного простоя и планового ремонта

,    (4.36)

где p – вероятность перерыва в электроснабжении, определяемая по формулам (4.31 – 4.35).

В этом случае причиненный ущерб

,      (4.37)

где у0 –  средний удельный ущерб, равный 0,6 – 0,8 тыс. руб./МВт∙ч.

Пример. Определить экономическую целесообразность резервирования сети для электроснабжения потребителей подстанции А (схема на рис. 4.8). Удельную стоимость 1 МВт·ч недоотпущенной электроэнергии принять равной 0,8 тыс. руб./МВт·ч. Стоимость 1 МВт·ч потерь электроэнергии равна  тыс.руб./МВт∙ч. На трансформаторной подстанции установим один трансформатор. Планово-предупредительные ремонты линии производят под напряжением без отключения линии.

Рис. 4.8 – Расчетная схема сети

Решение. В соответствии с данными [6, табл. 5.2, 5.1] определим:

среднее количество отказов в год: выключателя (масляного)  отказ/год; воздушной линии отказ/год; трансформатора отказ/год;

среднее время восстановления после отказа [6, табл. 5.2]: выключателя  лет/отказ; воздушной линии  лет/отказ; трансформатора  лет/отказ;

вероятность аварийного простоя:

выключателя  ;

линии ;

трансформатора ;

блока линия - трансформатор .

Недоотпущенная электроэнергия

МВт∙ч.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

тыс.руб.

Из приведенных расчётов видно, что в основном ущерб определен относительно большой вероятностью аварийного простоя линии. В случае резервирования вероятность аварийного простоя обеих линий равна произведению вероятностей этих событий. Тогда вероятность перерыва в электроснабжении потребителей

.

Недоотпущенная электроэнергия

МВт∙ч.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

тыс.руб.

Рассмотрим определение экономических показателей для одно-,
двухцепных вариантов электроснабжения.

Капитальные вложения в линию (опоры стальные):

тыс. руб.;

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанцию Б (стоимость ячеек открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями):

тыс.руб.;

тыс.руб.

Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание

для линий:

тыс.руб.;

тыс.руб.;

для подстанции:

тыс.руб.

тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии в линии:

тыс.руб.;

тыс.руб.

Суммарные издержки:

тыс.руб.;

тыс.руб.

Приведенные затраты:

тыс.руб.;

тыс.руб.

Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов сети видно, что электроснабжение по двухцепной схеме (рис. 4.7, б) более экономично.

4.1.9. Сравнение вариантов по расчетным затратам

Из предварительно выбранных вариантов ЭС наиболее экономичен вариант с минимальными расчетными (дисконтированными) затратами:

.     (4.38)

Это выражение справедливо для статической ситуации, когда сооружение и освоение мощности ЭС осуществляют в течение одного года и в последующем ежегодные издержки на эксплуатацию неизменны. Если варианты ЭС существенно различны по надежности электроснабжения, то дополнительно учитывают в приведенных затратах ущерб У от ожидаемого недоотпуска электроэнергии.

.

При сооружении ЭС за срок более года капиталовложения распределяют по годам строительства. Кроме того, сопоставляемые варианты могут различаться также сроками ввода в эксплуатацию отдельных очередей строительства. В таких случаях до выхода ЭС в нормальную эксплуатацию значения ежегодных эксплуатационных издержек изменяются по времени. Тогда с учетом фактора времени затраты З необходимо привести к одному году Θ периода строительства Тс по формуле [2]

,   (4.40)

где ΔИt – приращение ежегодных издержек в год t.

Подробная характеристика рассмотренного экономического критерия З и его обоснование приведены в специальной литературе [15].

Капитальные затраты определяет смета, которая является основным экономическим документом строительства. Сметные расчеты определяют абсолютную величину и структуру необходимых трудовых и материальных затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта капитальные затраты с достаточной степенью точности можно подсчитать по укрупненным показателям стоимости, приведенным, например, в [2, 3, 9]: одного трансформатора, одной ячейки РУ, одного километра линии, что в значительной степени упрощает расчёты. Капиталовложения можно определить и по данным других источников, например [5, 13], однако для сопоставимости затраты по всем вариантам нужно подсчитывать по одному или равнозначным источникам. Для электростанций в данном проекте учитывают капиталовложения только в ОРУ, зависящие от числа отходящих ЛЭП, выбранной схемы ЭС. Для определения капиталовложений достаточно знать лишь основные параметры ЭС, определяемые в предыдущих разделах проекта: напряжение, длину и сечение проводов, тип схемы подстанции и число установленных на них выключателей и трансформаторов, мощность и тип трансформаторов и КУ. Затраты на элементы ЭС, повторяющиеся во всех вариантах, не учитывают.

Капиталовложения К в каждом варианте ЭС определяются затратами на сооружение линий Кw и подстанций Кпс:

.     (4.41)

Полные капиталовложения в воздушные линии

,    (4.42)

где  – стоимость сооружения 1 км ВЛ с одноцепными и двухцепными опорами соответственно;  – число одно-, двухцепных линий, различных по напряжению, сечению проводов, типу опор и т. п.;  – длины одноцепных и двухцепных линий соответственно.

Для определения капиталовложений в строительство подстанций необходимо просуммировать стоимости ОРУ (ячеек ОРУ с выключателями Кя), расчётные стоимости трансформаторов Кт и компенсирующих устройств Кку (включают стоимости основного и вспомогательного оборудования, строительной части и монтажа) и постоянные затраты на строительство подстанций Кпост, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей на подстанции Nв:

.  (4.43)

Ежегодные издержки на амортизацию и текущий ремонт, обслуживание линий Иw и подстанций Ипс пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):

;

(4.44)

.

Коэффициенты суммарных отчислений на амортизацию, текущий ремонт, а также обслуживание линий и подстанций приведены в [2, табл. 8.2].

Суммарные годовые издержки определяют с учётом затрат на возмещение потерь электроэнергии ИЭ в ЭС.

.    (4.45)

При определении ежегодных издержек на возмещение потерь электроэнергии необходимо дифференцированно учитывать зависимость стоимости 1 кВт·ч потерь β в сетях от числа часов максимальных потерь τ и назначения ЭС:

,     (4.46)

где  – суммарные потери электроэнергии, соответственно зависящие и не зависящие от нагрузки (см. п. 4.1.8);  – стоимости 1 кВт∙ч потерь, определяемые по рис. 4.6 для показателей  и ∙ч.

Определение вероятного народнохозяйственного ущерба У для простейшей ЭС рассмотрено в п. 4.1.8. Различные методики расчёта ущерба приведены, например, в [2, 4–7].

При выборе оптимального варианта ЭС одинаковые по величине технико-экономические показатели, входящие в выражения приведенных затрат через величины К, И или У, можно исключить.

Результаты технико-экономических расчётов сводят в табл. 4.3. Вариант с минимальными приведенными затратами считают оптимальным (наиболее экономичным).

Таблица 4.3

Технико-экономические показатели вариантов схем

варианта

Капитальные затраты,

тыс. руб.

Ежегодные издержки,

тыс. руб.

У

З=Е К+И+У

КW

КЗ

КТ

ККУ

ΣК

ИW

ИПС

ИЭ

ΣИ

Если варианты оказались экономически равноценными (различие приведенных затрат до ± 5 %)4, то лучший вариант выбирают в основном по качественным показателям. В этом случае предпочтение отдают варианту с более высокой надежностью электроснабжения, оперативной гибкостью схемы, меньшими потерями электроэнергии, расходом цветного металла на провода ЛЭП и количеством аппаратуры, лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и т. п.

Если варианты имеют различное номинальное напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 – 15 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот вариант и дороже.

Выполнение проектной части расчётов завершают составлением принципиальной однолинейной схемы электрических соединений выбранного варианта ЭС. На рис. 4.9 приведен пример выполнения такой схемы для сети 220 кВ.

Рис. 4.9 – Принципиальная однолинейная схема

электрических соединений сети

4.2. Расчет установившихся режимов электрической системы

и выбор устройств регулирования напряжения

Целью расчета установившихся режимов (электрического расчета) ЭС является определение параметров режима ветвей и узлов: потоков активной и реактивной мощностей по ветвям ЭС, потерь активной и реактивной мощностей в каждом элементе и по ЭС в целом, модулей и фаз напряжений в узлах ЭС в основных нормальных (максимальном и минимальном) и послеаварийном режимах. Эти данные используют для установления приемлемости режимов по техническим и экономическим условиям, решения вопросов о регулировании напряжения с целью обеспечения заданных (или допустимых) уровней напряжения на шинах подстанций и выяснения возможностей дальнейшего повышения экономичности работы ЭС.

4.2.1. Составление схемы замещения

Расчету установившихся режимов ЭС предшествует составление ее расчетной схемы замещения. Эту схему получают в результате объединения схем замещения отдельных элементов ЭС в соответствии с принципиальной схемой электрических соединений.

Для составления схемы замещения ЭС необходимо выбрать схему замещения каждого элемента системы и рассчитать ее параметры.

Все параметры схемы замещения ЭС необходимо вычислять в именованных единицах по усредненным погонным (на единицу длины) данным:  – для воздушных линий и паспортным данным;  – для трансформаторов и автотрансформаторов.

В качестве схемы замещения воздушных линий предпочтительна
П-образная схема замещения с сосредоточенным сопротивлением

   (4.47)

и разнесенной по концам проводимостью линии

.   (4.48)

При нескольких параллельно включенных однотипных линиях nw эквивалентные параметры П - образной схемы замещения определяют по формулам:

;     (4.49)

.     (4.50)

Емкостную проводимость Вw можно не вычислять, учитывая влияние зарядной мощности линий 110 кВ и выше эквивалентной генерацией реактивной мощности по концам линии

, .  (4.51)

Активная проводимость , обусловленная коронированием, может быть приближенно оценена по средним погонным потерям мощности . Учет активной проводимости необходим для линий 220 кВ и выше в расчётах, требующих вычисления потерь электроэнергии, например, при определении экономической эффективности вариантов ЭС, установки средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения, изменения режимов их работы. При этом потери на коронирование учитывают активной нагрузкой по концам замещаемой линии

, . (4.52)

Однако потери на коронирование даже для таких линий практически не влияют на потокораспределение и потери напряжения в ЭС.

Для увеличения пропускной способности воздушных линий 220 кВ и выше и снижения потерь на коронирование расщепляют фазные провода. При расщеплении фазы на nп проводов погонные параметры определяют по выражениям:

;      (4.53)

;    (4.54)

,     (4.55)

где  – погонное активное сопротивление одного провода фазы;  – среднегеометрическое расстояние между проводами различных фаз;  – эквивалентный радиус расщепленной фазы;  – среднее геометрическое расстояние между проводами одной фазы.

При одном проводнике в фазе радиус  равен действительному радиусу  провода.

Расчётные данные воздушных линий 35 – 750 кВ приведены, например, в [2, табл. 7.2–7.4] и в [3, табл. 7.32–7.36].

Трансформаторы при расчётах режима ЭС чаще всего представляют в виде Г-образных схем замещения: однолучевой – для двухобмоточных и трехлучевой – для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов [3, 4]. При параллельном включении nт однотипных двухобмоточных трансформаторов параметры Г-образной схемы замещения определяют по следующим формулам:

;   (4.56)

.   (4.57)

В задаче удобнее использовать схему замещения с учетом проводимости  в виде эквивалентной нагрузки  при холостом ходе трансформатора:

,  (4.58)

подключаемой со стороны тех зажимов, к которым подводят напряжение.

Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов параметры  определяют по тем же формулам, что и для двухобмоточного трансформатора. Проводимость  можно также учитывать мощностью холостого хода .

В общем случае расчётные параметры трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов  и находят для каждого луча схемы замещения (ВН, СН, НН) по однотипным формулам:

;

;    (4.59)

;

;

;    (4.60)

.

Для определения  в каталогах на трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы всегда указаны три номинальных величины напряжения короткого замыкания на каждую пару обмоток () и одно ( или ) или три значения потерь короткого замыкания () в зависимости от типа трансформаторов и автотрансформаторов.

Отечественные трехобмоточные трансформаторы в целях унификации в последнее время изготавливают с обмотками одинаковой мощности (соотношение ). При этом задают потери короткого замыкания на одну пару обмоток ().

Активные сопротивления лучей схемы замещения в этом случае вычисляют по формуле

.   (4.61)

Если в трехобмоточном трансформаторе одна из обмоток имеет мощность меньше номинальной (соотношение или ), то активные сопротивления лучей схемы замещения для обмоток с номинальной мощностью вычисляют аналогично предыдущему случаю.

  (4.62)

или

.   (4.63)

Величину активного сопротивления луча схемы замещения соответствующей обмотки с меньшей номинальной мощностью, приведенную к номинальной мощности трансформатора, находят, учитывая обратную пропорциональность сопротивлений и мощности обмоток:

    (4.64)

или

.     (4.65)

Для автотрансформаторов задают потери короткого замыкания на три пары обмоток () или на одну пару . При этом величины , отнесенные к номинальной мощности  обмотки НН, необходимо пересчитать к номинальной мощности автотрансформатора  через коэффициент приведения :

; .   (4.66)

После этого расчёт активных сопротивлений автотрансформатора в первом случае выполняют по (4.54), предварительно определив по (4.59) потери короткого замыкания соответствующих обмоток, во втором случае, если заданы величины , по (4.62) и (4.64); задав потери короткого замыкания , учитывая, что

  (4.67)

определяют сопротивление автотрансформатора по формулам:

; . (4.68)

Реактивные сопротивления  лучей схемы замещения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов вычисляют с помощью соответствующих выражений (4.60) и (4.56). При этом для автотрансформатора значения  необходимо привести к номинальной мощности автотрансформатора:

; .    (4.69)

В технических справочниках (в том числе и в [2, 3]) иногда дают уже приведенные значения , которые непосредственно подставляют в формулы (4.60).

Являются ли значения приведенными, можно выяснить, вычислив по (4.60) для одного из автотрансформаторов значения . Если одно из них (например, ) будет нулевым или близким к нулю, то табличные данные автотрансформатора уже приведены к мощности .

Параметры схемы замещения двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения НН зависят от исполнения трансформатора. Для трехфазных трансформаторов, составленных из однофазных групп с расщепленными обмотками НН, мощность каждой из обмоток НН-1 и НН-2 принимают равной 50 % номинальной мощности трансформатора. В соответствии с чем для схемы замещения, представляющей трехлучевую звезду, записывают

; ; ,   (4.70)

где  – междуобмоточные (сквозные) сопротивления. Определяют его аналогично двухобмоточным трансформаторам по формуле (4.56).
В трехфазных трансформаторах с общим для всех магнитопроводом степень магнитной связи заметно отлична от однофазных. В этом случае

; ; . (4.71)

При параллельном соединении ветвей НН - 1 и НН - 2 трансформатор с расщепленными обмотками эквивалентен обычному двухобмоточному.

Основные параметры трансформаторов и автотрансформаторов
35 – 750 кВ, в том числе искомые значения активных и реактивных сопротивлений обмоток, вычисленные одним из указанных выше способов, даны, например, в [2, табл. 6.9–6.20] и в [3, табл. 3.5–3.10]. Причем сопротивления  приведены к стороне ВН по среднеэксплуатационному напряжению (1,05). Перестановка ответвлений трансформаторов и автотрансформаторов, влияние температуры окружающего воздуха и нагрузки на параметры  в расчётах не учитывают.

4.2.2. Расчет потокораспределения и напряжений

Исходными данными являются составленная расчетная схема замещения, мощности нагрузок, а также значение напряжения в балансирующем узле. Поскольку нагрузки даны на шинах вторичного напряжения подстанций и напряжения в узлах, кроме балансирующего, не известны, расчет потокораспределения проводят методом последовательных приближений (итерационным методом).

Результатом первого приближения (итерации) является значение потокораспределения, определенное с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях ЭС по номинальному напряжению. Используя найденные таким образом значения потокораспределения, определяют напряжения в узлах ЭС.

Проиллюстрируем последовательность расчетов на примере разомкнутой сети 110 кВ, принципиальная схема и схема замещения которой приведены на рис. 4.10.

Определение потоков мощности ЭС.

Нагрузочные потери мощности в трансформаторе 2

(4.72)

Мощность в начале обмотки трансформатора 2

.  (4.73)

а

б

Рис. 4.10 – Принципиальная схема (а) и схема замещения (б) ЭС

Мощность, потребляемая трансформатором 2,

.  (4.74)

Мощность  в конце линии 2 отлична от мощности  на величину зарядной мощности :

;    (4.75)

.   (4.76)

Потери мощности в линии 2

(4.77)

Мощность в начале линии 2

.   (4.78)

Мощность, потребляемая линией 2 с шин подстанции 1:

;   (4.79)

.    (4.80)

Мощность, потребляемую трансформатором 1, определяют так же, как и для трансформатора 2:

.

Мощность в конце линии 1

. (4.81)

Мощность в конце линии 1, с учетом зарядной мощности

,    (4.82)

.    (4.83)

Потери мощности в линии 1

   (4.84)

Мощность в начале линии 1

.  (4.85)

Мощность, потребляемая с шин балансирующего источника:

;   (4.86)

.     (4.87)

Расчёт напряжений.

Напряжение на шинах ВН подстанции 1

 (4.88)

Величина (модуль) и фаза напряжения

.  (4.89)

Напряжение на шинах НН подстанции 1, приведенное к ВН,

  

 

Величина (модуль) и фаза напряжения

(4.91)

.

Векторная диаграмма напряжений для участка сети Л1 – Т1 представлена на рис. 4.11.

Рис. 4.11 – Векторная диаграмма напряжений

Аналогично определяют напряжения на шинах подстанции 2.

Вторую и последующие итерации (приближения) выполняют по описанному выше алгоритму. При этом вместо номинального используют фактические напряжения, вычисленные на предыдущей итерации.

Для расчета режима замкнутых сетей необходимо предварительно определить потокораспределение по участкам, исходя из расчетных нагрузок узлов. Под расчетной понимают нагрузку, состоящую из суммы заданной нагрузки на шинах вторичного напряжения подстанции, потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформаторов, а также половин мощностей, примыкающих к узлу поперечных проводимостей линий. Нагрузки подстанций, питаемые отходящими от замкнутой сети линиями, нужно привести к узловой точке замкнутой сети с учетом потерь мощности в этих линиях. Предварительное потокораспределение в простейших замкнутых сетях (кольцевых, а также содержащих ограниченное количество замкнутых контуров) можно получить, преобразуя сеть в линию с двухсторонним питанием, с последующим расчетом по правилу моментов, методами контурных уравнений, «расщепления» сети, коэффициентов распределения и др. После определения точек раздела мощностей замкнутые ЭС можно представить как совокупность разомкнутых, потокораспределение в которых уточняют с учетом потерь мощностей и действительных уровней напряжения в соответствии с приведенным выше алгоритмом. Примеры таких расчетов даны в [1, 5, 8, 12 – 14].

Электрический расчет выполняют для максимальных и минимальных нагрузок, а также одного - двух наиболее тяжелых послеаварийных (ремонтных) режимов при максимальных нагрузках в узлах. Расчет отмеченных характерных режимов необходим для выбора устройств регулирования напряжения и определения режимов их работы.

Для расчета установившихся режимов сложных ЭС наиболее эффективно применение ЭЦВМ.

4.2.3. Выбор устройств регулирования напряжения

Необходимо обеспечить допустимые значения напряжений во всех точках питающей и распределительной сети ЭС.

Режим напряжения питающих районных сетей определен экономичностью и устойчивостью ЭС, а режим напряжения распределительной сети – условиями работы её электропотребителей.

Максимально допустимое напряжение сетей 35 – 220 кВ ограничено условиями работы изоляции линий и электрооборудования подстанций и его определяют через номинальное напряжение сети из соотношения

.    (4.92)

Вместе с тем, допустимый диапазон изменения напряжения, питающего районную подстанцию, зависит от регулировочного диапазона установленных устройств регулирования напряжения. Если напряжение не выходит за пределы регулировочного диапазона, то желаемый уровень напряжения на шинах НН районных подстанций, являющихся центрами питания (ЦП) распределительной сети, как правило, можно обеспечить согласно принципу встречного (согласного) регулирования напряжения, при котором напряжение ЦП изменяется с изменением нагрузки распределительной сети: при возрастании суточных нагрузок напряжение ЦП необходимо увеличивать, при снижении – уменьшать. Напряжение на шинах ЦП следует поддерживать:

в режиме максимальных нагрузок

;   (4.93)

в режиме минимальных нагрузок

.   (4.94)

Причем желаемое напряжение ЦП не должно превышать номинального напряжения обмотки трансформатора.

Добавка напряжения  предназначена компенсировать потери напряжения в распределительной сети с тем, чтобы обеспечить допустимые отклонения напряжения у электропотребителей. Большие добавки  ( или ) необходимо принимать для более мощных трансформаторов, питающих разветвленные распределительные сети с повышенными значениями потерь напряжения.

Для регулирования напряжения могут быть использованы трансформаторы с РПН, а также синхронные компенсаторы и конденсаторные установки, включенные на шины ЦП. Если невозможно обеспечить желаемых напряжений при помощи трансформаторов с РПН, следует применить конденсаторные установке или синхронные компенсаторы.

Выбираем коэффициенты трансформации для двухобмоточных трансформаторов или, что одно и то же, определяем соответствующее регулировочное ответвление на первичной обмотке трансформатора согласно принципиальной схеме и схеме замещения (рис. 4.12).

а

б

Рис. 4.12 – Принципиальная схема (а) и схема замещения (б)

двухобмоточного трансформатора с коэффициентом трансформации kт

Электрическим расчетом определены величины напряжений на первичных обмотках трансформаторов. Трансформатор характеризуют номинальные напряжения ответвлений первичной обмотки  и номинальное напряжение  обмотки низшего напряжения. Желаемое напряжение на шинах низшего (вторичного) напряжения

,   (4.95)

откуда определим значение  регулировочного ответвления:

.    (4.96)

На районных понизительных подстанциях устанавливают, как правило, трансформаторы с РПН, позволяющие изменять регулировочные ответвления без отключения трансформатора, чтобы обеспечить желаемый режим напряжения на шинах НН при изменении подведенного напряжения . По действующим нормам к трансформатору можно подводить напряжение, не превышающее номинального напряжения рабочего ответвления более чем на 5 %.

С учетом отмеченного выше определим расчетные значения ответвлений, соответствующие режиму наибольшей и наименьшей нагрузок и послеаварийному режиму:

;      

;     (4.97)

.      

Приняв ближайшие стандартные регулировочные ответвления трансформатора, получим фактические напряжения на шинах НН в соответствующем режиме:

;      

;     (4.98)

.      

Фактические значения напряжений на шинах НН сравним с принятыми желаемыми значениями напряжений для соответствующих режимов:

.    (4.99)

Отклонения  не должны превышать половины ступени регулирования.

Регулирование напряжения перераспределением реактивных мощностей достигают установкой синхронных компенсаторов (СК) и конденсаторных батарей (КБ), а также перераспределением реактивных нагрузок между станциями.

Мощность компенсирующего устройства определяют по величине напряжения, которое необходимо обеспечить на шинах вторичного напряжения приемной подстанции. Она будет наименьшей, если соблюсти условие

;    (4.100)

где  и  – приведенные к первичной стороне напряжения на шинах вторичного напряжения соответственно в режимах наибольших и наименьших нагрузок. В качестве расчетных напряжений можно принять напряжения любых ступеней ЭС. Приведенные к высокой стороне желаемые напряжения следующие:

– в режиме наибольших нагрузок

;  (4.101)

– в режиме наименьших нагрузок

.  (4.102)

В формулах (4.101, 4.102) значения  для обоих режимов подбирают одинаковыми из условия (4.100).

Теперь можно определить приближенное значение расчётной мощности синхронного компенсатора (без учета изменении мощности нагрузок узлов по статическим характеристикам):

– в режиме наибольших нагрузок (режим перевозбуждения СК)

;   (4.103)

– в режиме наименьших нагрузок (режим недовозбуждения СК)

,   (4.104)

где  – суммарное реактивное сопротивление сети от балансирующего источника до места установки компенсирующего устройства. Величины , ,  необходимо привести к одному расчётному напряжению.

При положительной мощности синхронного компенсатора СК работает в режиме недовозбуждения, т.е. потребления реактивной мощности. Номинальную мощность СК подбирают по режиму наибольших нагрузок. Поскольку на районных подстанциях, как правило, устанавливают два трансформатора, необходимы два СК с номинальной мощностью, равной примерно половине расчётной .

Приведенные формулы могут быть использованы и для определения мощности конденсаторной батареи с учетом того, что КБ может только выдавать реактивную мощность, это соответствует режиму перевозбуждения синхронного компенсатора. При этом мощность КБ, которую необходимо включить для регулирования напряжения в режиме наибольших нагрузок, будет наименьшей, если установить на трансформаторах минимальный коэффициент трансформации.

4.3. Определение технико-экономических показателей сети

Выполнив электрические расчеты оптимального варианта ЭС и выбрав необходимые средства управления режимами напряжения и реактивной мощности, необходимо определить основные и удельные технико-экономические показатели сети:

1. Капитальные вложения на сооружение линий, подстанций и ЭС в целом.

2. Ежегодные издержки на эксплуатацию линий, подстанций и ЭС в целом.

3. Потери активной мощности и электроэнергии в проектируемой ЭС.

4. Удельные капиталовложения в ЭС.

5. Себестоимость передачи электроэнергии по ЭС.

Эти показатели позволяют определить расходы денежных средств на сооружение и эксплуатацию сети, их структуру, а также оценить экономичность функционирования ЭС.

В отличие от предыдущих технико-экономических расчетов подсчитывают полные затраты на всю ЭС. Уточняют затраты на ЭС в связи с возможной установкой новых устройств управления режимом и изменением предварительных проектных решений. Например, в результате подробных режимных расчетов может выявиться необходимость установки компенсирующих устройств повышенной мощности, изменения числа линий по связям, количества присоединений на высшем напряжении подстанций, ее схемы, сечений проводов, исполнения линий и др. Ежегодные эксплуатационные расходы на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание оборудования ЭС уточняют по формулам (4.44) в соответствии с капитальными затратами для ЭС.

Для оценки экономической эффективности капитальных вложений в спроектированную систему электроснабжения района определяют удельные технико-экономические показатели, наиболее общими из которых для энергетического строительства являются:

а) удельные капитальные вложения в электропередачи, отнесенные или к 1 кВт расчетной передаваемой мощности нагрузки линии

,     (4.105)

или к 1 кВт мощности нагрузки к 1 км длины линии

;     (4.106)

б) удельные капитальные вложения в подстанции, отнесенные к 1 кВ·А установленной мощности подстанции,

.     (4.107)

На рис. 4.13 – 4.15 приведены зависимости удельных капиталовложений , ,  в линии электропередачи и подстанции различного номинального напряжения.

Для линий электропередачи удельные капиталовложения (тыс. руб./кВт) возрастают с увеличением номинального напряжения (рис. 4.13). Применение более высокого номинального напряжения позволяет снизить удельные капиталовложения (коп./кВт∙км), увеличив мощность и дальность передачи электроэнергии (рис. 4.14). В основном на удельные показатели стоимости влияют мощность, напряжение, электрическая схема на высшем напряжении, типы оборудования и другие факторы. Значения  снижаются при увеличении мощности подстанции (рис. 4.15).

Для характеристики экономичности работы ЭС определяют относительные значения потерь активной мощности в режиме наибольших нагрузок, выраженные в процентах от суммарной активной мощности нагрузки сети и потери электроэнергии в процентах от общего количества электроэнергии, переданной через данную ЭС за год. Обычно эти величины равны 3 – 7 % [3].

С учетом допущений, указанных в п. 4.1, суммарные потери активной мощности могут быть определены как разность суммы потоков активной мощности, поступающей от источников в районную ЭС, и суммы активных нагрузок потребителей сети. При расчете потерь электроэнергии необходимо из суммарных потерь мощности выделить составляющие потерь холостого хода (потери в стали трансформаторов подстанций, на коронирование, в реакторах поперечного включения и др.) и нагрузочных потерь в продольных элементах схемы замещения (в линиях, в обмотках трансформаторов).

Рис. 4.13 – Удельные капиталовложения в линии на металлических опорах

Рис. 4.14 – Удельные капиталовложения в линии 110 кВ и выше

Рис. 4.15 – Удельные капиталовложения

в подстанции напряжением 35–220 кВ

с отделителями

Рис. 4.16 – Себестоимость передачи

электроэнергии на 100 км для линий

напряжением 110–500 кВ

Потери электроэнергии на холостой ход определяют по времени работы электрооборудования в году, которое можно принять равным 8760 часам, при условии, что электрооборудование включено весь год, за исключением 2 – 3 суток планового ремонта. Нагрузочные потери электроэнергии в линиях сети и обмотках трансформаторов зависят от времени максимальных потерь τ. Тогда при одинаковом (по заданию) для всех подстанций времени использования максимальной нагрузки Тм суммарные потери электроэнергии в ЭС можно приближенно определить по формуле

.   (4.107)

Стоимость потерь электроэнергии в проектируемой ЭС

,     (4.108)

где β – стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии, руб./кВт∙ч.

При известной величине суммарных ежегодных издержек

   (4.109)

может быть определена среднегодовая себестоимость передачи 1 кВт·ч электроэнергии по ЭС. Она равна отношению ежегодных издержек на ЭС к количеству полезно переданной потребителям электроэнергии:

.     (4.110)

Средние значения С для электропередачи 110 – 750 кВ приведены на рис. 4.16.

Величины себестоимости и удельных капитальных вложений являются достаточно показательными технико-экономическими характеристиками. Сравнение этих величин со средними значениями (рис. 4.13 – 4.16) позволяет судить о целесообразности принятых в проекте решений.

Библиографический  список

1. Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии / А. А. Герасименко, В. Т.Федин. – 2-е изд. – Ростов н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2008. – 720 с.

2. Ершевич, В. В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В. В. Ершевич, И. М. Зейлигер ; под. ред. С. С. Рокотян, И. М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

3. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П.Крючков. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

4. Электрические системы. Электрические сети. Т. II / под ред. В. А. Веникова. – М. : Высш. шк., 1971. – 438 с.

5. Мельников, Н. А. Электрические сети и системы / Н. А. Мельников. – М. : Энергия, 1975. – 463 с.

6. Солдаткина, Л. А. Электрические сети и системы / Л. А. Солдаткина. – М. : Энергия, 1978. – 216 с.

7. Маркович, И. М. Режимы энергетических систем / И. М. Маркович. – М. : Энергия, 1969. – 352 с.

8. Боровиков, В. А. Электрические сети энергетических систем : учебник для техникумов / В. А. Боровиков. – Л. : Энергия, 1977. – 392 с.

9. Блок, В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей : учеб. пособие для студентов вузов / В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др. – М. : Высш. шк., 1990. – 384 с.

10. Поспелов, Г. Е. Электрические системы и сети. Проектирование/ Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. – Минск: Вышэйшая школа, 1988. – 310 с.

11. Шубенко, В. А. Учебное пособие по проектированию сетей электрических систем / В. А. Шубенко. – Томск, 1961. – 76 с.

12. Расчеты и анализ режимов работы сетей / под ред. В. А. Веникова. – М. : Энергия, 1974. – 333 с.

13. Петренко, Л. И. Электрические сети. Сборник задач / Л. И. Петренко. – Киев : Вища школа, 1976.  –  215 с.

14. Шубенко, В. А. Примеры по курсу «Электрические сети и системы» / В. А. Шубенко. – Красноярск; КПИ, 1975. – 128 с.

15. Арзамасцев, Д. А. Модели оптимизации и развития энергосистем / Д. А. Арзамасцев, А. В. Липес, А. Л. Мызин. – М.: Высш. шк., 1987. – 272 с.

Приложение 1

Форма титульного листа расчётно-пояснительной записки

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

СФУ

Кафедра «Электрические системы и сети»

курсовой  ПРОЕКТ

районная  электрическая  сеть 220 кВ

Пояснительная записка

Студент Иван Иванович Иванов

Группа ЭМ11 - 3

Руководитель проекта А. А. Герасименко

Красноярск, 2009

Приложение 2

Образец бланка задания на курсовой проект

ФЕДЕРАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО  ОБРАЗОВАНИЮ

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ  ФЕДЕРАЛЬНЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  ИНСТИТУТ

СФУ

Кафедра «Электрические системы и сети»

Задание № 15 на курсовой проект

«Районная электрическая сеть»

студенту Иванову Ивану Ивановичу группы ЭМ11 – 01

Руководитель проекта А. А. Герасименко

1. Спроектировать районную электрическую сеть напряжением 35 – 500 кВ в соответствии с исходными данными (заполняют по данным прил. 3).

Данные

Источники и пункты потребления электроэнергии

Ст. Б

(баланс)

П/ст. 1

(Ст. 1)

П/ст. 2

П/ст. 3

П/ст. 4

П/ст. 5

П/ст. 6

Нагрузка Рмакс/cosφ, МВт

Координаты

Х/Y, мм

Масштаб: 1 см _________ км.

Продолжительность использования максимальной нагрузки

Тмакс = _______ ч.

Удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии 0,8 руб./ кВт ч.

Руководитель       Студент

Подпись ___________    Подпись ___________

Дата ______________    Дата ______________

Приложение 3

Исходные данные для курсового проекта

Номер варианта

Время использования максимума Тмакс, ч

Масштаб

1 см – 1 км

Мощности подстанций (станций) и координаты

их относительного расположения на ситуационном плане

Станция 1

(под-

станция 1)

Подстанции

2

3

4

5

6

7

Рмакс,

cosφ

МВт

X

Y

мм

Рмакс,

cosφ

МВт

X

Y

мм

Рмакс,

cosφ

МВт

X

Y

мм

Рмакс,

cosφ

МВт

X

Y

мм

Рмакс,

cosφ

МВт

X

Y

мм

Рмакс,

cosφ

МВт

X

Y

мм

X

Y

мм

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1

5500

20

75

0,85

45

200

13

0,75

50

150

22

0,80

70

130

40

0,90

80

170

30

0,85

135

170

25

0,85

80

200

135

175

2

4500

30

200

0,90

35

150

120

0,90

30

100

100

0,84

35

70

80

0,88

100

150

90

0,92

70

120

0,40

0,80

100

70

150

115

3

3500

20

60

0,85

50

200

20

0,83

35

240

12

0,86

90

220

10

0,88

145

200

18

0,92

33

175

22

0,90

90

150

140

122

4

3000

10

33

0,85

55

120

5

0,85

90

185

8

0,86

130

160

7

0,82

170

170

8

0,80

155

120

9

0,92

40

85

125

80

5

4000

5

50

0,85

65

55

35

0,88

40

70

41

0,90

53

82

30

0,94

42

97

22

0,81

90

70

24

0,86

94

62

80

105

6

4400

5

 50

0,87

70

60

30

0,86

45

70

40

0,92

50

82

34

0,88

40

95

20

0,83

60

105

32

0,84

80

80

80

100

7

3500

5

100

0,88

50

95

22

0,82

65

95

16

0,86

70

115

20

0,93

50

120

33

0,90

60

135

24

0,85

85

105

90

135

8

6000

20

50

0,90

110

160

28

0,95

170

125

40

0,85

60

65

24

0,84

140

125

17

0,86

75

125

36

0,88

140

175

100

80

9

7000

30

500

0,90

40

90

100

0,94

40

120

50

0,88

70

130

35

0,86

90

130

66

0,94

80

115

42

0,90

80

150

30

160

10

6500

40

100

0,90

40

170

150

0,88

70

150

120

0,84

70

130

200

0,90

45

130

100

0,80

60

100

80

0,86

110

160

110

110

11

5300

40

800

0,92

60

80

350

0,85

40

80

200

0,80

120

84

105

0,90

40

110

240

0,94

85

105

125

0,90

55

130

80

130

12

2500

40

25

0,80

55

140

10

0,88

35

120

13

0,80

77

125

6

0,90

115

125

8

0,85

90

70

9

0,75

60

90

105

90

13

3200

5

40

0,85

60

100

13

0,80

40

85

17

0,90

85

0,75

9

0,75

60

80

15

0,80

55

55

20

0,90

85

70

95

50

14

4800

5

120

0,88

50

80

55

0,85

30

90

96

0,92

50

110

66

0,92

75

85

107

0,85

100

85

83

0,90

85

110

110

140

15

2500

10

5

0,85

105

90

7

0,78

130

120

4

0,76

70

110

5

0,80

35

75

3

0,81

75

60

6

0,77

100

35

35

45

16

4300

40

500

0,82

45

90

160

0,80

80

80

150

0,85

100

80

27

0,85

75

70

18

0,80

95

70

14

0,75

110

70

125

100

17

5500

40

800

0,85

45

80

240

0,90

85

80

33

0,85

80

70

41

0,88

80

60

37

0,90

90

70

24

0,85

100

70

133

90

18

4200

40

75

0,88

80

65

55

0,92

60

85

88

0,94

92

95

90

0,92

100

75

80

0,85

70

35

113

0,85

105

30

140

80

Продолжение прил. 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

19

3700

5

100

0,90

85

130

9

0,85

60

125

5

0,85

70

115

7

0,95

65

115

5

0,90

73

90

11

0,90

90

105

105

90

20

6000

40

29

0,80

45

100

20

0,85

45

113

33

0,85

60

115

120

0,90

120

120

144

0,92

140

135

105

0,92

140

113

80

120

21

3000

10

 50

0,85

52

130

9

0,92

40

125

10

0,92

50

120

8

0,90

70

130

14

0,80

77

115

13

0,90

90

140

105

126

22

5500

30

100

0,90

45

120

300

0,92

85

120

20

0,90

80

115

17

0,80

90

100

10

0,95

90

110

13

0,80

100

110

125

130

23

4000

30

200

0,90

80

85

75

0,85

60

103

90

0,94

90

113

95

0,82

100

92

80

0,92

70

58

123

0,85

115

52

135

100

24

3300

10

 25

0,85

75

80

8

0,90

65

105

9

0,90

95

110

10

0,85

105

95

6

0,80

75

60

12

0,85

120

50

130

90

25

4500

20

120

0,90

50

130

9

0,85

40

120

13

0,90

50

120

8

0,92

70

125

14

0,85

80

115

17

0,92

90

140

110

125

26

5500

20

100

0,88

45

92

135

0,90

80

80

113

0,85

100

80

22

0,88

75

70

27

0,90

90

70

19

0,80

110

70

122

100

27

5200

40

500

0,92

70

73

45

0,80

70

90

60

0,83

88

90

30

0,80

70

60

24

0,85

45

60

15

0,85

60

50

85

55

28

6000

50

255

0,90

75

75

52

0,92

65

92

55

0,82

90

95

28

0,88

72

62

22

0,90

48

55

20

0,82

60

45

90

50

29

3300

20

22

0,80

65

72

13

0,63

90

90

17

0,85

110

85

18

0,92

105

46

20

0,95

85

55

25

0,95

67

50

100

65

30

4200

10

 40

0,85

70

70

13

0,83

90

90

17

0,85

110

85

22

0,83

80

40

20

0,95

85

55

25

0,92

70

50

105

70

31

5700

50

105

0,90

60

73

120

0,88

50

70

60

0,83

62

58

70

0,92

80

56

90

0,92

70

43

80

0,83

93

44

85

75

32

5000

40

100

0,80

65

80

200

0,80

100

85

70

0,80

90

55

60

0,77

50

30

30

0,82

95

40

19

0,82

100

25

120

80

33

4500

40

120

0,90

70

75

150

0,92

95

90

80

0,80

90

50

66

0,83

110

40

43

0,85

72

42

48

0,85

65

35

130

70

34

3400

10

15

0,85

57

57

22

0,90

77

106

34

0,94

95

84

31

0,80

75

75

32

0,94

95

34

27

0,92

105

120

120

75

35

4800

40

100

0,80

65

80

200

0,80

100

85

70

0,80

90

55

60

0,77

120

30

29

0,82

75

40

20

0,82

70

30

120

80

36

4400

10

85

0,80

45

88

58

0,90

50

110

4

0,85

65

135

6

0,80

93

137

0,40

0,80

75

85

66

0,90

95

80

95

100

37

6500

30

120

0,80

45

88

85

0,90

50

110

48

0,92

65

135

90

0,90

93

135

80

0,92

75

85

144

0,80

95

80

95

100

38

6200

50

175

0,90

40

87

130

0,86

70

88

100

0,95

95

90

90

0,80

44

60

140

0,95

68

50

200

0,90

100

60

70

70

39

3800

20

120

0,90

40

107

30

0,87

70

108

50

0,90

95

110

28

0,80

44

80

33

0,88

68

70

30

0,94

100

80

70

90

40

5200

5

 20

0,85

65

96

5

0,90

85

120

7

0,80

100

100

8

0,90

100

80

12

0,90

125

90

6

0,80

150

100

137

62

41

4400

20

20

0,80

60

98

55

0,92

90

110

33

0,84

88

90

50

0,90

115

110

44

0,94

138

115

28

0,90

120

120

100

70

Продолжение прил. 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

42

3600

10

 25

0,90

50

95

7

0,92

72

113

12

0,92

80

98

10

0,80

70

50

13

0,90

100

80

5

0,85

115

115

100

60

43

6400

50

80

0,85

48

118

110

0,85

65

130

70

0,80

57

160

100

0,93

90

150

60

0,93

120

150

140

0,90

85

105

95

130

44

3000

20

30

0,92

65

96

26

0,94

72

110

44

0,90

80

100

35

0,90

70

55

50

0,85

100

80

25

0,92

110

110

100

60

45

4800

40

600

0,90

45

100

100

0,80

90

110

140

0,85

90

115

120

0,90

90

80

70

0,94

110

104

60

0,92

110

86

130

100

46

4500

50

60

0,87

10

15

16

0,75

42

56

14

0,73

41

38

24

0,77

62

45

12

0,80

32

16

10

0,85

40

10

10

65

47

4000

40

30

0,84

34

36

26

0,70

50

50

16

0,75

65

75

19

0,78

60

40

23

0,80

17

20

10

0,85

48

26

20

55

48

3600

20

 50

0,90

10

12

20

0,78

35

35

13

0,80

40

65

16

0,75

45

45

17

0,80

65

35

9

0,76

30

45

5

60

49

3200

10

120

0,92

35

35

30

0,80

13

52

42

0,83

32

65

24

0,85

60

60

32

0,85

60

35

20

0,75

65

45

0

0

50

3000

20

30

0,90

30

20

22

0,85

40

50

10

0,83

58

48

18

0,79

60

65

12

0,75

12

44

5

0,78

19

49

70

0

51

3500

25

25

0,88

55

55

17

0,75

29

34

20

0,79

44

20

14

0,80

24

14

19

0,83

22

49

11

0,85

33

55

10

30

52

4000

40

40

0,86

38

63

17

0,78

30

40

26

0,80

35

28

15

0,75

55

65

12

0,82

50

35

14

0,85

60

60

10

60

53

4500

20

35

0,85

70

70

20

0,78

28

68

15

0,75

30

116

10

0,77

116

108

18

0,78

120

50

5

0,80

80

30

140

140

54

5000

25

80

0,91

25

70

25

0,68

50

70

12

0,70

65

100

14

0,75

65

40

22

0,78

10

60

11

0,80

5

50

35

0

55

5500

10

40

0,78

35

35

28

0,69

38

98

15

0,67

80

126

9

0,70

107

98

16

0,75

109

68

12

0,80

82

60

150

150

56

6000

10

50

0,82

10

10

64

0,85

30

35

32

0,82

35

60

36

0,75

65

63

48

0,78

55

43

28

0,80

62

35

35

70

57

6500

30

60

0,93

35

20

38

0,80

10

35

26

0,75

20

63

16

0,77

49

60

19

0,79

60

36

15

0,85

56

25

0

70

58

6200

50

90

0,79

70

70

19

0,85

55

55

10

0,78

39

39

20

0,75

38

58

15

0,73

21

26

5

0,80

29

21

10

80

59

5900

25

45

0,87

15

49

42

0,80

40

25

21

0,75

52

5

13

0,77

10

30

18

0,69

60

30

12

0,70

15

25

50

70

60

5600

20

25

0,85

36

36

33

0,82

66

30

17

0,78

49

20

20

0,75

10

40

24

0,77

20

45

19

0,75

57

49

0

0

61

5300

30

70

0,88

10

12

40

0,68

35

58

26

0,70

38

40

20

0,75

65

48

28

0,78

57

60

22

0,80

50

35

50

70

62

5000

40

90

0,82

35

37

29

0,82

17

19

31

0,87

34

10

23

0,75

5

7

17

0,77

50

53

15

0,85

60

63

70

0

63

4700

20

80

0,84

30

30

100

0,80

8

19

76

0,82

28

9

144

0,78

28

68

64

0,77

60

56

40

0,85

49

52

0

60

64

4400

25

40

0,88

10

35

32

0,67

45

20

18

0,80

49

36

20

0,75

66

39

16

0,70

63

18

12

0,82

63

52

70

10

Продолжение прил. 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

65

4100

30

35

0,83

15

55

40

0,79

30

33

29

0,80

49

27

11

0,85

50

45

18

0,78

28

55

23

0,80

55

21

60

80

66

3800

10

25

0,86

110

110

18

0,75

72

82

70

0,83

80

44

110

0,77

30

60

12

0,80

82

132

56

0,85

110

130

0

0

67

3500

40

100

0,89

5

8

52

0,73

20

19

24

0,75

22

28

30

0,78

31

22

38

0,80

18

8

12

0,85

20

5

35

35

68

3200

50

40

0,90

17

17

50

0,78

24

26

35

0,84

31

32

40

0,75

32

25

26

0,80

9

9

23

0,82

12

13

35

0

69

3600

10

20

0,79

18

24

15

0,80

68

68

21

0,83

80

132

12

0,85

96

96

16

0,79

130

130

10

0,75

120

90

0

70

70

4000

40

60

0,93

35

35

27

0,85

13

53

15

0,83

32

65

23

0,79

58

58

17

0,75

59

35

10

0,78

65

43

0

0

71

4400

20

58

0,95

30

20

26

0,75

40

50

32

0,79

58

48

28

0,80

62

66

38

0,83

11

44

14

0,85

18

50

40

70

72

4800

25

25

0,91

55

57

34

0,78

30

35

52

0,80

44

21

30

0,75

24

14

24

0,82

22

50

28

0,85

33

56

70

35

73

5200

50

300

0,92

19

32

19

0,78

15

19

13

0,75

18

18

11

0,77

27

33

16

0,78

24

17

7

0,80

30

30

35

17

74

5600

20

130

0,94

35

35

30

0,78

14

34

17

0,80

30

59

19

0,75

58

54

27

0,88

60

25

16

0,82

40

12

0

0

75

6000

30

25

0,90

25

35

23

0,79

50

35

10

0,77

64

50

14

0,70

65

20

11

0,75

10

30

7

0,8

5

25

50

80

76

6400

40

50

0,88

17

17

32

0,85

9

24

16

0,82

20

32

18

0,75

27

24

24

0,78

27

17

14

0,80

21

15

35

30

77

6100

25

80

0,86

5

5

76

0,80

18

17

52

0,75

18

31

32

0,77

33

31

38

0,79

28

22

30

0,85

31

18

35

0

78

5800

50

29

0,83

17

20

87

0,85

5

18

100

0,78

10

32

20

0,75

25

30

30

0,73

30

18

15

0,80

28

13

0

40

79

5500

30

100

0,81

27

10

84

0,80

28

27

42

0,75

20

20

26

0,77

19

29

36

0,69

11

13

24

0,70

14

10

25

35

80

5200

10

60

0,75

15

48

66

0,82

40

25

34

0,78

52

5

40

0,75

10

30

48

0,77

22

25

38

0,76

29

20

60

60

81

4900

50

30

0,88

36

36

20

0,68

57

48

13

0,70

66

30

10

0,75

50

20

14

0,77

10

40

11

0,80

20

45

10

10

82

4600

40

40

0,76

10

10

24

0,82

35

58

26

0,87

38

38

18

0,75

64

48

12

0,77

57

62

10

0,85

50

36

70

0

83

4300

30

30

0,79

35

37

25

0,80

17

18

19

0,82

34

8

36

0,78

5

6

16

0,77

50

52

10

0,85

60

62

50

20

84

4000

25

45

0,77

15

15

64

0,67

4

9

36

0,80

14

4

40

0,75

24

34

32

0,70

30

28

24

0,82

24

26

15

25

85

3700

20

90

0,88

10

32

50

0,79

45

20

39

0,80

49

36

21

0,85

65

39

28

0,76

63

18

33

0,82

63

52

70

0

86

3400

10

70

0,73

15

55

76

0,75

40

32

56

0,73

49

26

88

0,77

50

45

48

0,80

38

56

32

0,85

55

20

0

0

Окончание прил. 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

87

3100

20

30

0,84

55

55

26

0,70

36

40

12

0,75

39

23

15

0,78

15

30

19

0,80

40

65

6

0,85

55

65

60

30

88

3600

30

42

0,83

10

15

25

0,78

40

38

18

0,80

43

56

21

0,75

62

44

16

0,82

36

16

14

0,85

40

11

70

70

89

4100

40

35

0,85

17

18

20

0,80

24

25

26

0,83

31

32

17

0,85

32

25

21

0,79

9

9

15

0,75

12

13

25

15

90

4600

20

100

0,87

10

12

25

0,85

34

34

13

0,83

41

66

20

0,79

46

47

15

0,75

65

65

1

0,78

60

44

70

0

91

5100

30

25

0,79

35

35

13

0,75

14

53

16

0,79

32

64

14

0,80

58

58

19

0,83

59

34

7

0,85

65

42

70

70

92

5600

40

25

0,75

15

10

29

0,78

20

25

23

0,76

29

24

21

0,77

31

33

26

0,79

5

22

17

0,80

9

24

35

20

93

6100

50

15

0,77

28

28

20

0,68

15

17

7

0,70

12

7

9

0,75

11

24

17

0,78

17

27

6

0,80

22

10

0

0

94

5900

40

110

0,78

19

32

33

0,69

15

20

15

0,67

17

14

19

0,77

27

33

21

0,75

25

17

17

0,80

30

30

0

35

95

5700

30

100

0,79

35

35

48

0,85

14

34

24

0,82