Для выполнения расчета необходимо подготовить схему замещения сети и определить её параметры. При подготовке схемы замещения сети необходимо учесть трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации, 
. Потери холостого хода трансформаторов указываются в узлах сети на высшей стороне трансформаторов, а нагрузки в новых узлах.
В связи с этим по паспортным данным трансформаторов и исходным данным можно определить параметры узлов сети (табл.7)
| № узла |  , кВ
| Мощность нагрузки | |
 , МВт
|  , МВАр
| ||
| - | - | ||
| 0,072 | 0,520 | ||
| 0,038 | 0,224 | ||
| 0,038 | 0,224 | ||
| 0,038 | 0,224 | ||
| 0,072 | 0,52 | ||
| 19,37 | |||
| 4,84 | |||
| 9,69 | |||
| 21,79 | |||
| 16,95 |
Таблица 7 – Параметры узлов сети
Для вычисления параметров ветвей необходимо для каждой из них определить активное и реактивное сопротивления, а также полную комплексную проводимость по формулам:
Ом;
Ом;
, мкСм;
где В определяется как
;
b0 определяется из таблицы П.2.5 [1].
Ветвь 1-2:
Ом;
Ом;
мкСм
Ветвь 2-3:
А вариант
Ом;
Ом;
мкСм;
Б вариант
Ом;
Ом;
мкСм;
Ветвь 1-4:
Ом;
Ом;
мкСм;
Ветви 4-5:
Ом;
Ом;
мкСм;
Ветви 5-9:
Ом;
Ом;
мкСм;
Ветвь 4-9:
Ом;
Ом;
мкСм;
Величины r0, X0 и b0 выбираются из таблицы П.2.5. исходя из сечения провода ветви. Для ветвей, на которые выведены нагрузки, аналогичные
параметры вычисляются следующим образом по расчётным данным трансформаторов:
, Ом;
, Ом;
Таблица 8 – Параметры ветвей сети
| № узла | R, Ом | X, Ом | B, мкСм | 
| |
| нач. | кон. | ||||
| 1,80 | 6,08 | 168,6 | |||
| 1,4 | 34,7 | 0,091 | |||
| 4,28 | 4,44 | ||||
| 7,95 | 0,096 | ||||
| 1,2 | 4,05 | 112,4 | |||
| 4,38 | 86,7 | 0,096 | |||
| 4,51 | 11,56 | ||||
| 1,4 | 34,7 | 0,091 | |||
| 6,45 | 16,52 | ||||
| 1,4 | 34,7 | 0,091 | |||
| 11,98 | 12,43 | 71,4 |
|
|
Далее определим ёмкости линий по формуле:
,
ВАр;
ВАр;
ВАр;
ВАр;
ВАр;
ВАр;
Рисунок 5 – Схема замещения сети
Далее определяются мощности на всех участках с учётом потерь, начиная от потребителей к источнику. Потери определяются по формулам:
;
;
Узел 3:
МВт;
МВАр;
Узел 2:
МВт;
МВАр;
Узел 9:
МВт;
МВАр;
Узел 5:
МВт;
МВАр;
Узел 4:
МВт;
МВАр;
Затем определим напряжения в узлах сети.
Узел 2: на высокой стороне:
1,65 кВ;
кВ
И на низкой:
кВ;
= 
кВ;
Узел 3:
0,57 кВ;
кВ
кВ;
= 
кВ;
Узел 4:
0,48 кВ;
кВ
кВ;
= 
кВ;
Узел 5:
кВ;
кВ;
кВ;
= 
кВ;
Узел 9:
кВ;
кВ;
кВ;
= 
кВ;
7. Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Начнём экономический расчёт данного варианта развития сети с узла 3. Присоединение данного узла возможно к узлу 2 как по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 3 двух трансформаторов ТДН-16000/110 (рис. 6, а),так и питание потребителей узла 3 по одной линии АС-120 с установкой на подстанции 3 одного трансформатора ТРДН-25000/110 (рис. 6, б). Рассмотрим первый вариант.
Рисунок 6 – Схема соединения узла 3: а) вариант А, б) вариант Б.
Вариант А
Капитальные вложения в линии:
КЛ = Cln,
где С - стоимость 1 км линии; l - длина линии; п - число параллельных линий. Для АС-70 (Прил.4, табл. П.4.14) при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду С = 16,5 тыс. руб./км, l = 20км, п = 2. Тогда
|
|
тыс.руб;
Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распределительного устройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 (Прил.4 [1], табл. П.4.7) составляет 63 тыс. руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ – 42 тыс. руб. (Прил.4 [1], табл. П.4.3), тогда:
тыс.руб;
тыс.руб;
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание (Прил.4 [1], табл. П.4.1) для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно 
, 
[1].
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
где RЛ = r0 l/ nЛ; RП = RТ / nТ; r0 = 0,428 Ом/км, RТ = 4,38 Ом [1]
Тогда:
Ом;
Ом;
Ом;
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
МВт;
Потери мощности в максимальном режиме:
МВт;
Число часов максимальных потерь:
ч;
Удельная стоимость потерь электроэнергии β0 составляет 1,5 коп./кВт·ч (Прил.4 [1], рис. П.4.1) или 1,5∙10-2 тыс. руб./МВт·ч.,
Издержки:
тыс.руб;
Таким образом, приведенные затраты в первом варианте, варианте А, присоединения узла 3 составляют:
150,44 тыс.руб;
Вариант Б.
Капиталовложения в линии:
тыс.руб;
Капиталовложения в подстанцию:
тыс.руб;
тыс.руб;
Издержки на потери:
Ом;
Ом;
Ом;
МВт;
МВт;
тыс.руб;
Стоит отметить, что в данном случае питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания:
При его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении 
, удельный ущерб a = 7*103 тыс. руб./МВт (Прил.5 [1], рис. П.5.1), Pmax = 10 МВт.
|
|
Параметры потока отказов линии ωЛ = 1,1 отказ/год на 100 км, трансформатора ωЛ = 0,02 отказ/год (Прил.5 [1], табл. П.5.2). Среднее время восстановления для линии ТВЛ = 1∙10-3 лет/отказ, трансформатора ТВЛ = 20∙10-3 лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и ТВЛ = 60∙10-3 лет/отказ при его отсутствии, тогда ущерб составит:
тыс.руб.
Таким образом, приведенные затраты для варианта Б:
118 тыс.руб;
Сопоставление приведенных затрат показывает, что вариант Б экономичнее, однако вариант А обладает большей надежностью электроснабжения потребителей.
Таким образом, при технико-экономическом сопоставлении всех рассматриваемых вариантов питание потребителей узла 3 осуществляется по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-16000/110.
Узел 2. Перейдём теперь к узлу 2. Капиталовложения и амортизационные отчисления в линию, соединяющую его с узлом 5, уже подсчитаны, а линия 1-2 существующая.
Капиталовложения в подстанцию, где установлены два трансформатора ТРДН-40000/110:
тыс.руб;
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети, где r0 = 0,12 Ом/км, RТ = 1,44 Ом [1]
Тогда:
Ом;
Ом;
Ом;
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
МВт;
Потери мощности в максимальном режиме:
МВт;
Издержки:
тыс.руб
Таким образом, приведенные затраты:
111,2 тыс.руб;
Узел 5. Капитальные вложения в линии узла 6 складываются из суммы капитальных вложений в линию идущая от узла 4 и линию, идущую к узлу 9. Они имеют одинаковые длинны, но разные сечения проводов:
тыс.руб;
В данном узле установлены два трансформатора 2ТРДН-40000/110.
тыс.руб;
тыс.руб;
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети, где r0 = 0,161 Ом/км, RТ = 1,4 Ом [1]
Тогда:
Ом;
Ом;
Ом;
Ом;
Ом;
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
МВт;
Потери мощности в максимальном режиме:
МВт;
МВт;
Издержки:
тыс.руб;
Таким образом, приведенные затраты для узла 5 составляют:
тыс.руб;
Узел 9.
Капиталовложения в линии:
тыс.руб;
В данном узле установлены два трансформатора 2ТРДН- 40000/110.
Капиталовложения в подстанцию:
тыс.руб;
тыс.руб;
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети, где r0 = 0,161 Ом/км, RТ = 1,4 Ом [1]
Тогда:
Ом;
Ом;
Ом;
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
МВт;
Потери мощности в максимальном режиме:
МВт;
Издержки:
тыс. руб;
Таким образом, приведенные затраты для узла 9 составляют:
216,3 тыс.руб;
Узел 4.
Капиталовложения в линии:
тыс.руб;
В данном узле установлены два трансформатора 2ТДН- 10000/110.
Капиталовложения в подстанцию:
тыс.руб;
тыс.руб;
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети, где r0 = 0,12 Ом/км, RТ = 4,38 Ом [1]
Тогда:
Ом;
Ом;
3,39 Ом;
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
МВт;
Потери мощности в максимальном режиме:
МВт;
Издержки:
тыс. руб;
Таким образом, приведенные затраты для узла 4 составляют:
230,27 тыс.руб;
При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.
Таким образом, все полученные величины можно свести в окончательную расчётную таблицу 9.
Таблица 9 – Расчет экономических показателей линии
| Линия | Вид | Длина, км | Ток, А | Сечение | R,Ом |  ,МВт
|  ,тыс.руб.
|
| 1-2 | сущест | 2АС-240 | 1,80 | 0,926 | - | ||
| 2-3 | проект | 2АС-70 | 4,28 | 0,07 | |||
| 4-5 | проект | АС- 185 | 4,51 | 1,148 | |||
| 5-9 | проект | АС-70 | 11,98 | 0,003 | |||
| 4-9 | проект | АС-185 | 6,45 | 0,82 | |||
| 1-4 | проект | 2АС-240 | 1,2 | 1,59 | |||
| ВСЕГО | 4,556 |
Список литературы
1. Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В. Электроэнергетические системы и сети. Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» для бакалавров направления 13.03.02 (140400) «Электроэнергетика и электротехника» профиля «Электроснабжения» всех форм обучения / Нурбосынов Д.Н., ТабачниковаТ.В.–Альметьевск-2014
2. Справочник по проектированию электрических сетей/ Под редакцией Д.Л. Файбисовича.-М.: Издательство НЦ ЭНАС 2006-320 с.ил.