Аннотация

Разработаны варианты развития сети. Спроектированы линии электропередачи 110 кВ и подстанция. Произведён выбор основного оборудования и токоведущих частей.

Произведён механический расчёт проводов.

Рассчитаны токи короткого замыкания на спроектированной подстанции.

Произведён анализ безопасности и экологичности проекта. Рассчитана молниезащита воздушных линий электропередачи.

Проведено технико-экономическое обоснование проекта.

Содержание

Введение

1. Исходные данные на проектирование электрической сети

2. Разработка схем электрической сети района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

4. Выбор номинальных напряжений линий

5. Выбор сечения и марок проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

6. Определение потерь мощности в линиях

7. Выбор трансформаторов

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

10. Выбор схем подстанций

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

12. Электрический расчет максимального режима

13. Электрический расчет минимального режима

14. Электрический расчет послеаварийного режима

15. Механический расчет проводов

16. Проектирование электрической части подстанции

16.1 Составление структурной схемы подстанции

16.2 Расчёт количества линий

16.3 Выбор схем распределительных устройств

16.4 Схема собственных нужд подстанции

16.5 Расчёт токов короткого замыкания

16.6 Выбор выключателей и разъединителей

16.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

16.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

16.9 Выбор токоведущих частей

16.10 Выбор конструкции распределительных устройств

17. Безопасность и экологичность проекта

17.1 Повышенный уровень электромагнитных излучений

17.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

17.3 Расчет молниезащиты воздушной линии электропередач 110 кВ

17.4 Оценка экологичности проекта

18. Организационно – экономическая часть

18.1 Маркетинговые исследования

18.2 Анализ технического уровня проекта и его конкурентоспособности

18.3 Требования стандартов ИСО 9000 системы менеджмента качества при проектировании сети 110 кВ и ее эксплуатации

18.4 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ

18.5 Затраты на создание сети 110 кВ

18.6 Технико-экономическое сравнение вариантов

18.7 Расчет денежных потоков

18.8 Анализ результатов

Заключение

Список литературы

Введение

Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.

Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.

Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.

Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Практически важно, чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования. Снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качестве электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений. Наконец, электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Для получения более рациональных решений и для обеспечения наиболее экономичной работы сети требуется проведение соответствующих расчетов. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей.

Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете требования обоснованной надежности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности. Однако они имеют и самостоятельное значение, так как основаны на типовых решениях и являются важными показателями для всей системы электроснабжения.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1. Исходные данные для проектирования

В данном дипломном проекте требуется спроектировать электрическую сеть для электроснабжения потребителей подстанций. Основные исходные данные приведены в таблице 1.1.

Питание электрической сети осуществляется от одного источника неограниченной мощности А. Коэффициент мощности потребителей всех подстанций принимался равным 0,9.

В режиме минимальных нагрузок величина нагрузки составляет 30% от максимальной.

Вторичное напряжение подстанций потребителей равно 10 кВ.

Потребители электроэнергии всех подстанций имеют 67% нагрузки 1-й и 2-й категории и 33% – 3-й категории.

Электрическая сеть проектируется для II района по гололеду и III района – по ветру.

Таблица 1.1- Основные исходные данные для курсового проектирования

Рисунок 1.1 – План проектируемого района

Таблица 1.2- Расстояния между узлами

2. Разработка схем электрической сети района

Из конечного множества вариантов схем соединения источников питания с потребителями электрической энергии выбраны пять, характеризующиеся одинаковой надежностью, но различной протяженностью (рисунок 2.1). В соответствии с [16] потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на период автоматического включения резервного питания. В большинстве случаев двухцепная линия не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории, так как при повреждении опор при гололеде возможен полный перерыв питания. Для таких потребителей необходимо предусматривать не менее двух отдельных линий. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривают питание по двум отдельным линиям либо по двух цепной линии. Однако, учитывая непродолжительность времени аварийного ремонта воздушных линий, электроснабжение нагрузок II категории допускается производить по одной воздушной линии. Для потребителей III категории достаточно питания по одной линии.

Вариант1 Вариант2

Вариант3 Вариант4

Вариант5

Рисунок 2.1 - Варианты схем проектируемого района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

«Разрежем» схему первого варианта по источникам питания. Получим две независимых схемы (рисунок 3.1). Обе схемы представляет собой линии с двухсторонним питанием. Найдём потоки активной мощности в них:

Рисунок 3.1 – Распределение мощностей для варианта 1

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

Рисунок 3.2 – Распределение мощностей для варианта 2

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

Рисунок 3.3 – Распределение мощностей для варианта 3

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

Рисунок 3.4 – Распределение мощностей для варианта 4

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

Рисунок 3.5 – Распределение мощностей для варианта 5

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

4. Выбор номинальных напряжений

Номинальное напряжение определяют по формуле:

, (4.1)

где l – длина линии;

Р – мощность, передаваемая по линии.

Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты сводим в таблицу.

Таблица 4.1 – Номинальные напряжения для варианта 1

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.2 – Номинальные напряжения для варианта 2

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.3 – Номинальные напряжения для варианта 3

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.4 – Номинальные напряжения для варианта 4

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.5 – Номинальные напряжения для варианта 5

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

5. Выбор сечения и марки проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

Токи в линиях определяют по формуле:

, (5.1)

где U_н – номинальное напряжение линии.

А;

А;

Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты целесообразно свести в таблицу.

Таблица 5.1 – Токи линий

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Расчетные сечения проводов определяют по формуле:

, (5.2)

где – экономическая плотность тока.

мм² .

Таблица 5.2 – Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи. Проверку производят при протекании максимального тока по линии по условию:

I_ав < I_доп . (5.3)

Таблица 5.3 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

Таблица 5.4 – Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.5 – Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.6 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

Таблица 5.7 – Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.8 – Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.9 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

Таблица 5.10 – Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.11 – Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.12 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

Таблица 5.13 – Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.14 – Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.15 – Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

6. Определение потерь мощности в линиях

Воздушные линии электропередачи 110 кВ и выше длинной до 300 – 400км обычно представляются П – образными схемами замещения с сосредоточенными параметрами (рисунок 2.1): – активное сопротивление учитывает потери активной мощности на нагрев провода, – индуктивное сопротивление определяет магнитное поле, возникающее вокруг и внутри провода, – активная проводимость учитывает затраты активной мощности на ионизацию воздуха (потери мощности на корону) и токи утечки через изоляторы, которыми для ВЛ можно пренебречь, – ёмкостная проводимость обусловлена ёмкостями между проводами разных фаз и ёмкостью провод–земля.

Рисунок 6.1—Схема замещения линии 110 кВ

Активное сопротивление определяют по формуле:

, (6.1)

где —удельное сопротивление линии при 20°С, Ом/км;

l—длина линии, км.

При выполнении расчётов установившихся режимов сети отличие эксплуатационной температуры от 20⁰ С не учитывается, согласно ГОСТ 839-80.

Реактивное сопротивление определяют по формуле:

, (6.2)

где – удельное сопротивление линии, Ом/км;

l – длина линии, км.

Реактивную проводимость определяют по формуле:

, (6.3)

где – удельная ёмкостная проводимость, См/км.

Рисунок 6.2—Упрощённая схема замещения линии 110 кВ

При выполнении проектных расчётов установившихся нормальных режимов сетей с напряжениями до 110 кВ допустимо использовать упрощенные схемы замещения (рисунок 2.2), в которых удельные ёмкостные проводимости заменяют удельными зарядными мощностями соответствующих линий.

, (6.4)

Таблица 6.1 – Марка и характеристики проводов

Определяем параметры линии А-3:

Ом;

Ом;

См.

Определяем потери активной и реактивной мощности в линии А-3:

МВт;

МВАр.

Аналогично находятся потери мощности в других линиях.

Таблица 6.2 – Параметры линий и потери мощности для варианта 1

Таблица 6.3 – Параметры линий и потери мощности для варианта 2

Таблица 6.4 – Параметры линий и потери мощности для варианта 3

Таблица 6.5 – Параметры линий и потери мощности для варианта 4

Таблица 6.6 – Параметры линий и потери мощности для варианта 5

7. Выбор трансформаторов

Мощность трансформатора в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. Следует отметить, что повреждения трансформаторов на понижающих подстанциях, сопровождающиеся их отключением, довольно редки, однако с их возможностью следует считаться, особенно если к подстанции подключены потребители I и II категорий, не терпящие перерывов в электроснабжении. Поэтому, если подстанция питает потребителей укачанных категорий, на ней должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформа торов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых, будет рассчитана на 70% максимальной нагрузки подстанции.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор, следует учитывать его перегрузочную способность. В противном случае можно без достаточных оснований завысить установленною мощность трансформаторов и тем самым увеличить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток). Такая перегрузка может быть допущена при условии, что система обладает передвижным резервом трансформаторов. Следует учитывать, что при аварии на одном из параллельно работающих трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Практически это осуществимо в том случае если потребители III категории питаются по отдельным линиям.

Если вся нагрузка состоит из потребителей только III категории, на подстанции может быть установлен один трансформатор, рассчитанный на всю подключенную на момент максимума мощность. Некоторые потребители II категории, терпящие перерывы в электроснабжении, также могут питаться от однотрансформаторных подстанций, особенно при наличии в системе передвижного резерва трансформаторов. Трансформатор является надежным элементом электрической системы, выходящим из строя в результате аварии не чаше одного раза в 15 лет.

Таблица 7.1 – Типы выбранных трансформаторов

Таблица 7.2 – Характеристики выбранных трансформаторов

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

Переменные потери определяют по формуле:

, (8.1)

где – мощность трансформатора, МВ∙А;

– нагрузка подстанции, МВ∙А.

кВт;

МВАр;

Определяем постоянные потери:

кВт;

кВАр.

Таблица 8.1 – Потери мощности в трансформаторах

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

Выполним расчет баланса активных и реактивных мощностей в системе для варианта 1.

Уравнение баланса активной мощности:

, (9.1)

где ΣР_г – суммарная мощность источников, МВт;

ΣР_н – суммарная мощность нагрузки;

ΣР_л , ΣР_т – суммарные потери мощности в линиях, трансформаторах;

Р_с.н – расход на собственные нужды.

МВт.

Уравнение баланса реактивной мощности

, (9.2)

где - зарядная мощность линий, МВАр.

, (9.3)

В нашем случае приходная часть баланса

МВАр.

Определим зарядные мощности линий

МВАр.

Таблица 9.1 – Зарядные мощности линий для варианта 1

Нагрузка сети:

МВАр.

Подсчитываем расходную часть баланса:

75,02∙0,95+9,85-7,02+14,75+1,44=90,29 МВАр.

Убеждаемся, что в проектируемой сети вырабатывается реактивной мощности больше, чем потребляется (96,88 МВАр > 90,29 МВАр), поэтому нет необходимости в установке компенсирующих устройств.

Для остальных вариантов расчет аналогичен.

Таблица 9.2 – Баланс активных реактивных мощностей

Учитывая полученные данные, делаем вывод, что установка компенсирующих устройств не требуется ни в одном варианте.

10. Выбор схем подстанций

В соответствии с рекомендациями [2] выбираем для транзитных подстанций схему с одной секционированной системой шин и с обходной системой шин. Для тупиковых подстанций выбираем схему мостик с выключателем в перемычке и цепях линий.

Таблица 10.1 – Схемы подстанций для варианта 1

Таблица 10.2 – Схемы подстанций для варианта 2

Таблица 10.3 – Схемы подстанций для варианта 3

Таблица 10.4 – Схемы подстанций для варианта 4

Таблица 10.5 – Схемы подстанций для варианта 5

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

11.1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической сети варианта 1

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисляемых по формуле

, (11.1)

где - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, ;

– единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть, тыс.руб.;

– ежегодные эксплуатационные расходы (издержки), тыс.руб.;

У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Капитальные вложения в линии определяют по формуле

, (11.2)

где - стоимость одного километра линии, тыс.руб./км.;

- длина линии, км.

Тогда:

Таблица 11.1 – Капитальные вложения в линии

По [15] принимаем удельную стоимость потерь энергии:

β = 1,75 ∙ 10^-2 руб/кВт∙ч.

Число часов максимальных потерь в году определяют по формуле:

, (11.3)

где Т_max – число часов использования максимума нагрузок, ч.

ч.

Издержки на потери в линии определяют по формуле:

, (11.4)

где – суммарные переменные потери мощности в сети, МВт;

–суммарные потери холостого хода трансформатора, МВт.

т.р.

Ущерб при аварийном отключении определяют по формуле:

, (11.5)

где α – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [15], α = 6 ∙ 10³ т.р.;

ε – степень ограничения потребителя (ε = 1 при полном отключении потребителя, ε < 1 – при частичном);

Т_в – среднее время восстановления элемента [15], Т_в = 1,1 ;

– параметр потока отказов элемента [15], = 1∙10^-3 .

т.р.

Капиталовложения в РУ-110 кВ определяют как произведение количества высоковольтных выключателей на их стоимость:

т.р.

Приведенные затраты для первого варианта:

т.р.

Таблица 11.2 – Экономические показатели для варианта 1

Расчет для оставшихся вариантов аналогичен, поэтому целесообразно свести полученные данные в таблицу.

Таблица 11.3 – Экономические показатели всех вариантов

Затраты варианта 1 превосходят затраты варианта 4 на 5%, поэтому их можно считать равноценными. Для дальнейшего рассмотрения выбираем 1 вариант, так как кольцевая схема является более надежной.

12. Электрический расчет максимального режима

Рисунок 12.1 – Схема замещения сети

Определяем расчётную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения по формуле:

, (12.1)

где – зарядная мощность линии, определяемая по формуле:

. (12.2)

Определим расчетную нагрузку на подстанции 1.

МВАр;

Таблица 12.1 – Информация по узлам сети

Таблица 12.2 – Информация по ветвям сети

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:

МВ∙А;

МВ∙А;

МВ∙А;

МВ∙А;

МВ∙А;

Находим действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях. Расчет начинаем с точки раздела мощностей.

Рисунок 12.2 – Точки раздела мощностей

Определим потери в линиях:

Обозначим - мощность в конце линии .

Потери мощности в линии :

Мощность в начале линии :

.

Так как расчет мощности на остальных участках аналогичен, то результаты сводим в таблицу 14.6.

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источников питания в режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121 кВ.

Определяем потерю напряжения в линии А-3:

.

Напряжение на шинах высокого напряжения подстанции 3:

.

Так как дальнейший расчет аналогичен, полученные данные сводим в таблицу 14.6.

Определяем потери напряжения в трансформаторах:

.

Таблица 12.3 – Потери мощности в трансформаторах

Определяем напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций, приведенное к ступени высшего напряжения:

.

Таблица 12.4 – Напряжения на шинах НН подстанций

Переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования .

В соответствии с [16] задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Расчетные ответвления определяют по формуле:

, (12.3)

где U_ПР – приведенное к высокой стороне напряжение на шинах низшего напряжения подстанций, кВ;

U_Н – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

U₀ – напряжение выбранного регулировочного ответвления, кВ.

.

Таблица 12.5 – Расчетные ответвления