99508

Проектирование электрической сети района нагрузок

Курсовая

Энергетика

Составление балансов мощностей и определение приближенного потокораспределения (без учета потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям), заданной в задании. Выбор номинальной мощности трансформаторов на ПС. Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по короне и нагреву. Расчет установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в линиях и трансформаторах и уровней напряжений на шинах низшего напряжения на ПС. Анализ полученных результатов. Выбор средств регулирования напряжения

Русский

2016-09-21

826.5 KB

0 чел.

15

Содержание

[0.0.1] Составление балансов мощностей и определение приближенного потокораспределения (без учета потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям), заданной в задании

[0.0.2] Выбор номинальной мощности трансформаторов на ПС

[0.0.3] Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по короне и нагреву

[0.0.4] Расчет установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в линиях и трансформаторах и уровней напряжений на шинах низшего напряжения на ПС. Анализ полученных результатов. Выбор средств регулирования напряжения

[0.0.5] Определение уровней напряжения на ПС (в режиме максимальных нагрузок и аварийном режиме) при подключении/отключении компенсирующих устройств. Анализ изменений в потокораспределении по элементам электрической сети и потерях мощности при подключении компенсирующих устройств.

[0.0.6] Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры. Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии. Оценка эффективности подключения компенсирующих устройств.

[0.0.7] Заключение

  1.  Составление балансов мощностей и определение приближенного потокораспределения (без учета потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям), заданной в задании

Рис.1. План сети

Исходные данные

l1=94 км РМ1=20 МВт  QМ1=20*0.3=6 Мвар

l2=34 км РМ2=28 МВт  QМ2=28*0.35=9.8 Мвар

l3=40 км РМ3=40 МВт  QМ3=40*0.3=12 Мвар

l4=30 км РМ4=27 МВт  QМ4=10*0.3+17*0.35=8.95 Мвар

Примечание: Расчет ведем для режима максимальных нагрузок.

Суммарная активная мощность всех ПС

=115 МВт

Суммарная реактивная мощность всех ПС

=40.425 Мвар

Уровни напряжения для каждой линии:

=84.017 кВ

=124.434 кВ

=144.279 кВ

=192.243 кВ

Выбираем линии напряжением (с соответствующей зарядной мощностью):

Uном1=220 кВ Qc1=0.12 Мвар

Uном2=110 кВ Qc2=0.03 Мвар

Uном3=110 кВ Qc3=0.03 Мвар

Uном4=110 кВ Qc4=0.03 Мвар

Суммарные потери реактивной мощности в линиях

=14.4 Мвар

Суммарная реактивная мощность с учетом потерь

Q=Q'- =26.025 Мвар

  1.  Выбор номинальной мощности трансформаторов на ПС

Мощности на шинах НН (и СН для ПС3) подстанций

=20.881 МВА

=29.665 МВА

=17.749 МВА

=120.729 МВА

Мощности на шинах НН подстанций с учетом коэффициента загрузки трансформаторов

Sном1=Sn1*0.7=14.616 МВА

Sном2=Sn2*0.7=20.766 МВА

Sном3=Sn3*0.7=84.511 МВА

Sном4=Sn4*0.7=12.424 МВА

Выбираем следующие трансформаторы:

  •  ПС3

Трансформатор АТДЦТН-125000/220/110 со следующими параметрами:

Sном=125 МВА  =305 кВт

Uном.вн=230 кВ  IX=0.5 %

Uном.сн=121 кВ  RT.BH=0.55 Ом

Uном.нн=11 кВ  RT.CH=0.48 Ом

Uк.вн_сн=11 %  RT.HH=3.2 Ом

Uк.вн_нн=45 %  XT.BH=59.2 Ом

Uк.сн_нн=28 %  XT.CH=0 Ом

=65 кВт   XT.HH=131 Ом

=625 квар  Пределы регулирования: +6*2%   

кЗ.макс=Sn3/(2Sном)=0.483<0.7

кЗ.П.АВ=Sn3/Sном=0.966<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

  •  ПС1

Трансформатор ТДН-16000/110 со следующими параметрами:

Sном=16 МВА  =85 кВт

Uном.вн=115 кВ  IX=0.7 %

Uном.нн=11 кВ  RT=4.38 Ом

Uк=10.5 %   XT=86.7 Ом

=19 кВт   Пределы регулирования: +9*1.78%   

=112 квар     

кЗ.макс=Sn1/(2Sном)=0.653<0.7

кЗ.П.АВ=Sn1/Sном=1.305<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

  •  ПС2

Трансформатор ТРДН-25000/110 со следующими параметрами:

Sном=25 МВА  =120 кВт

Uном.вн=115 кВ  IX=0.7 %

Uном.нн=10.5 кВ  RT=2.54 Ом

Uк=10.5 %   XT=55.9 Ом

=27 кВт   Пределы регулирования: +9*1.78%   

=175 квар     

кЗ.макс=Sn1/(2Sном)=0.593<0.7

кЗ.П.АВ=Sn1/Sном=1.187<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

  •  ПС4

Трансформатор ТДН-16000/110 со следующими параметрами:

Sном=16 МВА  =85 кВт

Uном.вн=115 кВ  IX=0.7 %

Uном.нн=11 кВ  RT=4.38 Ом

Uк=10.5 %   XT=86.7 Ом

=19 кВт   Пределы регулирования: +9*1.78%   

=112 квар     

кЗ.макс=Sn1/(2Sном)=0.555<0.7

кЗ.П.АВ=Sn1/Sном=1.109<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

Примечание: на каждой ПС стоит по два трансформатора, а на ПС3 – два АТ.

  1.  Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по короне и нагреву

Ниже приведен расчет потокораспределения  для блока линия-трансформатор для каждой ПС и выбор сечения проводов каждой линии.

  •  Линия 4 (ПС1), рис.2

Рис.2. Схема замещения двух цепей линии и двух трансформаторов  на ПС2, ПС1.

S''T4= Pм1+jQМ1=20+j6 МВА

=0.072+j1.429 МВА

S'T4= S''T4+ =20.072+j7.429 МВА

= =0.019+j0.112 МВА

S'T4+2=20.11+j7.653 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=56.468 A

FЭК4=IP4/ jЭК=51.335 мм2

Принимаем  марку провода АС-70/11 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ4=2 IP4=112.936<265

Параметры линии на 1 км:

r0=0.428 Ом  RЛ4= r0*l4=12.84 Ом

х0=0.444 Ом  ХЛ4= x0*l4=13.32 Ом

b0=2.55*10-6 Cм =b0*l4*UН.Л.2=0.926 Ом

S''Л4= S'T4+2-j=20.11+j6.728 МВА

=20.349+j6.975 МВА

SЛ4= S'Л4-j=20.349+j6.049 МВА

  •  Линия 3 (ПС2), рис.2

S''T3= Pм2+jQМ2=28+j9.8 МВА

=0.085+j1.86 МВА

S'T3= S''T3+ =28.085+j11.66 МВА

= =0.027+j0.175 МВА

S'T3+2=28.139+j12.01 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=135.786 A

FЭК3=IP3/ jЭК=123.441 мм2

Принимаем  марку провода АС-120/19 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ3=2 IP3=271.571<380

Параметры линии на 1 км:

r0=0.249 Ом  RЛ3= r0*l3=9.96 Ом

х0=0.423 Ом  ХЛ3= x0*l3=16.92 Ом

b0=2.69*10-6 Cм =b0*l3*UН.Л.2=1.302 Ом

S''Л3= S'T3+2-j+ SЛ4=48.487+j16.757 МВА

=49.57+j18.597 МВА

SЛ3= S'Л3-j=49.57+j17.295 МВА

  •  Линия 2 (ПС4), рис.3

Рис.3. Схема замещения двух цепей линии и двух трансформаторов  на ПС4.

S''T2= 17+j17*0.35 МВА, где 17+j17*0.35 – нагрузка ПС4 на 10 кВ.

=0.054+j1.063 МВА

S'T2= S''T2+ =17.054+j7.013 МВА

= =0.019+j0.112 МВА

S'T2+2=17.092+j7.237 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=218.768 A

FЭК2=IP2/ jЭК=194.334 мм2

Принимаем  марку провода АС-240/32 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ4=2 IP2=427.535<605

Параметры линии на 1 км:

r0=0.121 Ом  RЛ2= r0*l2=4.114 Ом

х0=0.435 Ом  ХЛ2= x0*l2=14.79 Ом

b0=2.6*10-6 Cм =b0*l2*UН.Л.2=1.07 Ом

S''Л2= S'T2+2-j+ SЛ3+10+j10*0.3=76.662+j26.463 МВА, где 10+j10*0.3 – нагрузка ПС4 на 110 кВ.

=77.78+j30.483 МВА

SЛ2= S'Л2-j=77.78+j29.413 МВА

  •  Линия 1 (ПС3), рис.4

Рис.4. Схема замещения двух цепей линии 1 и двух автотрансформаторов  на ПС3.

S''с3=15+j15*0.3+ SЛ2=92.78+j33.913 МВА, где 15+j15*0.3 – нагрузка ПС3 на 110 кВ.

=92.825+j33.913 МВА

=25.021+j8.344 МВА, где 25+j25*0.3 – нагрузка ПС3 на 10 кВ

S''B3= S'C3+ S'H3=117.845+j42.257 МВА

=117.927+j51.027 МВА

= =0.065+j0.625 МВА

S'В3+2=118.057+j52.277 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=169.417 A

FЭК2=IP2/ jЭК=155.29 мм2

Принимаем  марку провода АС-240/32 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ4=2 IP2=338.834<605

Параметры линии на 1 км:

r0=0.121 Ом  RЛ1= r0*l1=11.374 Ом

х0=0.435 Ом  ХЛ1= x0*l1=40.89 Ом

b0=2.6*10-6 Cм =b0*l1*UН.Л.2=11.829 Ом

S''Л1= S'В3+2-j=118.057+j40.448 МВА

=119.887+j47.026 МВА

SА= S'Л1-j=119.887+j35.197 МВА

| SА |=124.947 МВА

  1.  Расчет установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в линиях и трансформаторах и уровней напряжений на шинах низшего напряжения на ПС. Анализ полученных результатов. Выбор средств регулирования напряжения

Примечание: индекс Л1, Л2, Л3, Л4 указывает на соответствующую линию; индекс Т – трансформатор соответствующей ПС; индекс АТ – автотрансформатор ПС3, а также:

ВН – высшее напряжение

СН – среднее напряжение

НН – низшее напряжение

В – обмотка ВН

С – обмотка СН

Н – обмотка НН

  •  Линия 1 (ПС3), рис. 4

Напряжение балансирующего узла А

UA=1.06*220=233.2 кВ

=7.047 кВ

=9.364 кВ

=226.347 кВ

=6.816 кВ

=15.36 кВ

=220.068 кВ

=0.101 кВ

=-0.037 кВ

=219.967 кВ

=2.414 кВ

=7.386 кВ

=224.055 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=-0.096

n3=0

Отрегулированные напряжения:

=115.722 кВ

=10.716 кВ

  •  Линия 2 (ПС4), рис. 3

=3.331 кВ

=4.429 кВ

=112.478 кВ

=3.035 кВ

=6.436 кВ

=112.87 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=1.585

n4=2

Отрегулированные напряжения:

=10.425 кВ

  •  Линия 3 (ПС2), рис. 2

=3.594 кВ

=2.905 кВ

=108.923 кВ

=3.319 кВ

=7.071 кВ

=109.338 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=-2.742

n2=-3

Отрегулированные напряжения:

=10.551 кВ

  •  Линия 4 (ПС1), рис. 2

=1.626 кВ

=0.833 кВ

=107.301 кВ

=3.411 кВ

=6.436 кВ

=105.812 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=-2.027

n1=-2

Отрегулированные напряжения:

=10.495 кВ

  1.  Определение уровней напряжения на ПС (в режиме максимальных нагрузок и аварийном режиме) при подключении/отключении компенсирующих устройств. Анализ изменений в потокораспределении по элементам электрической сети и потерях мощности при подключении компенсирующих устройств.

Все расчеты выполнены по программе «Энергия».

  •  Максимальный режим без КУ

Напряжения, рассчитанные по программе «Энергия» и рассчитанные выше отличаются на 0.1- 0.3 кВ, т.к. при ручном расчете зарядные мощности считались при номинальном напряжении линий, а при машинном – при реальном. Результаты расчета по данным «ручного» регулирования см. в Приложении 1, а данные регулирования по программе «Энергия» - в Приложении 2

Выбраны следующие отпайки («ручное регулирование»):

n3=0; n4=2; n2=-3; n1=-2

Выбраны следующие отпайки (по «Энергии»):

n3=0; n4=0; n2=-5; n1=-4

  •  Максимальный режим с подключением КУ (QКУ=14.625 МВар)

Результаты расчета см. в Приложении 3.

Выбраны следующие отпайки:

n3=-1; n4=-1; n2=-5; n1=-4

  •  Минимальный режим без КУ

Выбраны следующие отпайки:

n3=-1; n4=2; n2=-2; n1=0

Результаты расчета см. в Приложении 4

  •  Минимальный режим с подключением КУ (QКУ=11.425 МВар)

Выбраны следующие отпайки:

n3=-2; n4=1; n2=-3; n1=-1

Результаты расчета см. в Приложении 5

Подключение КУ в максимальном и минимальном режимах привело к увеличению уровней напряжения и соответствующему изменению отпаек на подстанциях, а так же к уменьшению потерь активной и реактивной мощности, в чем можно убедится, взглянув на приложения 2,3 – для режима максимальных нагрузок и 4,5 – для режима минимальных нагрузок.

  •  Аварийный режим – отключение одной цепи линии 1

Напряжение на  шинах НН ПС3 меньше 10 кВ. Результаты расчета см. в

Приложении 6.

Выбраны следующие отпайки:

n3=3; n4=-1; n2=-4; n1=-3

  •  Аварийный режим – отключение одного АТ на ПС 3

Напряжение на  шинах НН ПС3 меньше 10 кВ. Результаты расчета см. в Приложении 7

Выбраны следующие отпайки:

n3=3; n4=0; n2=-4; n1=-3

В аварийных режимах произошло снижения уровней напряжения на всех ПС, но с помощью РПН удалось увеличить их  до 1.05 от номинального за исключением напряжения на шинах НН ПС3. Напряжения на шинах НН ПС3 установились меньше 10 кВ, но в пределах, допускаемых по ГОСТ на качество электроэнергии. Отклонения составили 1% для отказа одной цепи Л1 и 2.3% - для отказа АТ на ПС3 (см. Приложения 6,7).

Примечание: в Приложениях 1-7 в первой таблице приведены результаты расчетов по узлам, во второй – по ветвям, в третьей – суммарные значения для сети, линий, трансформаторов.

  1.  Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры. Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии. Оценка эффективности подключения компенсирующих устройств.

Выбираем типовые схемы распределительных устройств с учетом местоположения ПС и способа ее присоединения к сети, а также на основании следующих требований:

     1) Обеспечение требуемой надежности электроснабжения.

     2) Обеспечение перспективы развития ПС.

     3) Гибкость.

     4) Обеспечение экономичности сети.

     5) Учет требований противоаварийной автоматики.

Типовые схемы распределительных устройств выбраны и занесены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. РУ, выбранные  на ПС

Номер

ПС

Напряжение, кВ

220

110

10

1

-

Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Схема 110-4

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

2

-

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Схема 110-12

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

3

Схема четырехугольника

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Схема 110-12

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

4

-

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Схема 110-12

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

Выбираем железобетонные двухцепные опоры.

Примечание: схему электрических соединений см. в Приложении 8.

Определяем стоимость сооружения электрической  сети и годовых издержек.

  •  Стоимость ЛЭП:

- Линии 1,2: двухцепная ВЛ, провод марки АС 240/32, напряжение 220 кВ, K0=27,8    

тыс.руб./км

- Линия 3: двухцепная ВЛ, провод марки АС 120/19, напряжение 110 кВ – K0=18,1 тыс.руб./км

- Линия 4: двухцепная ВЛ, провод марки АС 70/32, напряжение 110 кВ – K0=17,8 тыс.руб./км

Суммарная стоимость ЛЭП

тыс. руб.

  •  Стоимость подстанций:

- ПС3

4 ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ по 90 тыс. руб.

8 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб.

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб.

2 АТДЦТН 125000/220/110 по 253 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «четырёхугольник» на 220 кВ - 520 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

- ПС4

10 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб.

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб.

2 ТДН 16000/110 по 63 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин» на 220 кВ - 290 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

- ПС2

8 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб.

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб.

2 ТРДН 25000/110 по 84 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин» на 220 кВ - 290 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

- ПС1

3 ячейки ЗРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб.

2 ТДН 16000/110 по 63 тыс. руб.

РУ на 110 кВ по схеме «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» - 36,3 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» на 110 кВ - 270 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

  •  Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ:

% (по табл. 8.2 [1])

тыс. руб./год

  •  Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ПС:

тыс. руб.

тыс. руб.

%, % (по табл. 8.2 [1])

тыс. руб.

Определяем потери энергии в элементах электрической сети и анализируем  их структуру

  •  Потери активной мощности энергии в воздушных линиях

МВт

МВт

МВт

МВт

Суммарные потери мощности  в ЛЭП

МВт

Время использования максимальной активной и реактивной мощностей в часах (из задания)

 

 

 

 

Мощности нагрузок на ПС (из задания)

Р1=20 МВт  Q1=20*0.3=6 Мвар

Р2=28 МВт  Q2=28*0.35=9.8 Мвар

Р3=40 МВт  Q3=40*0.3=12 Мвар

Р4=27 МВт  Q4=10*0.3+17*0.35=8.95 Мвар

Средневзвешенная величина продолжительности использования максимальной мощности

ч

Примечание: индекс 110 соответствует нагрузке ПС на 110 кВ, а индекс 10 – нагрузке ПС на 10 кВ

Время максимальных потерь всей сети

ч

- Линия 1

ч

ч, т.к. линия 1 подходит к ПС3, которая является узловой.

МВт∙ч

- Линия 2  

=3678.95 ч

ч

МВт∙ч

- Линия 3

ч

ч

МВт∙ч 

- Линия 4

ч

ч

МВт∙ч

Суммарные потери энергии в ЛЭП

МВт∙ч

  •  Потери мощности и энергии в трансформаторах

Примечание: на каждой ПС стоит по два трансформатора, т.е. n=2, а примерное время работы трансформатора в течение года ТР=8000 ч. Максимальная полная мощность нагрузки на ПС1,2,4 считается по следующей формуле , для ПС3 -  , а время максимальных потерь для ПС1,2,4 – следующим образом:

,

где i - номер ПС. Для ПС3 -. SН_Тi – номинальная мощность трансформаторов i – ой ПС.

- ПС1

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

- ПС2

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

- ПС3

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

- ПС4

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

Суммарные потери мощности в трансформаторах

МВт

Суммарные потери энергии в трансформаторах

МВт∙ч

  •  Суммарные потери мощности в сети

МВт

  •  Суммарные потери энергии в сети

МВт∙ч

МВт∙ч

Потери энергии, посчитанные для всей сети с использованием  приблизительно равны потерям, рассчитанным как сумма потерь энергии для каждого элемента сети. Т.о. суммарные потери для всей сети можно подсчитать двумя способами: по времени максимальных потерь всей сети и как сумму потерь в каждом элементе. Второй способ является более точным.

  •  Затраты на возмещение потерь мощности и энергии:

МВт∙ч

МВт∙ч

руб./кВт∙ч,  руб./кВт∙ч

281.6 тыс. руб./год

Определим себестоимость передачи и распределения электрической  энергии

тыс. руб./год

МВт∙ч

коп./кВт∙ч

  •  Коэффициент полезного действия:

МВт

МВт

МВт∙ч

%

%

Оценим эффективность подключения компенсирующих устройств

  •  Для этого подсчитаем разность потерь энергии без подключения КУ и с ним

МВт (см. Приложение 3)

МВт∙ч

Разность составила 12536.57-10900.56=1636.01 МВт∙ч.

Т.к. потери энергии снизились, то это приведет к снижению величины затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети.

  •  Подсчитаем величину этих затрат при подключенных КУ и найдем их изменение

МВт∙ч

=4.09 МВт (см. Приложение 3)

=0.398 МВт (см. Приложение 3)

МВт∙ч

Примечание: т.к. уже содержат потери холостого хода, которые учитывает , то при расчете  их следует вычесть.

242.8 тыс. руб./год

Разность 281.6-242.8=38.8 тыс. руб./год

Т.о. величина затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети снизилась на 38.8 тыс. руб./год. Это выгодно, поэтому подключение КУ является эффективным шагом к уменьшению годовых затрат на возмещение потерь мощности.

  1.  Заключение

В данной курсовой работе производилось проектирование электрической сети района нагрузок. В процессе выполнения курсовой работы выполнены следующие задания:

  •  Составление плана сети, см. рис. 1
    •  Выбор линий (напряжение (см. раздел 1), сечение проводов (см. раздел 3)), трансформаторов (см. раздел 2) и РУ (см. таблицу 6.1) на подстанциях
    •  Расчет установившегося режима работы электрической сети в режимах максимальных, минимальных нагрузок и аварийных режимах (отключение одной цепи Л1, и отключение одного АТ на ПС3), как самых тяжелых. См. раздел 4
    •  Определение напряжения и регулирование его на нагрузке (с помощь РПН трансформаторов подстанций) согласно ГОСТ на качество электроэнергии. См. раздел 5
    •  Рассмотрение влияния КУ на потокораспределение, потери мощности и уровни напряжения в сети. См. раздел 5
    •  Технико-экономический расчет: определение капитальной стоимости сооружения, определение потерь энергии, определение себестоимости передачи энергии, оценка подключения КУ. См. раздел 6

Спроектированная сеть работает с приемлемым КПД в 97%, но является дорогой по капитальным затратам, в обслуживании, и по стоимости передачи электроэнергии. Для уменьшения различного рода затрат можно прибегнуть к следующим шагам:

  •  Изменений плана сети и дальнейший расчет по нему

- Увеличение количества тупиковых ПС

- Уменьшение суммарной длины линий

- Изменений уровней напряжения

  •  Для уменьшения затрат на возмещения потерь в долгосрочном периоде можно подключить дополнительные КУ
  •  Выбор других РУ