6. ПАРАГРАФ6. Метод контурных уравнений. Правила их составления. Запись контурных уравнений.
Разрежем граф как угодно, но только что только что бы он не распался на несвязные части. Режем, пока не ликвидируем все замкнутые контура.
Дерево-неразовкнутые ветви.
Контуры-независимые контуры ЭС.
Независимые узлы-все, кроме базисного.
У-количество независимых узлов, В-общее количество ветвей, К-количество независимых контуров. (В=К+У)
Каждой хорде придается определенное направление, желательно соответствующее направлению токов. Хорда определяет направление контура.
Второй закон Кирхгофа:
Аналогично:
Решение системы: 
дает II, III
Правила составления контурных уравнений:
(при условии выполнения разбивки на хорды и дерево)
Уравнения для некоторого выделенного контура составляются следующим образом. Ток этого контура (ток в хорде) умножается на собственное сопротивление контура (сумму сопротивлений ветвей, входящих в этот контур). Токи остальных контуров умножаются на взаимные сопротивления этих контуров с рассматриваемым.
Токи узлов умножаются на сопротивления ветвей, общих для рассматриваемого контура и ветвей дерева, по которым протекают токи этих узлов при разомкнутых хордах. Знаки соответствующих произведений берутся +, если направления соответствующих контуров и токов совпадают.
Все произведения суммируются и приравниваются к 0.
Порядок расчета электрического режима сложнозамкнутой электрической сети по методу контурных уравнений в токах:
1). Составление схемы замещения.
2). Изображение графа сети с выделением в нем хорд и ветвей дерева.
3). Задаемся начальным приближением напряжений в узлах.
4). Определяем эквивалентные токи в узлах Iiэ.
5). Составление системы контурных уравнений.
6). Определяем токи IK.
7). Используя второй закон Кирхгофа находим токи в ветвях.
8). Определяем Ui(0) и возвращаемся к п 4).
По окончанию итерационного процесса определяются мощности и потери мощности в ветвях.
Особенности составления и решения контурных уравнений в мощностях:
| Система КУ в мощностях всегда записывается приближенно (без учета потерь). Меток КУ в мощностях используется для приближенной оценки при первой итерации. |
Контуры: k=1,2,..,K
Уравнение для контура k:
7. ПАРАГРАФ7. Метод уравнений узловых напряжений (УУН). Алгебраическая и тригонометрическая формы записи УУН. Области применения, преимущества и недостатки двух форм.
Где 
- собственная проводимость узла, 
-взаимные проводимости.
(1)-(4) – алгебраическая форма записи УУН.
- вектор напряжений независимых узлов. 
- вектор узловых токов.
Тригонометрическая форма записи УУН.
Таких уравнений 2m, неизвестные:
Uk, k=0,1,2,…,m (m+1) неизвестных
δk, k=0,1,2,…,m m неизвестных (используя поворот осей)
Неизвестных 2m+1, а уравнения 2m, следовательно 1 величину придется задать базисный узел.
8. Параграф 8. Режимы работы электрических систем. Графики нагрузок электрических систем, их структура, участие электрических станций в покрытии графиков нагрузок потребителей. Балансы активной и реактивной мощности электрических систем.
Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности её накапливания. Это определяет одновременность выработки и и потребления. В любой момент времени вырабатывается баланс генерируемой и потребляемой мощности. 
При неизменном составе нагрузок системы, потребляемая ими мощность связана с частотой переменного тока. При нарушении исходного баланса мощности частота принимает новое значение. Причины нарушения баланса мощности: аварийное отключение генератора, неплановый рост потребления мощности, аварийное отключение линий или трансформаторов. Баланс реактивной мощности всей системы определяет некоторый уровень напряжения.
Энергетическая система объединяет электростанции различного типа.
1)Базисные-для работы в базисной части нагрузки(АЭС,ТЭЦ)
2)Маневренные (полупиковые) (это паро-газовые С)
3)Пиковые: ГЭС,нетрадиционные: ветро-электрические,фото электрические и т.д.
Электрические станции являются единственными источниками активной мощности в энергосистеме. Основную часть электрической энергии в Единой энергосистеме вырабатывают тепловые и гидравлические электростанции.
С системной точки зрения важны следующие свойства электростанций:
возможность свободы назначения режимов по мощности от Pmin до Pmax;
возможность частых пусков и остановов агрегатов;
высокая скорость набора и снижения нагрузки в соответствии с суточным графиком;
надежность выдачи мощности (в пределе - до величины установленной мощности);
экономичность выдачи мощности.
Естественно, что не все электростанции по своим технологическим особенностям или по условиям эксплуатации могут обладать такими свойствами. Режим работы электростанции тесно связан с режимом работы технологического оборудования
Графики нагрузки предназначены для определения времени пуска и останова агрегатов; определения количества вырабатываемой энергии, расхода топлива и воды; ведения экономического режима энергосистемы; планирования сроков ремонта оборудования; проектирования новых и расширения действующих электроустановок; проектирования развития энергосистем.
Чем равномернее нагрузка генераторов, тем лучше условия их работы, поэтому существует проблема регулирования графиков нагрузки.
9. Параграф9. Нормы на качество частоты в электрических системах. Последствия отклонения частоты от номинальной.
ГОСТ 13109-97
5.6 Отклонение частоты
Отклонение частоты напряжения переменного тока в электрических сетях характеризуется показателем отклонения частоты, для которого установлены следующие нормы:
- нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты равны +-0,2 и +-0,4 Гц соответственно.
Влияние отклонения частоты
Степень влияния частоты на производительность ряда механизмов может быть выражена через потребляемую ими активную мощность:
где a - коэффициент пропорциональности, зависящий от типа механизма;
f - частота сети;
n – показатель степени.
В зависимости от значений показателя степени n, ЭП можно разбить на следующие группы:
механизмы с постоянным моментом сопротивления - поршневые насосы, компрессоры, металлорежущие станки и др.; для них n=1;
механизмы с вентиляторным моментом сопротивления - центробежные насосы, вентиляторы, дымососы и др.; для них n=3; на ТЭС, КЭС, АЭС обычно это двигатели насосов питательной воды, циркуляционных насосов, дымовых вентиляторов, маслонасосов и т. д.
механизмы, для которых n=3,5-4 - центробежные насосы, работающие с большим статическим напором (противодавлением), например, питательные насосы котельных.
ЭП 2-й и 3-й групп, наиболее подверженые влиянию частоты, имеют регулировочные возможности, благодаря которым потребляемая ими мощность из сети остается практически неизменной.
Наиболее чувствительны к понижению частоты двигатели собственных нужд электростанций. Снижение частоты приводит к уменьшению их производительности, что сопровождается снижением располагаемой мощности генераторов и дальнейшим дефицитом активной мощности и снижением частоты (имеет место лавина частоты).
Такие ЭП, как лампы накаливания, печи сопротивления, дуговые электрические печи на изменение частоты практически не реагируют.
Кавитация-процесс выбивания частицами воды молекул вещества с поверхности турбины.
10. ПАРАГРАФ10. Регуляторы скорости турбин и их характеристики. Принцип регулирования частоты в системе «генератор-нагрузка». Регулирование частоты в системе по методу частотоведущих станций. Принципы выбора частотоведущих станций.
Схема регулирования показана на рис.22.3, в которой основными элементами являются:
1- регулятор скорости;
2- отсечной золотник;
3- сервомотор;
4,5- напорная и сливная линии системы;
6- регулирующий клапан турбины.
С ростом частоты вращения ротора турбины под действием центробежных сил грузы регулятора скорости перемещают его муфту, сжимая пружину, в результате чего рычаг АВ поворачивается вокруг точки В. Тогда отсечной золотник 2 смещается вверх и соединяет верхнюю полость сервомотора 3 с напорной линией 4, а нижнюю со сливной линией 5. Поршень сервомотора перемещается вниз, закрывая регулирующий клапан 6. В итоге расход водяного пара в турбину сокращается и уменьшается крутящий момент на валу турбины, что приводит к смещению моментной характеристики MТ в положение, обеспечивающее исходное значение частоты вращения ротора. Одновременно с помощью обратной связи (правый конец рычага АВ связан со штоком сервомотора) золотник возвращается в исходное среднее положение, что стабилизирует переходный процесс и обеспечивает устойчивость регулирования. При снижении частоты вращения процесс регулирования протекает аналогично, но связан с ростом расхода пара.
(МИСВ)-механизм изменения скорости вращения турбины Центробежный регулятор находится на одном валу с турбиной.
Статическая характеристика регулятора скорости турбины: 
Совместная работа системы генератор-нагрузка.
|
Чтобы восстановить частоту переходим в точку 2. PГ2=PН2 при f0 (первичное регулирование).
Есть системная автоматика, которая сама отрегулирует частоту (вторичное регулирование).
Частотоведущие станции.
- статизм. Крутизна: K=1/S
Пусть в исходном режиме ЭЭС работает с номинальной частотой 
и суммарной мощностью станции 
. Станция регулирующая частоту несет нагрузку 
.Все остальные станции несут нагрузку 
. Предположим что нагрузка ЭЭС увеличилась на 
. Частота в ЭЭС снизилась до значения 
.Эта стадия процесса регулирования является первичным регулированием частоты ЭЭС. На балансирующей станции мощность увеличилась на 
, а на остальных станциях на 
.Установление номинальной частоты в ЭЭС происходит на стадии вторичного регулирования. АРЧ станции, ведущей по частоте, изменяет положение регулировочной характеристики АРС этой станции таким образом что перемещаясь вправо она занимает положение, при котором весь наброс мощности компенсируется генераторами балансирующей станции. Другие станции, которые участвовали в регулировании на стадии первичного регулирования частоты будут вырабатывать прежнюю мощность.
Частота в ЭЭС будет восстановлена до номинального режима.
Для успешного регулирования частоты, ведущая станция должна удовлетворять:
-достаточно большая мощность по отношению к мощностям других электростанций данной ЭЭС.
-большой диапазон регулирования мощности,в котором возможно быстрое изменение мощности, выдаваемой электростанцией
-достаточно большая пропускная способность линии, связывающих станцию с мощными узлами нагрузок т.к регулирование частоты связано с значительными изменениями мощности в линиях.
Нельзя привлекать атомные станции как ЧВ, лучше всего- ГЭС.
11. ПАРАГРАФ11. Показатели качества напряжения. Централизованное и местное регулирование напряжения как основные способы регулирования.
Показателем качества напряжения является выполнение норм на качества напряжения:
1.Отклонение напряжение от номинального: 
5% 
на зажимах потребителя.
10% предельно допустимое отклонение.
2.Колебание напряжения:
2.1. Размах напряжений - разница между двумя соседними max и min в кривой изменения напряжения энергосистемы.
10% размах колебаний.
2.2. Флинер-явление мерцания освещения.
3.Несиметрия напряжения
2%допустим, 6% предел допустим.
4.Несинусоидальность напряжения.
5.Провал напряжения.
| 6.Импульс напряжения. |
12. ПАРАГРАФ12. Средства регулирования напряжения. Регулирование напряжения с помощью силовых трансформаторов. Типы регуляторов напряжения трансформаторов. Принцип действия устройств РПН. Регулирование напряжения с помощью линейных регулировочных трансформаторов, включая вольтодобавочные трансформаторы. Принципы продольного, поперечного и продольно-поперечного регулирования напряжения. Встречное регулирование напряжения. Регулирование напряжения компенсирующими устройствами. Выбор их мощности.
Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивлений цепи. Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Средства регулирования напряжения-устройства, с помощью которых реализуются способы регулирования напряжения. Локальное регулирование напряжения может быть централизованным, и местным(непосредственно у потребителей).
Так например для централизованного регулирования можно выделить: стабилизацию напряжения, встречное регулирование, и двухступенчатое регулирование.
Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимоти не только от суточных, но также и от сезонных изменений нагрузки в течении года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах эл. станций и подстанций в период наибольшей нагрузки, и его снижение до минимального в период наименьшей нагрузки.
Принцип действия РПН:
2)Линейные регулировочные трансформаторы, последовательно регулировочные трансформаторы(вольтодобавочные) применяются для регулирования напряжений в отдельных линиях или группе линий.
Мы можем менять положения ответвлений и тем самым менять знак дельта Ua… регулирование напряжения по модулю называется продольным; а регулирования напряжения по фазе-поперечным;также существует продольно-поперечное регулирование. Ругулировочные трансформаторы нужны для перераспределения потока мощности для регулирования U и экономического распределения мощности в ЛЭП.
3)Синхронные генераторы Разрешается коэффициент мощности ниже номинального,за счет уменьшения активной мощности. (ЦЕНТРАЛЬНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ)
4) Синхронные компенсаторы-генераторы реактивной мощности (как правило подключают к обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов.
Батареи статических компенсаторов:относятся к центральному способу регулирования напряжения,имеют большую мощность.(В режиме перевозбуждения повышают, а в режиме недовозбуждения они понижают напряжения, за счет потребления реактивной мощности.)
Напряжение в конце линии до установки конденсатора определяется выражением: 
после включения СК оно определяется: 
, мощность синхр компенсаторов определяется как: 
Батареи статических конденсаторов (местное регулирование) позволяют повышать напряжение в сети.(обеспечивают поперечную компенсацию, подключаются параллельно сети), мощности БСК определяется напряжением сети и её реактивным сопротивлением.
13. ПАРАГРАФ13. Регулирование напряжения синхронными генераторами, его реализация в программе расчета электрического режима RASTR. Регулирование напряжения изменением сопротивления электрической сети.
Генераторы электростанций энергетических систем работают на общую электрическую сеть и поэтому режим их работы подчинен общим требованиям, предъявляемым к электрическим системам. Так, например, исходя из условия обеспечения расчетного уровня напряжения в узловых точках электрических сетей, электростанциям наряду с заданием по выработке активной мощности задаются также графики генерации реактивной мощности: максимальной — в утренний и вечерний максимумы активной нагрузки и минимальной—в ночное время.
Генераторы, работающие в блоках с повышающими трансформаторами, не имеют непосредственной связи с распределительными сетями генераторного напряжения, а нагрузка собственных нужд, как правило, питается через трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой. Поэтому широкое изменение генерации реактивной мощности ими и связанное с этим значительное изменение напряжения на зажимах генераторов не вызывают особых затруднений. Обычно на блочных генераторах используют полный возможный предел изменения напряжения в соответствии с ПТЭ: от —5% до +10% UН.
В некоторых пределах напряжение можно регулировать, изменяя сопротивление питающей сети. Так, если питающая сеть или ее участок состоит из нескольких параллельных линий, то, отключая в часы минимальных нагрузок одну из таких линий, можно увеличить потерю напряжения в питающей сети и тем понизить напряжение у потребителя.
Снижения реактивного сопротивления цепи и, следовательно, увеличения напряжения при максимальных нагрузках можно добиться, применяя продольную компенсацию индуктивности линии.
Напряжение на приемном конце звена линии при наличии продольной компенсации с сопротивлением Хс выражается формулой:
Из формулы видно, что изменением величины Хс (например, шунтированием конденсаторов при сниженных нагрузках) можно осуществлять ступенчатое регулирование напряжения сети.
В линиях дальних передач продольную компенсацию используют для повышения их пропускной способности. Число конденсаторов в батарее для продольной компенсации определяется требуемым уровнем напряжения на приемной подстанции и максимальной нагрузкой линии. В электропередачах высокого напряжения обычно компенсируют не свыше 40—50% индуктивности линии, так как большая степень компенсации может привести к ложным действиям релейной защиты, а при известных условиях и к колебательному режиму (самораскачиванию) синхронных генераторов.
14. ПАРАГРАФ14. Понятие о проектировании развития электрических сетей. Многоэтапный итерационный процесс проектирования. Критерии принятия решений о развитии электрической сети. Метод годовых приведенных затрат. Статическая и динамическая формы записи приведенных затрат. Метод интегральных приведенных затрат.
Электроэнегретическая система носит иерархический характер: (ЕЭЭС РФ-7 объединенных ЭЭС-районные ЭЭС-Энерго районы) уровень пректирования системообразующей сети и уровень проектирования местной(распределительной сети). Обычно проектирование сетей разных назначений-промышленных, городских, сельских,районных-ведется отрдельно и различными организациями. Однако учитываются условия совместной работы соответствующих сетей. Проектирование электрической сети заключается в выборе ее схемы соединений и параметров отдельных элементов оборудования на основе данных о потребителях и источниках питания. При проектировании решаются вопросы автоматзации и контроля, регулирования, обеспечения требуемой пропускной способности.
Критерий - экстремум целевой функции, например: минимум затрат, максимум прибыли, максимум надежности, минимум ущерба. Задача проектирования- многокритериальная задача, но её стремятся свести к однокритериальной. Практическое применение находят приемы вариантного сравнения целесообразных решений. Мы не можем предъявлять высоких критерий к точности так как задача - перспективная, поэтому решающими при сравнении вариантов являются экономические показатели.(затем:надежность и экологические критерии)
Составляющие затрат по развитию эл сетей:
1)Капиталовложение в объекты эл.сетей(К):Клэп,Кпс; Клэп=Кло*l
Кло- удельные капиталовложения, зависят от Uном, материала опор, марки и сечения проводов;район гололедности;территориальный район(суровость климата, удаленность от центра). Кпс- зависят от числа и номинальной мощности трансформаторов и вида схемы РУ.
2)Издержки эксплуатации
И-ежегодные затраты; Т- срок прогнозирования;К-единовременные;(Т=5-10лет)
Статич задача
Статическая задача -издержки остаются неизменными с годами.
Издержки эксплуатации: издержки на амортизацию (издержки на реновацию и издержки на кап. ремонты), издержки на обслуживание(зарплата персонала, арендная плата за землю, затраты на текущ ремонты),издержки на компенсацию затрат на потерю электро энергии.
И=Иам+Иобсл+ИΔэ
;для удобства в проектных расчетах издержки на обслуживание формируют также: 
; 
-стоимость потерь в единице эл.энергии
;
-время макс потерь
Статическая форма критерия затрат -предельное упрощение о будущем развитии и требуемых задачах.
И-неизменны
З=ЕнК+И(Ен-нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложения)
Метод годовых приведенных затрат: затраты приводятся к сопоставимому виду: к одному году, то есть первые оставим без изменения, а остальные приводим:
=Енп-нормативный коэффициент приведения разновременных затрат Енп=0.08; 
Динамическая форма приведенных затрат - чуть меньше упрощений чем в статической
Ио-сохраняется во время все работы до Т;
Добавляются увеличения издержек: К1-вызвали ΔИ1-увеличение издержек по сравнению с первоначальными К2- ΔИ2 и т.д. (З1=ЕнК1+ ΔИ1;…Зт=ЕнКт+ ΔИт) затраты приведены на разное время, но таким образом потраченные разновременно деньги не равноценны.
Метод интегральных затрат: 
(остаточная стоимость приведена к началу периода) Л1-начало, К1(1-αрен)-остаточная стоимость, Лт-остаточная стоимость в конце срока, должна быть приведена к началу периода, накапливается как вся сумма капиталовложений. 
сумма остаточных стоимостей объектов, введенных в начале года t.
Интегральные приведенные затраты для статического случая:
,
к=к1(в последующие года капиталовложений нет)
15. ПАРАГРАФ15. Метод экономической плотности тока для выбора сечений проводов ЛЭП. Метод экономических интервалов.
Сечение - важнейший параметр линии. С увеличением сечения проводов линии возрастают затраты на её сооружение и отчисления от них. Одновременно уменьшаются потери электроэнергии и их стоимость за год. Выбор экономически целесообразных сечений проводов линий производится с целью обеспечения минимума приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию линии в сети. Экономическая плотность тока приближенно определяется при условии, что удельная стоимость (на единицу длины) линии линейно зависит от сечения проводов.
b-коэффициент удорожания, часть удельных капиталовложений, пропорциональная сечению провода(руб/мм2)(стоимость металла, опор, арматуры)
а-капитальные вложения в 1 км линии,не зависящие от сечения(затраты на подготовку просек, осушение болот, на дороги)
Ко=а+bF
Первое слагаемое-прямая,представляющая ту часть расчетных затрат,которая растет при росте сечения.Вторая часть-стоимость потерь электроэнергии,убывающая при росте F
Дифференцируя Зо(F) по сеченнию и приравнивая к нулю производную,находим условие минимума затрат.
Ен-нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложения
Jэк согласно ПУЭ выбирается в зависимости от вида проводника и времени использования максимальной нагрузки.Для выбора сечения линии сначала из таблиц находят Jэк,а затем рассчитывают экономическое сечение. 
(используется это правило для ВЛ менее35 кВ)
Метод экономических интервалов:
Линейная зависимость капитальных вложений в линию от ее длины нарушается при переходе к массовому строительству линий на унифицированных опорах. Промышленность изготавляет ограниченное количество унифицированных типов опор, каждый из которых предназначен для подвеса проводов только нескольких стандартных сечений.Также сечения являются дискретными величинами.(то есть производную так искать нельзя), также наибольший ток в линии не постоянен.
Метод экономических интервалов состоит в том что для разных стандартных сечений проводов ВЛ строятся зависимости приведенных затрат на линию от тока (Imax).Для каждого сечения приведенные затраты определяются по выражению: 
 F2 как экономическое будет отсутствовать.(при падение R скорость подъема хр-ки затрат уменьшается)
|
16. ПАРАГРАФ16. Этапы проектирования развития электрической сети: составление балансов мощностей, выбор напряжения и конфигурации схемы сети, предварительные (приближенные) расчеты и оценки и точные.
Существуют два иерархических уровня эл.сетей, для которых нужно выполнить проект развития:1)системообразующая(районная) и 2)местная эл сеть.
1 этап: сотавление и анализ баланса мощности: делают сводную таблицу отдельно по местной и всей сети: там в каждом узле учитывается нагрузка., приближенно берутся потери(3-4%)от суммарной нагрузки,отдельно для местной и отдельно для остальной районной сети.Отдельно считается генерация электрической энергии на электростанциях, учитываются затраты электрических станций на собственные нужды, они составляют (7-8%) подводится итог, какова планируемая генерация и какого планируемое потребление электрической энергии.И определяется либо избыток либо дефицит энергии в проектируемой сети.
Выбор номинального напряжения: экономически целесообразное номинальное напржение зависит от многих факторов: мощности нагрузок, удаленности их от источников питания, их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети… Напряжение выбирается исходя из полученного распределения потоков мощности и протяженности участков сети.Чем больше передаваемая по линии мощность и расстояние на которое она передается тем выше по техническим и экономическим нормам должно быть номинальное напряжение электропередачи.Номинальное напряжение можно приближенно оценить по:1)по кривым2)по эмпирическим выражениям 3)по таблице пропускной способности и дальности передачи линий.(формула Стилла: 
)
2этап: разработка предложений по вариантам конфигурации районной эл.сети
3этап: осуществляются приближенные электрические расчеты в предложенных вариантах(R0=0;X0=0/4;B0=2.7) то есть все расчеты можно вести по длинам. По полученным токам и потокам мощности мы можем наметить сечения проводов линий.
4этап: приближенное экономическое сравнение вариантов, то есть мы можем прикинуть длины ВЛЭП, а зная их сечения соответственно сравнить стоимость того или иного намеченного варианта.
5этап: разработка вариантов развития местной электрической сети и их сравнение по приведенным затратам. Нужно помнить что в нормальном режиме отклонение напряжений может составлять 5%, и в аварийном 10%, а также учесть категории потребителей. Если разниуа м/ду вариантами 3-4% то рассматриваем еще и надежность и экологичность (предпочтение замкнутых схем перед разомкнутыми, резервированных перед нерезервированными,и учет что чем больше элементов в сети тем хуже осуществима её надежность.)
6этап: точные электрические расчеты местной электрической сети: во первых нужно подобрать напряжение на шинах 110 кВ чтоб у нас было бы приемлемое напряжение у потребителей.(115кВ)
этап 7: Точные эл. расчеты районной электрической сети
Становится известной мощность, на шинах узла, питающего местную сеть
Нужно более подробно рассчитать потери на собственные нужды станций, на ЛЭП учесть стоимость выключателей,разъединители и т.д.
Этап8: экономическое сравнение вариантов
Этап 9 разработка схем подстанций. И рекомендации по лучшему варианту.
17. ПАРАГРАФ17. Учет фактора надежности электроснабжения при проектировании. Категории надежности потребителей и требования к схемам их электроснабжения.
Все сравниваемые варианты развития сети должны обеспечивать одинаковый полезный отпуск электроэнергии потребителям при заданном режиме потребления(мощности нагрузки).Каждый вариант сети должен обеспечивать необходимую надежность под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условиях, оговоренных в нормативных документах. Требования к надежности электроснабжения определяются ПУЭ(правилами устройств электроустановок) в зависимости от категорий электроприемников. В соответствии с пуэ все электроприемники разделены на три категории:
К1 категории относятся электроприемники,нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей,значительный ущерб народному хозяйству,повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции…Эти электроприемники должны обеспечиваться электроэнергией о двух независимых взаимно резервирующих источников питания.Электроснабжение при аварийном отключении одного из них обеспечивается вторым.В качестве таких источников могут быть две системы либо две секции шин одной подстанции, питающихся от двух источников.Перерыв снабжения таких потребителей может быть доаущен только на время автоматического ввода резервного питания.
Электроприемники 2 категории –электроприемники, перерыв электроснабжения которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих,механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, при этом допустим перерыв электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой. Допускается питание по одной воздушной линии, а также по одной кабельной линии,состоящих из двух кабелей,присоединенных к одному аппарату, или от одного трансформатора, если обеспечена возможность их ремонта в течение суток.
Электроприемники 3 категории- все остальные электроприемники.Электроснабжение этих электроприемников может выполняться от одного источника питания при условии, что перерыв электроснабжения,необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента сети, не превышает суток. В качестве критериев оценки надежности схемы сетей,питающих потребителей 1и 2 принимают следующие технические показатели надежности: параметр потокоотказов-среднее количество отказов в год(ω),среднее время восстановления электроснабжения(Тв-лет), коэффициент простоя(средняя вероятность отказов)(вынужденный, плановый)-время в году в течении которого элемент сети находится в состоянии простоя. Для потребителей 2 категории перерыв в электроснабжении приводит к последствиям, которые могут быть выражены в виде экономического эквивалента.-ущерб, он включается в состав приведенных затрат и учитывается при выборе варианта сети.
Кв-коэффициен вынужденного простоя=ωТв; 
-коэффициент ограничения электроснабжения,(для вынужденных и плановых откл),показывает на каую долю от максимальной нагрузки произошло ограничение питания.αβ-удельные ущербы от вынужденного или планового отключения.Рмакс-суммарная наибольшая нагрузка норм режима.
Ущерб от плановых отключений не учитываем так как они проводятся летом, когда нагрузка уменьшается.(зависимости альва от сигмы определяются по типам потребителей).