Определим потери напряжения в сети при нормальном и аварийном режиме работы для оставшегося варианта. Но так как сечение проводов еще не выбраны, то эту операцию выполним приближенно, базируясь на среднем значении погонных, активных и реактивных сопротивлениях Л 
ЭП из П1 и П2 [3]:
110 кВ: r0=0,15 Ом/км; 220 кВ: r0=0,10 Ом/км;
x0=0,42 Ом/км; x0=0,43 Ом/км;
Для определения падений напряжений на участках сети используем формулу 7 – 29 [3]:
, кВ
где RЛ и XЛ – соответственно активное и реактивное сопротивление рассматриваемой сети;
P и Q – активная и реактивная мощность, передаваемая по сети.
Активные и реактивные сопротивления участка сети определяются по погонным параметрам сети. Для участка сети ИП–б варианта 5.2 и для номинального напряжения сети 220 кВ:
где lИП-б – длина участка сети из таблицы 2, км.
Для участка сети б–а варианта 5.2 и для номинального напряжения сети 110 кВ:
Аналогично рассчитываются сопротивления для других участков.
Рассчитаем падение напряжения при нормальном режиме работы для участка сети ИП–б оставшегося варианта электрификации:
Аналогичным образом рассчитываем величину падения напряжения для всех остальных участков и вариантов электрической сети, результаты заносим в таблицу 13. Параллельно проводим расчет падений напряжений для minрежима работы сети. Результаты заносим в таблицу 13.1.
Аварийным режимом работы сети считается режим, при котором в работе осталась только одна цепь, т. е. одна линия несет всю нагрузку.
Падение напряжения при аварийном режиме работы для участка сети ИП–б:
Аналогичным образом определяем падения напряжения в аварийном режиме для всех участков. Результаты заносим в таблицу 13. Параллельно проводим расчет падений напряжений для minрежима работысети. Результаты заносим в таблицу 13.1.
 |
| Вариант | Участок сети | Номинальное напряжение UH, кВ | Активное сопротивление R, Ом | Реактивное сопротивление X, Ом | Активная мощность P, МВт | Реактивная мощность Q, Мвар | Падение напряжения в нормальном режиме UHP, кВ | Падение напряжения UHP, % | Падение напряжения в аварийном режиме UAP, кВ | Падение напряжения UAP, % |
| 5.2 | ИП - б | 6,7 | 28,8 | 192,5 | 80,5 | 16,4 | 7,5 | 32,8 | ||
| б - а | 7,5 | 12,5 | 1,8 | 3,6 | ||||||
| б - в | 6,3 | 17,6 | 10,9 | 21,8 | ||||||
| в - г | 5,3 | 14,7 | 27,5 | 6,8 | 6,2 | 13,6 | 12,4 | |||
| г - д | 6,75 | 18,9 | 6,5 | 5,9 | 11,8 |
Таблица 13 – Падение напряжения на участках сети в максимальном режиме
| Вариант | Участок сети | Номинальное напряжение UH, кВ | Активное сопротивление R, Ом | Реактивное сопротивление X, Ом | Активная мощность P, МВт | Реактивная мощность Q, Мвар | Падение напряжения в нормальном режиме UHP, кВ | Падение напряжения UHP, % | Падение напряжения в аварийном режиме UAP, кВ | Падение напряжения UAP, % |
| 5.2 | ИП - б | 6,7 | 28,8 | 123,5 | 63,5 | 12,1 | 5,5 | 24,2 | ||
| б - а | 7,5 | 3,5 | 1,1 | 2,2 | ||||||
| б - в | 6,3 | 17,6 | 62,5 | 8,9 | 8,1 | 17,8 | 16,2 | |||
| в - г | 5,3 | 14,7 | 42,5 | 4,6 | 9,2 | |||||
| г - д | 6,75 | 18,9 | 33,5 | 16,5 | 4,9 | 4,5 | 9,8 |
Таблица 13.1 – Падение напряжения на участках сети в минимальном режиме
В предварительных расчетах считаем, что на понижающих подстанциях получателя будут удовлетворительные уровни напряжения, если при максимальной нагрузке в нормальных режимах сети одного напряжения потери не превысят 15%, а в аварийных 30% номинального [3]. Большая величина потери напряжения является показателем экономической нецелесообразности намеченной схемы или выбранного номинального напряжения.
Определим сечения проводов ЛЭП. Для сетей и ЛЭП напряжением до 220 кВ включительно, оно выбирается по экономической плотности тока по Т.7.5[3] для алюминиевых неизолированных п 
роводов (см. таблицу 14).
Таблица 14 – Экономическая плотность тока для алюминиевых неизолированных проводов
| Продолжительность использования максимума нагрузки, ч/год | ||
| 1000-3000 | 3001-5000 | 5001-8760 |
| 1,3 А/мм2 | 1,1 А/мм2 | 1,0 А/мм2 |
Экономическое сечение провода при этом определяется по формуле 7-24 [3]:
, мм2
где Iмах – максимальный рабочий ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке, при Uн;
iэк – экономическая плотность тока, А/мм2.
Исходя из полученного экономического сечения провода, выбираем провод по приложению 1 [6, с.397]. Таким образом определяем экономическое сечение проводов для всех линий, учитывая протекания мощностей по линиям. Полученные данные сводим в таблицу 16, учитывая, что по условию образования короны, сечения проводов должно быть не менее, согласно [17-3] [3]:
для ЛЭП – 110 кВ – АС – 70;
для ЛЭП – 220 кВ – АС – 240.
Таблица 15 – Погонные сопротивления проводов линий
| Сопротивление | Марка провода | |||||
| АС-70 | АС-95 | АС-150 | АС-185 | АС-240 | АС-300 | |
 , Ом/км
| 0,422 | 0,301 | 0,204 | 0,17 | 0,118 | 0,107 |
 , Ом/км
| 0,444 | 0,434 | 0,42 | 0,415 | 0,405 | 0,42 |
| Стоимость 1 км одной цепи линии, тыс. руб. (для двухцепных опор) | 10,9 | 11,0 | 11,7 | 13,3 | 14,3 | 15,8 |
В качестве примера выберем провод для участка линии ИП–б варианта 5.2:
Определим сначала экономическую плотность по таблице 14, используя для всех линий свою продолжительность максимальной нагрузки (см. табл. 1):
Определяем полную мощность, протекающую по участку ИП–б, используя схему варианта и таблицу 1:
Определяем максимальный рабочий ток:
Определяем аварийный ток:
Тогда экономическое сечение провода будет:
Выбираем из таблицы 15 провод, удовлетворяющий экономическому сечению провода и максимально допустимому току. Берем провод 2×АС–300.
Аналогичный расчет проводим для каждого участка сети. Результаты заносим в таблицу 16.
Выбранное сечение проводов округляем до ближайшего стандартного и проверяем по условию нагрева в аварийных режимах работы. Для двухцепной линии этот случай соответствует отключению одной линии и протеканию двойного номинального тока по оставшимся в работе ЛЭП, а в замкнутой сети по линиям отключаемым поочередно. По выбранному сечению и марки проводов, 
определяем длительно допустимый ток нагрузки по п.1.1.[3] так, чтобы выбранное сечение проводов всех линий удовлетворяло условию длительно допустимой токовой нагрузки.
В таблицу 16 также заносим активное и реактивное сопротивления линий, из п.14 п. 2.1 [3], определяемые как погонное сопротивление (см. табл. 15), умноженное на длину участка.
Таблица 16 – Расчётные данные по проводам в максимальном режиме
| Вариант | Участок сети | Номинальное напряжение, кВ | Количество линий | Max рабочий ток на одну цепь, А | Экономическая плотность тока, А/мм2 | Расчетно-экономическое сечение, мм2 | Принятый стандартный провод | Аварийный ток, А | Допустимый ток нагрузки, А | Длина линии, км | Активное сопротивление линии, Ом | Реактивное сопротивление линии, Ом |
| 5.2 | ИП - б | 1,0 | 2×АС-300 | 2×690 | 12,8 | 50,4 | ||||||
| б - а | 1,0 | АС-95 | 15,1 | 21,7 | ||||||||
| б - в | 1,1 | 2×АС-300 | 2×690 | 35,3 | ||||||||
| в - г | 1,1 | 2×АС-185 | 2×510 | |||||||||
| г - д | 1,0 | АС-300 | 4,8 | 18,9 |
Схема замещения электрической сети составляется путём объединения схем замещения отдельных элементов в соответствии с последовательностью их соединения в рассчитываемой сети. Линии представляются в виде П-образн 
ых, а трансформаторы в виде Г-образных схем замещения.
Изобразим схему сети с распределённой нагрузкой потребителей по отдельным участкам сети при нормальном режиме с максимальными нагрузками потребителей. Учитывая, что на некоторых участках потребители питаются по 2-м линиям, с одинаковыми параметрами, расчёт проведём по одной линии. Вторая линия будет иметь те же параметры, что и первая.
Выпишем максимальные значения нагрузок по отдельным участкам сети (подстанциям) рассматриваемого варианта и нанесем их на схему замещения, изображенную в приложении Е:
Реактивную мощность, генерируемую половиной линии, определяем по формуле 3-8 [3]:
где ВС – емкостная проводимость воздушной линии из [4, П-14]; для проводов марок АС-95, АС-185 и АС-300 равна соответственно 2,65; 2,74 и 2,76, См/км ·10-6;
UH – номинальное напряжение, кВ;
l – длина линии, км.
Определяем реактивную мощность, генерируемую половиной линии по приведенной выше формуле для участка сети ИП–б:
Аналогичным образом определяем реактивную мощность, генерируемую половиной линии для оставшихся цепей:
Полученные реактивные мощности записываем в приложение Е.
Потери мощности в трансформаторах определяем по формуле:
, МВ·А
где DРХ.Х. и DРК.З. – соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора из таблицы 4;
IХ.Х. – ток холостого хода трансформатора из таблицы 4;
UК.З. – напряжение короткого замыкания трансформатора из таблицы 4;
b - коэффициент загрузки трансформатора при нормальном режиме работы из таблицы 3.
Определим потери для пары трансформаторов установленных на подстанции А:
Аналогичным образом рассчитываем потери для остальных подстанций. Результаты записываем в таблицу 17.
Теперь определяем мощности нагрузок подстанций с учетом потерь в трансформаторах, приведенных к стороне высокого напряжения по следующей формуле:
Для подстанции А:
Аналогичным образом определяем для остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 17. Параллельно проводим расчет для min и аварийного режимов. Данные записываем в таблицы 17.1 и 17.2. 
Таблица 17 – Мощность нагрузки подстанции с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах в максимальном режиме
| Вариант | Подстанция | Исходная мощность подстанции, МВ·А | Потери мощности в трансформаторе, МВ·А | Мощность подстанции с учетом потерь, МВ·А |
| 5.2 | Б | 85+j33,5 | 0,13+j27,85 | 85,13+j61,35 |
| А | 12,5+j6 | 0,07+j1,01 | 12,57+j7,01 | |
| В | 30+j13,5 | 0,13+j2,17 | 30,13+j15,77 | |
| Г | 15+j7,5 | 0,08+j1,33 | 15,08+j8,83 | |
| Д | 50+j20 | 0,21+j4,32 | 50,21+j24,32 |
Таблица 17.1 – Мощность нагрузки подстанции с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах в минимальном режиме
| Вариант | Подстанция | Исходная мощность подстанции, МВ·А | Потери мощности в трансформаторе, МВ·А | Мощность подстанции с учетом потерь, МВ·А |
| 5.2 | Б | 55+j27 | 0,08+j20,09 | 55,08+j47,09 |
| А | 6+j3,5 | 0,04+j0,39 | 6,04+j3,89 | |
| В | 20+j11 | 0,09+j1,28 | 20,09+j12,28 | |
| Г | 9+j5,5 | 0,05+j0,65 | 9,05+j6,15 | |
| Д | 33,5+j16,5 | 0,14+j2,22 | 33,64+j18,72 |
Таблица 17.2 – Мощность нагрузки подстанции с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах в аварийном режиме
| Вариант | Подстанция | Исходная мощность подстанции, МВ·А | Потери мощности в трансформаторе, МВ·А | Мощность подстанции с учетом потерь, МВ·А |
| 5.2 | Б | 170+j67 | 0,26+j55,7 | 170,26+j122,7 |
| А | 25+j12 | 0,14+j2,02 | 25,14+j14,02 | |
| В | 60+j27 | 0,26+j4,34 | 60,26+j31,34 | |
| Г | 30+j15 | 0,16+j2,66 | 30,16+j17,66 | |
| Д | 100+j40 | 0,42+j8,64 | 100,42+j48,64 |
Теперь определяем мощности в конце и начале линий сети по формулам 5-3 [3]:
,
где S’ – мощность нагрузок подстанции расположенной на конце линии (расчет необходимо начинать с самой последней подстанции в линиях сети, последовательно приближаясь к ИП), МВ∙А.
Потери мощности в продольном сопротивлении линии:
,
где P и Q – соответственно активная и реактивная мощности в конце линии, то есть из выше приведенной формулы;
R и X – соответственно активное и реактивное сопротивление линии из таблицы 16.
Далее определяем мощность в начале линии с учетом реактивной мощности генерируемой второй половиной линии:
.
для линии г–д:
для линии б–а:
для линии б–в:
для линии в–г:
для линии ИП-б:
Результаты заносим в таблицу 18. Параллельно расчет ведем для minи аварийного режимов. Полученные данные заносим в таблицы 18.1 и 18.2, а также в приложения Ж и З.
| Вариант | Участок сети | Напряжение в начале линии, UH, кВ | Продол. составл. падения напряж. в линии, кВ | Напряжение в конце линии, кВ | Мощность в начале линии, МВ∙А | Потери мощности в линии, МВ∙А | Мощность в конце линии, МВ∙А |
| 5.2 | ИП - б | 16,4 | 203,6 | 206,55+j151,11 | 13,43+j52,88 | 193,12+j107,18 | |
| б - а | 12,83+j5,78 | 0,26+j0,37 | 12,57+j6,21 | ||||
| б - в | 103,89+j78,19 | 8,47+j33,22 | 95,42+j46,37 | ||||
| в - г | 6,8 | 103,2 | 70,53+j42,37 | 5,24+j12,67 | 65,29+j30,85 | ||
| г - д | 6,5 | 103,5 | 51,43+j27,63 | 1,22+j5,56 | 50,21+j22,82 |
Таблица 18 – Расчет падений напряжений и мощности в линиях в максимальном режиме
 |
| Вариант | Участок сети | Напряжение в начале линии, UH, кВ | Продол. составл. падения напряж. в линии, кВ | Напряжение в конце линии, кВ | Мощность в начале линии, МВ∙А | Потери мощности в линии, МВ∙А | Мощность в конце линии, МВ∙А |
| 5.2 | ИП - б | 12,1 | 207,9 | 129,83+j89,47 | 5,93+j23,34 | 123,9+j75,08 | |
| б - а | 1,1 | 108,9 | 6,10+j1,57 | 0,06+j0,08 | 6,04+j2,29 | ||
| б - в | 8,9 | 101,1 | 66,56+j45,89 | 3,78+j14,84 | 62,78+j32,45 | ||
| в - г | 45,02+j26,30 | 2,33+j5,63 | 42,69+j21,82 | ||||
| г - д | 4,9 | 105,1 | 34,22+j18,74 | 0,58+j2,27 | 33,64+j17,22 |
Таблица 18.1 – Расчет падений напряжений и мощности в линиях в минимальном режиме
| Вариант | Участок сети | Напряжение в начале линии, UH, кВ | Продол. составл. падения напряж. в линии, кВ | Напряжение в конце линии, кВ | Мощность в начале линии, МВ∙А | Потери мощности в линии, МВ∙А | Мощность в конце линии, МВ∙А |
| 5.2 | ИП - б | 32,8 | 187,2 | 413,1+j302,22 | 26,86+j105,76 | 386,24+j214,36 | |
| б - а | 4,0 | 106,0 | 25,66+j11,56 | 0,52+j0,74 | 25,14+j12,42 | ||
| б - в | 24,0 | 86,0 | 207,78+j156,38 | 16,94+j66,44 | 190,84+j92,74 | ||
| в - г | 13,6 | 96,4 | 141,06+j84,74 | 10,48+j25,34 | 130,58+j61,70 | ||
| г - д | 13,0 | 97,0 | 102,86+j55,26 | 2,44+j11,12 | 100,42+j45,64 |
Таблица 18.2 – Расчет падений напряжений и мощности в линиях в аварийном режиме
Приступаем к определению потерь напряжения на всех элементах сети. Расчет ведем от источника питания к понизительной подстанции. Конечную составляющую падения напряжения не учитываем, так как она для элементов сети с напряжением до 220 кВ незначительна.
Продольную составляющую падения напряжения мы определили по формуле10-12 [5] и записали в таблицу 13:
, кВ
где P и Q – соответственно активная и реактивная мощности рассматриваемой линии, МВ∙А;
R и X – соответственно активное и реактивное сопротивление рассматриваемой линии, Ом.
Потери напряжения в трансформаторах определяем по формуле 5-8 [3]:
продольная составляющая падения напряжения:
;
поперечная составляющая падения напряжения:
,
где 
- активное сопротивление.
Влияние поперечной составляющей определяем как:
,
где UBHTP – действительная величина напряжения на шинах трансформатора, учитывающая падение напряжения в линии (из таблицы 18).
Полные потери напряжения в трансформаторе:
;
.
Напряжение на шинах низкого напряжения на подстанции, т. е. приведенное к НН:
.
Рассчитаем падения напряжения в трансформаторах подстанции Б:
Аналогичным образом вычисляем выше приведенные величины для остальных подстанций и заносим результаты вычислений в таблицу 19. Таким же образом рассчитываем падения напряжения для min режима и заносим их в таблицу 19.1.
| Вариант | Подстанция | Номинальное напряжение ВН, кВ | Номинальное напряжение НН, кВ | Продольная составляющая падения напряжения, % | Поперечная составляющая падения напряжения, % | Влияние поперечной составляющей, % | Полные потери напряжения в трансформаторе, кВ | Полные потери напряжения в трансформаторе, % | Напряжение на шинах, приведенное к НН, кВ |
| 5.2 | Б | 2,55 | 6,30 | 0,031 | 12,76 | 6,269 | 8,67 | ||
| А | 2,83 | 5,17 | 0,048 | 5,53 | 5,122 | 32,6 | |||
| В | 2,48 | 4,88 | 0,050 | 4,73 | 4,830 | 8,48 | |||
| Г | 3,33 | 6,10 | 0,059 | 6,23 | 6,041 | 8,82 | |||
| Д | 2,89 | 6,54 | 0,063 | 6,70 | 6,477 | 30,8 |
Таблица 19 – Расчет падений напряжений на шинах подстанции в максимальном режиме
 |
Таблица 19.1 – Расчет падений напряжений на шинах подстанции в минимальном режиме
| Вариант | Подстанция | Номинальное напряжение ВН, кВ | Номинальное напряжение НН, кВ | Продольная составляющая падения напряжения | Поперечная составляющая падения напряжения | Влияние поперечной составляющей | Полные потери напряжения в трансформаторе, кВ | Полные потери напряжения в трансформаторе, % | Напряжение на шинах, приведенное к НН |
| 5.2 | Б | 2,03 | 4,09 | 0,020 | 8,46 | 4,070 | 9,06 | ||
| А | 1,56 | 2,49 | 0,023 | 2,69 | 2,467 | 33,8 | |||
| В | 2,03 | 3,31 | 0,033 | 3,31 | 3,277 | 8,89 | |||
| Г | 2,51 | 3,64 | 0,035 | 3,78 | 3,605 | 9,20 | |||
| Д | 2,29 | 4,27 | 0,041 | 4,45 | 4,229 | 32,0 |
Определяем необходимую мощность источника питания с учетом потерь в линиях и трансформаторах подстанций:
Примечание: все расчеты проведены для одной цепи.
