Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

Отбор вариантов схемы сети по длине цепей и трасс линий

Возможные варианты схем предоставлены ниже.

Результаты вычислений длин линий и трасс введем в таблицу 1.

Вариант 1:

Вариант 2:

Вариант 3:

5 4

Вариант 4:

5 4

Вариант 5:

5 4

Вариант 6:

Вариант 7:

5 4

Вариант 8:

Так как по условию задания на проектирование во всех пунктах 1-5 имеются потребители I категории бесперебойности в электроснабжении, то во всех вариантах схем сети предусматриваем их надежное электроснабжение, т.е. радиальные варианты сети требуют - двухцепные линии; замкнутые варианты сети - одноцепные линии.

Варианты с одинаковой степенью надёжности приближенно сравниваем лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине линий в одноцепном измерении (длина двухцепной линии удваивается) и по длине трасс линий. При определении длин надо учитывать, что длина из-за не прямолинейности и неровностей рельефа местности на 5-15% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами. Составляем сводную таблицу суммарных длин цепей и трасс.

Таблица 1. Суммарные длины линий и трасс

Номер варианта
длина трассы, км
длина линии, км

На первом этапе намеченные варианты с одинаковой степенью надёж­ности приближенно сравниваются лишь по основным натуральным количест­венным показателям: по суммарной длине цепей и по длине трасс.

Следует подчеркнуть, что такое сравнение, как правило, не должно иск­лючать из дальнейшего рассмотрения все варианты какого-то одного принци­пиального типа, например, все варианты кольцевого или магистрального типа. Такие схемы сети обладают различными качествами и их сопоставление должно производиться по приведенным расчётным затратам.

Были отобраны на проверку следующие варианты: №1 и 6.

Проверка вариантов сети по допустимым потерям напряжения

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения в двух режимах работы сети – максимальном и послеаварийном.

При определении наибольших потерь напряжения в сети следует руководствоваться следующими положениями: суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в уз­лах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди послеаварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.

Допустимые потери DUдоп принимаются равными 13-15% от Uном сети в максимальном режиме и 17-20% – в послеаварийном.

Мощности в узлах сети:

= (33+j 14,28) МВА, S_н1= 35,96 МВА;

= (27+j 11,68) МВА, S_н2= 29,42 МВА;

= (40+j 17,31) МВА, S_н3= 43,58 МВА;

= (20+j 8,65) МВА, S_н4= 21,75 МВА;

= (10+j 4,33) МВА, S_н5= 10,9 МВА.

Проверка варианта 1:

Режим максимальных нагрузок

Распределение мощности:

Полные мощности, протекающие в линиях:

= ; S_2-3= 43,58 МВА;

= ; S_1-2= 72,88 МВА;

= ; S_5-4= 21,75 МВА;

= ; S_1-5= 32,69 МВА;

= ; S_р-1= 141,65 МВА.

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе U_ном=110 кВ на линиях 1-2, 2-3, 1-4, 4-5. На участке р-1 U_ном=220 кВ.

Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

,

где S _ij – полная мощность, протекающая в линии i-j;

U_ном – номинальное напряжение на участке i-j.

А;

А;

А;

А;

А.

Расчётное сечение провода воздушной линии определяется по закону экономической плотности тока j_эк:

где I_max - максимальный рабочий ток; А; n – число цепей в воздушной линии.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода F_станд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=4400 ч/год.

Следовательно, j_эк=0,9 А/мм² [2].

Условие потерь на корону при U_ном=110 кВ имеем F_min=70 мм².

Сечения проводов:

127 мм², выбираем провод АС-120;

мм², выбираем провод АС-185;

мм², выбираем провод АС-70;

мм², выбираем провод АС-95;

мм², выбираем провод АС-240.

Выбранные сечения проводов всех линий необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме:

Послеаварийный режим для двухцепной линии обусловлен отключением одной цепи из двух. В этом случае оставшаяся в работе цепь должна выдержать максимальный рабочий ток, то есть:

При отключении одной цепи в линии РЭС-1:

А I_доп= 610 А [2];

Выбранные провода удовлетворяют условиям проверки по допустимому току в послеаварийном режиме.

Потери напряжения в максимальном режиме

Для нахождения потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая DU_нб сравнивается с DU_доп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди послеаварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину. В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой послеаварийный режим обусловлен отключением одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.

Таблица 2. Погонные сопротивления

Марка провода	R0,Ом	X0,Ом
Провод АС-70	0,422	0,444
Провод АС-240	0,118	0,435
Провод АС-95	0,301	0,434
Провод АС-185	0,159	0,413
Провод АС-120	0,244	0,427

Линия РЭС-1:

l=43 км, провод АС-240;

R_Л= R₀ l = 0,118×43 = 2,537 Ом;

Х_Л= Х₀ l = 0,435×43 = 9,3525 Ом;

Р=130 МВт, Q= Мвар;

3,89 кВ;

1,05 МВт;

1,77 % < DU_доп=15 %.

Линия 1-2:

l=35 км, провод АС-185;

R_Л= R₀ l = 0,159×35=2,78 Ом;

Х_Л= Х₀ l = 0,413×35=7,2275 Ом;

Р= МВт, Q= Мвар;

3,58 кВ;

1,22 МВт;

3,25 %.

Линия 2-3:

l=35 км, провод АС-120;

R_Л= R₀ l = 0,244×35=4,27 Ом;

Х_Л= Х₀ l = 0,427×35=7,4725 Ом;

Р=40 МВт, Q= Мвар;

2,73 кВ;

0,67 МВт;

2,48 %;

DU_нб = DU_1-2% +DU_2-3%=(3,25+2,48)% = 5,73 < DU_доп=15 %.

Проходит по допустимым потерям напряжения.

Линия 1-5:

l=28 км, провод АС-95;

R_Л= R₀ l = 0,301×28=4,214 Ом;

Х_Л= Х₀ l = 0,434×28=6,076 Ом;

Р= МВт, Q= вар;

1,87 кВ;

0,37 МВт;

1,7 %.

Линия 5-4:

l=34 км, провод АС-70;

R_Л= R₀ l = 0,422×34=7,174 Ом;

Х_Л= Х₀ l = 0,444×34=7,548 Ом;

Р=20 МВт, Q= Мвар;

1,9 кВ;

0,28 МВт;

1,73 %;

DU_нб = DU_1-5% +DU_5-4%=(1,7+1,73)% = 3,43 < DU_доп=15 %.

Проходит по допустимым потерям напряжения.

Потеря напряжения в послеаварийном режиме

Послеаварийный режим характеризуется отключением одной из цепей двухцепной линии на участке с наибольшей потерей напряжения.

Линия РЭС-1:

l=43 км, провод АС-240;

R_Л= R₀ l = 0,118×43 = 5,74 Ом;

Х_Л= Х₀ l = 0,435×43 = 18,7 Ом;

Р=130 МВт, Q= Мвар;

7,78 кВ;

1,05 МВт;

3,54 % < DU_доп=20 %.

Проходит по допустимым потерям напряжения.

Таблица 3. Результаты расчетов для варианта 1

Линия	1-РЭС	5-4	2-3	1-2	1-5
Uном, кВ
I, А	317,75	114,16	228,74	382,5	171,58
Jэк, А/мм2	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
Fрасч, мм2	176,5	63,4			95,3
Fст, мм2
Марка провода	АС-240/32	АС-70/11	АС-120/19	АС-185/19	АС-95/19
Iдл.доп, А
L, км
R0, Ом/км	0,118	0,422	0,244	0,158	0,301
Х0, Ом/км	0,435	0,444	0,427	0,415	0,434
Rл, Ом	2,537	7,174	4,27	2,78	4,214
Хл, Ом	9,3525	7,548	7,47	7,228	6,076
Р, МВт
Q, Мвар	56,25	8,65	17,31	28,69	12,98
	3,89	1,9	2,73	3,58	1,87
	1,05	0,28	0,67	1,22	0,37
3,59 МВт

Проверка варианта 2

Режим максимальных нагрузок

Рассекаем сеть в точке 1:

Находим потки мощностей, текущих в линиях:

Полные мощности, протекающие в линиях:

=() МВА, S_1-2= 57,66 МВА;

=() МВА, S_2-3= 28,24 МВА;

=() МВА, S_3-4= 15,34 МВА;

=() МВА, S_4-5= 37,13 МВА;

=() МВА, S_5-1= 48,03 МВА;

= ; S_р-1= 141,65 МВА.

Принимаем, что номинальное напряжение в кольце U_ном=220кВ, в участе сети РЭС-1 U_ном=220кВ.

Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

371,7А;

151,32 А;

74,11 А;

97,44 А;

126 А.

Сечения проводов:

206,52 мм², выбираем провод АС-240;

168,13 мм², выбираем провод АС-240;

82,34 мм², выбираем провод АС-240;

44,73 мм², выбираем провод АС-240;

108,27 мм², выбираем провод АС-240;

140 мм², выбираем провод АС-240.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

Отключение линии 1-2:

Распределение мощности:

27+j11,68 МВА;

(27+j11,68)+(40+j17,31)=67+j28,99 МВА;

(67+j28,99)+(20+j8,65)=87+j37,64 МВА;

(87+j37,64)+(10+j4,33)=97+j41,97 МВА;

= .

Мощности, протекающие в линиях:

97+j41,97 МВА; S_1-5=105,69 МВА;

= 87+j37,64 МВА, S_4-5=94,79 МВА;

= 67+j28,99 МВА, S_3-4=71,86 МВА;

= 27+j11,68 МВА, S_2-3=29,42 МВА;

= ; S_р-1= 141,65 МВА.

Ток в линиях в послеаварийном режиме:

При отключении одной цепи в линии РЭС-1:

А I_доп= 610 А [2];

Выбранные провода удовлетворяют условиям проверки по допустимому току в послеаварийном режиме.

Потери напряжения в максимальном режиме

Линия РЭС-1:

l=43 км, провод АС-240;

R_Л= R₀ l = 0,118×43 = 2,537 Ом;

Х_Л= Х₀ l = 0,435×43 = 9,3525 Ом;

Р=130 МВт, Q= Мвар;

3,89 кВ;

1,05 МВт;

1,77 %.

Линия 1-5:

R_Л= R₀ l =0,118×28=3,304 Ом;

Х_Л= Х₀ l =0,435×28=12,18 Ом;

Р= МВт, Q= Мвар;

1,72 кВ;

0,16 МВт;

DU_{S 1-5%} 0,78 %.

Линия 5-4:

R_Л= R₀ l =0,118×34=4,012 Ом;

Х_Л= Х₀ l =0,435×34=14,79 Ом;

Р= МВт, Q= Мвар;

1,61 кВ;

0,114 МВт;

DU_{S 5-4%} 0,73 %.

Линия 4-3:

R_Л= R₀ l =0,118×26=3,068 Ом;

Х_Л= Х₀ l =0,435×26=11,31 Ом;

Р= МВт, Q= Мвар;

0,51 кВ;

0,015 МВт;

DU_{S 5-4%} 0,23 %;

DU_нб = DU_РЭС-1% + DU_1-5% + DU_5-4% + DU_4-3% = (1,77 + 0,78 + 0,23 + 0,73)% =

= 3,51 < DU_доп=15 %.

Проходит по допустимым потерям напряжения.

Потеря напряжения в послеаварийном режиме

Отключение линии 1-2.

Мощности, протекающие в линиях:

97+j41,97 МВА; S_1-5=105,69 МВА;

= 87+j37,64 МВА, S_4-5=94,79 МВА;

= 67+j28,99 МВА, S_3-4=71,86 МВА;

= 27+j11,68 МВА, S_2-3=29,42 МВА;

= ; S_р-1= 141,65 МВА.

Линия РЭС-1:

R_Л= 2,537 Ом;

Х_Л = 9,3525 Ом;

Р=130 МВт, Q= Мвар;

3,89 кВ.

Линия 1-5:

R_Л=3,304 Ом; Х_Л=12,18 Ом;

Р= 97 МВт, Q= 41,97 Мвар;

3,78 кВ.

Линия 5-4:

R_Л=4,012 Ом; Х_Л=14,79 Ом;

Р= 87 МВт, Q= 37,64 Мвар;

4,12 кВ.

Линия 4-3:

R_Л=3,068 Ом; Х_Л=11,31 Ом;

Р= 67 МВт, Q= j28,99 Мвар;

2,42 кВ;

Линия 3-2:

R_Л= R₀ l =0,118×35=4,13 Ом;

Х_Л= Х₀ l =0,435×35=15,225 Ом;

Р= 27 МВт, Q= 11,68 Мвар;

1,32 кВ;

DU_{S РЭС-1-5-4-3-2} = 3,89 +3,78 +4,12 +2,42 +1,32 =15,53 кВ;

DU_{S РЭС-1-5-4-3-2 %} 7 %;

DU_нб =DU_{S РЭС-1-5-4-3-2 %}=7 % < DU_доп=20 %.

Проходит по допустимой потере напряжения.

Таблица 4. Результаты расчетов для варианта 2

Линия	РЭС -1	1-2	1-5	5-4	4-3	2-3
Uном, кВ
I, А	372,7	151,32		97,44	40,26	74,11
Jэк, А/мм2	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
Fрасч, мм2	206,52	168,13		108,27	44,73	82,34
Fст, мм2
Марка провода	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32
Iдл.доп, А
l, км
R0, Ом/км	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118
Х0, Ом/км	0,435	0,435	0,435	0,435	0,435	0,435
Rл, Ом	2,537	4,13	3,304	4,012	3,068	4,13
Хл, Ом	9,3525	15,225	12,18	14,79	11,31	15,225
Р, МВт		52,92	44,08	34,08	14,08	25,92
Q, Мвар	56,25	22,9	19,07	14,74	6,09	11,22
	3,89		1,72	1,61	0,51
	1,05	0,28	0,16	0,114	0,015	0,068

1,69 МВт.

Экономическое сравнение вариантов по приведенным затратам

На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам, Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:

,

где S_mах - максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.

Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 1

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме [4]

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях [6].

ТИП	Uном, кВ	∆ P, кВт	Цена
ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб.
АТДЦТН-200000/220/110			10,5		430/500	68384,075
ТРДН-25000/110			10,5			17310,45
ТДН-16000/110			10,5			13411,7
ТРДН-40000/110			10,5			22768,7
ТДН-10000/110						11540,3

А – автотрансформатор,Т – трансформатор напряжения трехфазный, Р – расщепленная обмотка низшего напряжения, Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, Н – регулировка напряжения под нагрузкой.

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб;

п/ст 2: тыс. руб;

п/ст 3: тыс. руб;

п/ст 4: тыс. руб;

п/ст 5: тыс. руб;

тыс. руб.

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на всех линиях.:

К_л. = К_л.уд ∙ l_{л .}, тыс. руб.

Линия РЭС-1: U_ном =220 кВ, l =43 км, АС-240; двухцепные стальные опоры не учитываем,т. к. одинаковы в обоих случаях

К_РЭС-1 =88∙77,975∙43=295057,4 тыс. руб.

Линия 1-2: U_ном=110 кВ, l =35 км, АС-185; двухцепные стальные опоры

К_1-2 =72∙77,975∙35=196497 тыс. руб.

Линия 2-3: U_ном =110 кВ, l =35 км, АС-120; двухцепные стальные опоры

К_2-3 =64∙77,975∙35=174664 тыс. руб.

Линия 5-4: U_ном =110 кВ, l =34 км, АС-70; двухцепные стальные опоры

К_2-3 =64∙77,975∙34=169673,6 тыс. руб.

Линия 1-5: U_ном =110 кВ, l =28 км, АС-70; двухцепные стальные опоры

К_2-5 =64∙77,975∙28=139731,2 тыс. руб.

тыс. руб.

4) Определяем стоимость ячеек выключателей [6].

Стоимость выключателей:

Тогда тыс. руб.

5) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта 1.

тыс. руб.

6) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по таблице 6.2 справочника где % издержек для ВЛ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание оборудования, для U = 110 кВ - 9,4%; U = 220 кВ - 8,4%. Следовательно:

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 1:

тыс. руб.

7) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

;

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 1,

где - суммарные потери в линии; суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:

3,59 МВт = 3590 кВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 1:

;

.

Находим потери в стали на п/ст:

п/ст 1: кВт;

п/ст 2:; кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

Суммарные потери в стали составят:

кВт.

.

Находим потери в меди на п/ст:

п/ст 1:

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт;

398,94 кВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

8) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1:

тыс. руб.

9) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1:

тыс. руб.

10) Определяем полные приведённые затраты варианта 1.

359402,27 тыс. руб.

Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях [6].

Таблица 8. Данные по трансформатору

ТИП	Uном, кВ	Потери, кВт	Цена
ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб
		-

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

тыс.руб

3) Так как все линии одноцепные с проводами одного сечения и U_ном = 220 кВ, кроме линии сети РЭС-1, то для них выбираем стальные опоры для одноцепных линий. На участке сети 2-3 двухцепная линия с U_ном = 220 кВ, поэтому выбираем стальные опоры для двухцепной линии (не учитываем,т. к. одинаковы в обоих случаях). Район по гололеду равен I. Стоимость 1 км. ВЛ с приведенными выше данными:

К_л.уд. = 4210,65 тыс. руб.;

тыс. руб.

4) Определяем стоимость ячеек выключателей.

тыс. руб.

5) Определяем общие капитальные затраты эл. схемы варианта 1.

тыс. руб.

6) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по таблице 6.2 справочника где % издержек для ВЛ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс.руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание оборудования, для U = 110 кВ - 9,4%; U = 220 кВ - 8,4%. Следовательно:

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 2:

тыс. руб.

7) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 2,

где - суммарные потери в линии; суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 2 варианта:

1,69 МВт = 1690 кВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2:

;

.

Находим потери в стали на п/ст:

п/ст 1, 2, 3, 4, 5: кВт;

Суммарные потери в стали составят:

кВт.

.

Находим потери в меди на п/ст:

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт;

247,02 кВт.

8) Годовые потери электроэнергии в сети:

Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 2:

тыс. руб.

9) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2:

тыс. руб.

10) Определяем полные приведённые затраты варианта 2:

тыс. руб.

Сравниваем варианты:

.

Выбираем вариант №.1, так как он является самым выгодным, по сравнению с другими вариантами и отличается более чем на 5% от ближайшего по затратам второго варианта.