Проектирование электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Проектирование электрической сети является, пожалуй, одной из самых основных задач электроснабжения.

Рост энергетических потребностей вызывает постоянное развитие электрических сетей.

Целью данного курсового проекта является приобретение навыков в составлении конфигураций электрических сетей, а так же их схем замещения; в определении их параметров и расчета основных режимов. Научиться основам проектирования электрических сетей и методам повышения их экономичности, надежности, качества электроэнергии и удобства эксплуатации. Ознакомиться с физической сущностью явлений, сопровождающих процесс распределения электроэнергии.

Исходные данные: коэффициент мощности нагрузки cosц_А= 0,9; cosц_Б,В,Г,Д= 0,8.

В пунктах В, Г должно быть выполнено встречное регулирование напряжения. Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках 107% U_н, при наименьших 102% U_н, при тяжёлых авариях в сети 113% U_н.

Наименьшая летняя нагрузка 21% от наибольшей зимней.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки Т_н = 3850 час.

Расстояние: ИП - А-30 км; АВ - 35 км; ВБ - 40 км; БГ - 60 км; ГД - 30 км.



1. Выбор вариантов выполнения электрической сети и их предварительный расчет

1.1 Расчетные данные по нагрузкам

,

где S - полная мощность, потребляемая узлом;

P - активная мощность, потребляемая узлом;

- коэффициент мощности нагрузки.

,

где Q - реактивная мощность, потребляемая узлом.

,

где -наименьшая летняя нагрузка;

- наибольшая зимняя нагрузка.

m=21 [%]

Результаты расчетов сведем в таблицу 1.1.



Таблица 1.1. Расчет нагрузок узла

	зимняя нагрузка	летняя нагрузка
П/ст	Состав потребителей по надежности	Pi, МВт	Qi, Мвар	Si, МВА	Piл, МВт	Qiл, Мвар	Siл, МВА
	I	II	III
А	10	70	20	60	28,9	66,6	12,6	6,1	14,0
Б	10	50	40	50	37,5	62,5	10,5	7,9	13,1
В	-	70	30	40	30,0	50	8,4	6,3	10,5
Г	-	50	50	30	22,5	37,5	6,3	4,8	7,9
Д	-	-	100	6	4,5	7,5	1,3	0,9	1,6

1.2 Составление вариантов конфигурации электрической сети

Необходимо сформировать несколько конфигураций сети для следующих вариантов:

1) магистрально-радиальная сеть

2) сеть, содержащая элемент кольца

После чего необходимо выбрать по одной конфигурации от каждого варианта.

1) магистрально-радиальная сеть

 

LУ=355 км LУ=375 км

LУ=415 км

Рис. 1.1 Конфигурации радиальной сети



2) сеть с элементом кольца

 

LУ=340 км LУ=295 км

LУ=340 км

Рис. 1.2. Конфигурации кольцевой сети

1.3 Расчет потокораспределения

Расчет потокораспределения в радиальной сети.

Рис. 1.3. Выбранная конфигурация радиальной сети

Данная конфигурация (рис 1.3.) была выбрана с учётом того, что суммарная длина всех ее линий оказалась наименьшей, среди остальных схем рассматриваемого варианта.

Перетоки мощности находим по первому закону Кирхгофа:

Для зимней нагрузки:

Проверка правильности расчета перетоков:

Для летней нагрузки:

Расчет потокораспределения в кольцевой сети.

Рис. 1.4. Выбранная конфигурация кольцевой сети



Рис. 1.5. Потокораспределение в кольцевой сети

Расчет перетоков мощности:

Таблица 1.2. Для радиальной сети

	зимняя нагрузка	летняя нагрузка
П/ст	Pi, МВт	Qi, Мвар	Si, МВА	Piл, МВт	Qiл, Мвар	Siл, МВА
ИП-А	186	123,4	224,1	39,1	26	47,1
А-В	126	94,5	157,5	26,5	19,9	33,1
В-Б	76	57	95	16	12	20
Б-Г	36	27	45	7,6	5,7	9,5
Г-Д	6	4,5	7,5	1,3	0,9	1,6

Таблица 1.3. Для кольцевой сети

	зимняя нагрузка	летняя нагрузка
П/ст	Pi, МВт	Qi, Мвар	Si, МВА	Piл, МВт	Qiл, Мвар	Siл, МВА
ИП-А	186	123,4	224,1	51,8	38,85	64,75
А-В	55,102	41,327	68,878	19,286	14,464	24,107
А-Б	52,898	39,673	66,123	18,514	13,886	23,143
Б-Г	24,898	18,673	31,123	8,714	6,536	10,893
В-Г	15,102	11,327	18,878	5,286	3,964	6,607
Г-Д	6	4,5	8,75	2,45	1,838	3,063

1.4 Выбор номинального напряжения и сечения проводов участков электрической сети

Напряжение можно предварительно определить по эмпирической формуле Стилла:

, где

- длина участка;

- переток активной мощности по участку ;

- расчетное напряжение линии;

- количество линий на участке .

Найденное по формуле (2.4.) напряжение округляется до ближайшего номинального.

1) радиальная сеть

Таблица 1.4. Выбор номинального напряжения для радиальной сети

Наименование линии	Lij, км	Pij, МВт	Uij расчетное, кВ	Uном, кВ	кол-во цепей
ИП-А	108	148	155,999	220	2
А-В	84	108	133,627	220	2
В-Б	120	68	111,834	220	2
Б-Г	96	40	88,519	110	2
Г-Д	52	7	55,579	110	1



2) кольцевая сеть

Таблица 1.5. Выбор номинального напряжения для кольцевой сети

Наименование линии	Lij, км	Pij. МВт	Uijрасчетное, кВ	Uном, кВ	кол-во цепей
ИП-А	108	148	155,999	220	2
А-В	42	55,102	131,898	220	1
А-Б	40	52,898	129,210	220	1
Б-Г	48	24,898	91,693	220	1
В-Г	66	15,102	76,121	220	1
Г-Д	52	7	55,579	110	1

Для выбора сечений проводов следует использовать нормированную экономическую плотность тока. Принимая во всех точках напряжение равным номинальному (в данном случае 110, 220 кВ), можно найти токи, протекающие по участкам сети:

, где

- значение тока на участке i-j;

- значение полной мощности на участке i-j;

- количество линий на участке .

Далее рассчитывается сечение провода каждого участка:

, где



- экономическая плотность тока;

Fij - сечение провода на участке i-j.

Полученное сечение округляется до стандартного и проверяется по условиям короны и допустимой токовой нагрузке в послеаварийном режиме.

Выбор сечений проводов для радиальной сети

Округляем и проверяем по необходимым условиям:

Таблица 1.6. Выбор сечения проводов для радиальной сети

Наим-ние линии	Sij, MBA	Uном, кB	Iij, A	Iпав, А	Iдоп, А	Fij, ммІ	Fном, ммІ
ИП-А	185	220	242,750	485,499	605	220,681	240
А-В	135	220	177,142	354,283	605	161,038	240
В-Б	85	220	111,534	223,067	605	101,394	240
Б-Г	50	110	131,216	262,432	265	119,287	70
Г-Д	8,75	110	45,926	Ї	265	41,751	70

выбор сечений проводов для кольцевой сети:

Округляем и проверяем по необходимым условиям:

Таблица 1.7. Выбор сечения проводов для кольцевой сети

Наим-ние линии	Sij, MBA	Uном, кB	Iij, A	Iпав, А	Iдоп, А	Fij, ммІ	Fном, ммІ
ИП-А	185	220	242,750	485,499	605	220,681	240
А-В	68,878	220	180,757	Ї	605	164,324	240
А-Б	66,123	220	173,528	Ї	605	157,753	240
Б-Г	31,123	220	81,677	Ї	605	74,252	240
В-Г	18,878	220	49,542	Ї	605	45,038	240
Г-Д	8,75	110	45,926	Ї	265	41,751	70

1.5 Расчет потерь напряжения и мощности в нормальном режиме

Для начала необходимо выполнить расчет сопротивлений и емкостных проводимостей сети согласно выбранным сечениям проводов.

; ; (2.7.), где

- удельное активное сопротивление участка;

- удельное реактивное сопротивление участка;

- удельная емкостная проводимость;

- длина участка;

n - число цепей.

Таблица 1.8. Удельные и расчетные параметры участков радиальной сети

Линия ij	Марка провода	L, км	Ro, Ом/ км	Xo, Ом/ км	B0* 10e-6, См/км	Кол-во цепей	Rij, Ом	Xij, Ом	Bij* 10e-6, См
ИП-А	АС240/32	08	0,121	0,435	0,026	2	6,534	23,49	5,616
А-В	АС240/32	84	0,121	0,435	0,026	2	5,082	18,27	4,368
В-Б	АС240/32	120	0,121	0,435	0,026	2	7,26	26,1	6,24
Б-Г	АС70/11	96	0,428	0,444	0,0255	2	20,544	21,312	4,896
Г-Д	АС70/11	52	0,428	0,444	0,0255	1	22,256	23,088	1,326

Таблица 1.9. Удельные и расчетные параметры участков кольцевой сети

Линия ij	Марка провода	L, км	Ro, Ом/км	Xo, Ом/км	B0* 10e-6, См/км	Кол-во цепей	Rij, Ом	Xij, Ом	Bij* 10e-6, См
ИП-А	АС240/32	108	0,121	0,435	0,026	2	6,534	23,49	5,616
А-В	АС240/32	42	0,121	0,435	0,026	1	5,082	18,27	1,092
А-Б	АС240/32	40	0,121	0,435	0,026	1	4,84	17,4	1,04
Б-Г	АС240/32	48	0,121	0,435	0,026	1	5,808	20,88	1,248
В-Г	АС240/32	66	0,121	0,435	0,026	1	7,986	28,71	1,716
Г-Д	АС70/11	52	0,428	0,444	0,0255	1	22,256	23,088	1,326

Расчет потерь напряжения и мощности на участках сети выполняется по следующим выражениям:

,

, где



- перетоки мощности на участках;

- активное сопротивление участка;

- реактивное сопротивление участка;

- номинальное напряжение.

1) радиальная сеть

Таблица 1.10. Потери напряжения и потери мощности в радиальной сети

Линия ij	Uном, кB	Pij, МВт	Qij, Мвар	Sij, МВА	ДU, кВ	ДP, МВт
ИП-А	220	148	111	185	16,247	4,620
А-В	220	108	81	135	9,221	1,914
В-Б	220	68	51	85	8,294	1,084
Б-Г	110	40	30	50	13,283	4,245
Г-Д	110	7	5,25	8,75	2,518	0,141

Определим суммарные потери напряжения от точки питания до точки с наименьшим напряжением по одному пути протекания тока, для одной ступени максимального напряжения:

,

а так же суммарные потери мощности:

, где

- потери активной мощности на отдельных участках;

, где

- суммарная активная мощность, потребляемая всеми нагрузками;

2) кольцевая сеть

Таблица 1.11. Потери напряжения и потери мощности в кольцевой сети

Линия ij	Uном, кB	Pij, МВт	Qij, Мвар	Sij, МВА	ДU, кВ	ДP, МВт
ИП-А	220	148	111	185	16,247	4,620
А-В	220	55,102	41,327	68,8775	4,705	0,498
А-Б	220	52,898	39,673	66,123	4,302	0,437
Б-Г	220	24,898	18,673	31,123	2,430	0,116
В-Г	220	15,102	11,327	18,878	2,026	0,059
Г-Д	110	7	5,25	8,75	2,518	0,141



Определим суммарные потери напряжения от точки питания до точки с наименьшим напряжением (в данном случае это точка токораздела) по одному пути протекания тока, для одной ступени максимального напряжения:

,

а так же суммарные потери мощности:

1.6 Расчет послеаварийных режимов

Для того чтобы выявить самый тяжелый послеаварийный режим из всех возможных, необходимо:

рассчитать потери напряжения каждого из этих режимов в отдельности;

выбрать тот режим, где эти потери будут максимальны.

Так же следует иметь ввиду, что если сеть имеет участки двух номинальных напряжений, то эти потери определяются лишь для той ступени, где рассматривается авария.

1) радиальная сеть

а) авария на «ИП-А»

Таблица 1.12. Потери напряжения и потери мощности при аварии на «ИП-А»

Линия ij	Uном, кB	Pij, МВт	Qij, Мвар	Sij, МВА	ДU, кВ	ДP, МВт
ИП-А	220	148	111	185	32,495	9,241
А-В	220	108	81	135	9,221	1,914
В-Б	220	68	51	85	8,294	1,084
Б-Г	110	40	30	50	13,283	4,245
Г-Д	110	7	5,25	8,75	2,518	0,141

Суммарные потери напряжения:

б) авария на «А-В»

Таблица 1.13. Потери напряжения и потери мощности при аварии на «А-В»

Линия ij	Uном, кB	Pij, МВт	Qij, Мвар	Sij, МВА	ДU, кВ	ДP, МВт
ИП-А	220	148	111	185	16,247	4,620
А-В	220	108	81	135	18,443	3,827
В-Б	220	68	51	85	8,294	1,084
Б-Г	110	40	30	50	13,283	4,245
Г-Д	110	7	5,25	8,75	2,518	0,141

Суммарные потери напряжения:

в) авария на «В-Б»

Таблица 1.14. Потери напряжения и потери мощности при аварии на «В-Б»

Линия ij	Uном, кB	Pij, МВт	Qij, Мвар	Sij, МВА	ДU, кВ	ДP, МВт
ИП-А	220	148	111	185	16,247	4,620
А-В	220	108	81	135	9,221	1,914
В-Б	220	68	51	85	16,589	2,168
Б-Г	110	40	30	50	13,283	4,245
Г-Д	110	7	5,25	8,75	2,518	0,141

Суммарные потери напряжения:



г) авария на «Б-Г»

Таблица 1.15. Потери напряжения и потери мощности при аварии на «Б-Г»

Линия ij	Uном, кB	Pij, МВт	Qij, Мвар	Sij, МВА	ДU, кВ	ДP, МВт
ИП-А	220	148	111	185	16,247	4,620
А-В	220	108	81	135	9,221	1,914
В-Б	220	68	51	85	8,294	1,084
Б-Г	110	40	30	50	26,567	8,489
Г-Д	110	7	5,25	8,75	2,518	0,141

Суммарные потери напряжения:

Сравнивая потери напряжения, можно сделать вывод о том, что послеаварийный режим будет самым тяжелым при отключении одной из цепей линии участка «Б-Г».

2) кольцевая сеть

В кольцевой сети наиболее тяжелым будет послеаварийный режим при отключении одной из цепей линии головного участка, т.е. участка «ИП-А». Потери напряжения в этом случае:



Таблица 1.16. Потери напряжения и потери мощности при аварии на «ИП-А»

Линия ij	Uном, кB	Pij, МВт	Qij, Мвар	Sij, МВА	ДU, кВ	ДP, МВт
ИП-А	220	148	111	185	32,495	9,421
А-В	220	55,102	41,327	68,8775	4,705	0,498
А-Б	220	52,898	39,673	66,123	4,302	0,437
Б-Г	220	24,898	18,673	31,123	2,430	0,116
В-Г	220	15,102	11,327	18,878	2,026	0,059
Г-Д	110	7	5,25	8,75	2,518	0,141

1.7 Составление принципиальной схемы сети, выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

Рис. 1.6. Схема первичных соединений подстанций радиальной сети



Рис. 1.7. Схема первичных соединений подстанций кольцевой сети

Номинальная мощность трансформатора , установленного на i-ой подстанции с нагрузкой в максимальном режиме , должна удовлетворять следующим условиям.

Если на подстанции устанавливается один трансформатор:

>

Если на подстанции устанавливается два трансформатора:

, где



- допустимый коэффициент перегрузки в послеаварийных режимах, принимается равным 1,4.

Если на подстанции устанавливаются два автотрансформатора:

, где

- нагрузка на шинах среднего напряжения подстанции;

- нагрузка на шинах низкого напряжения подстанции;

Кроме того, необходимо иметь в виду, что у автотрансформатора номинальная мощность обмотки низкого напряжения отличается от номинальной мощности автотрансформатора в раз (). Поэтому условие (2.15.) дополняется следующим условием:

, где

- коэффициент выгодности автотрансформатора.

, где

- номинальное среднее напряжение автотрансформатора;

- номинальное высокое напряжение автотрансформатора.

В общем случае коэффициент загрузки равен:

, где

n - число работающих трансформаторов на подстанции в нормальном или в послеаварийном режимах.

1) радиальная сеть

Рассмотрим выбор мощности автотрансформатора для подстанции «Б».

, что меньше 1,4.

Автотрансформатор полностью удовлетворяет поставленным условиям.

Таблица 1.17. Выбор мощности трансформаторов для радиальной сети

Узел	Число тр-ров	Sнаг, МВА	Sном, МВА	Кзн	Кзпа
А	2	50	40	0,625	1,25
Б	2	85	125	0,34	0,68
В	2	50	40	0,625	1,25
Г	2	41,25	40	0,516	1,031
Д	1	8,75	10	0,875	0



Таблица 1.18. Паспортные данные двухобмоточных трансформаторов

зел	Тип тр-ров	Sном, МВА	Диапазон регулирования	Uвном, кВ	Uнном, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Рх, кВт	Ix, %
А	ТРДН-40000/220	40	±8х1,5%	230	11/11	12	170	50	0,9
В	ТРДН-40000/220	40	±8х1,5%	230	11/11	12	170	50	0,9
Г	ТРДН-40000/110	40	±9х1,78%	115	10,5/10,5	10,5	172	36	0,65
Д	ТДН-10000/110	10	±9х1,78%	115	11	10,5	60	14	0,7

Таблица 1.19. Паспортные данные автотрансформаторов

Узел	Тип трансформатора	SНОМ, МВА	Диапазон регулирования	UНОМ обмоток, кВ
				ВН	СН	НН
Б	АТДЦТН-125000/220/110	125	62%	230	121	11
UК, %	ДP, кВт	PХ, КВт	IХ, %
ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
11	31	19	290	-	-	85	0,5

2) кольцевая сеть

Рассмотрим выбор мощности автотрансформатора для подстанции «Г».



, что меньше 1,4.

Автотрансформатор мощностью 125 МВА полностью удовлетворяет поставленным условиям.

Таблица 1.20. Выбор мощности трансформаторов для кольцевой сети

Узел	Число тр-ров	Sнаг, МВА	Sном, МВА	Кзн	Кзпа
А	2	50	40	0,625	1,25
Б	2	35	40	0,4375	0,875
В	2	50	40	0,625	1,25
Г	2	50	125	0,2	0,4
Д	1	8,75	10	0,875	0

Таблица 1.21. Паспортные данные двухобмоточных трансформаторов

Узел	Тип тр-ров	Sном, МВА	Диапазон регулирования	Uвном, кВ	Uнном, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Рх, кВт	Ix, %
А	ТРДН-40000/220	40	±8х1,5%	230	11/11	12	170	50	0,9
Б	ТРДН-40000/220	40	±8х1,5%	230	11/11	12	170	50	0,9
В	ТРДН-40000/220	40	±8х1,5%	230	11/11	12	170	50	0,9
Д	ТДН-10000/110	10	±9х1,78%	115	11	10,5	60	14	0,7

Таблица 1.22. Паспортные данные автотрансформаторов

Узел	Тип трансформатора	SНОМ, МВА	Диапазон регулирования	UНОМ обмоток, кВ
				ВН	СН	НН
Г	АТДЦТН-125000/220/110	125	62%	230	121	11
UК, %	ДP, кВт	PХ, КВт	IХ, %
ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
11	31	19	290	-	-	85	0,5



2. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

2.1 Определение капитальных затрат на сооружение сети

Капитальные затраты представляют собой затраты, связанные с сооружением сети, выраженные в денежной форме.

Затраты на строительство сети (К) определяются из следующего выражения:

, где

- затраты по линиям;

- затраты по подстанциям.

1) затраты по линиям

Стоимость воздушных линий зависит от их номинального напряжения, сечения проводов, конструкции и материала опор, а так же от внешних нагрузок (гололеда и ветра).

Условимся, что на всех участках установлены стальные опоры.

Зная стоимость 1 км линии и её длину, находим затраты на сооружение линии:

, где

- удельная стоимость одного километра i-той линии;

- длина i-той линии.

а) для радиальной сети:

б) для кольцевой сети:

2) капитальные вложения в подстанции разделены на четыре составляющие:

, где

- затраты на распределительные устройства;

- затраты по силовым трансформаторам;

- затраты по компенсирующим устройствам и реакторам (на данном этапе проектирования еще не производится);

- постоянная часть затрат.

Итого капитальные вложения в подстанции составят:

а) для радиальной сети

б) для кольцевой сети

Затраты на строительство всей сети составят:

1) для радиальной сети

2) для кольцевой сети

2.2 Определение годовых эксплуатационных издержек

электрический сеть напряжение провод

Ежегодные издержки складываются из отчислений на амортизацию, расходов на текущий ремонт и обслуживание.

Амортизационные отчисления используются для выполнения капитальных ремонтов и полной замены оборудования.

Расходы на текущий ремонт и обслуживание включают в себя зарплату ремонтного персонала, расходы на приобретение необходимых для эксплуатации материалов, приборов и прочие общесетевые расходы.

Величина годовых эксплуатационных издержек (И) может быть определена по формулам:

,

, (3.4.), где

.

- эксплуатационные издержки для линий;

- эксплуатационные издержки для подстанций;

- отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание по линиям (принимается равным 3,7%);

- отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание по подстанциям (принимается равным 9,8%);

- соответственно капитальные вложения по линиям и подстанциям;

- стоимость потерь электроэнергии;

, где



- стоимость 1 кВт/ч потерь зависящих от нагрузки (1,5);

- стоимость 1 кВт/ч потерь не зависящих от нагрузки;

- потери электроэнергии, которые зависят от нагрузки;

- потери электроэнергии, которые не зависят от нагрузки.

, где

- суммарные потери активной мощности в линии;

- суммарные потери активной мощности в меди трансформаторов (их не учитываем);

- время максимальных потерь;

, где

- суммарные потери в стали (также не учитываются);

- время работы трансформаторов (8760 часов).

, где

- продолжительность использования наибольшей нагрузки.

Тогда

Рассчитаем ежегодные эксплуатационные издержки для радиальной сети:

Аналогично для кольцевой сети:

2.3 Сравнение вариантов

Определим значения приведенных затрат (З):

, где

- нормативный коэффициент капитальных вложений в систему (принимается равным 0,12).

Для радиальной сети:

Для кольцевой сети:



Таблица 2.1. Технико-экономические показатели вариантов сети

Затраты	Радиальная сеть	Кольцевая сеть
	Общее кол-во	Общая стоимость, тыс. руб	Общее кол-во	Общая стоимость, тыс. руб
1. Капитальные затраты по:
ВЛ-110кВ с проводом АС-70/11	2	3219,6	1	858
ВЛ-220кВ с проводом АС-240/32	3	10732,8	5	7831,2
Суммарные капвложения по линиям КЛ		13952,4		8689,2
Стоимость ОРУ-220 кВ п/ст А	1	85	1	85
Стоимость ОРУ-220 кВ п/ст Б	1	85	1	180
Стоимость ОРУ-220 кВ п/ст В	1	85	1	180
Стоимость ОРУ-220 кВ п/ст Г	0	0	1	85
Стоимость ОРУ-110 кВ п/ст Г	1	85	0	0
Стоимость ОРУ-110 кВ п/ст Д	1	11,5	1	11,5
Суммарные капвложения по РУ КРУ		351,2		541,5
Стоимость трансформаторов на п/ст А	2	338	2	338
Стоимость трансформаторов на п/ст Б	2	506	2	338
Стоимость трансформаторов на п/ст В	2	338	2	338
Стоимость трансформаторов на п/ст Г	2	218	2	506
Стоимость трансформаторов на п/ст Д	1	54	1	54
Суммарные капвложения по трансформаторам КТР		1454		1574
Постоянная часть затрат по п/ст А		460		460
Постоянная часть затрат по п/ст Б		750		360
Постоянная часть затрат по п/ст В		460		360
Постоянная часть затрат по п/ст Г		290		750
Постоянная часть затрат по п/ст Д		130		130
Постоянная часть затрат по всем п/ст КП		2090		2060
Суммарные капитальные затраты по п/ст КПС		3895,5		4175,5
Суммарные капитальные затраты К		17847,9		12864,7
2. Ежегодные эксплуатационные расходы:
Эксплуатационные расходы по линиям ИЛ	516,24	321,5
Эксплуатационные расходы по п/ст ИПС	381,76	409,2
Стоимость потерь электроэнергии СЭ	501,699	245,437
Суммарные эксплуатационные расходы И	1399,699	976,137
Приведённые затраты З	3362,968	2519,901



Определим разницу приведенных затрат двух сетей:

В дальнейшем будем вести расчет кольцевой сети.



Заключение

В процессе работы были спроектированы и рассмотрены два варианта сетей: радиально-магистральная и сеть с элементом кольца.

Напряжение в обеих сетях было выбрано в соответствии с эмпирической формулой Стилла и округлено до номинального значения.

Сечение проводов на отдельных участках выбиралось по экономической плотности тока с учетом потерь на корону и на допустимый нагрев. Все условия были соблюдены.

При расчете потерь напряжения в нормальном режиме, максимальные суммарные потери напряжения каждой из сетей составили:

а) радиальная сеть

, что сопоставимо с 15%;

б) кольцевая сеть

, что меньше 15%;

Потери напряжения обеих сетей удовлетворяют поставленным условиям.

При технико-экономическом сравнении вариантов электрических сетей выяснилось, что разница в приведенных затратах составила. Следовательно была выбрана более экономически выгодная схема - кольцевая. Далее была составлена расчетная схема замещения выбранного варианта сети.

После последовательного расчета потерь мощности и перетоков во всех элементах схемы определилась мощность источника питания и КПД сети:

для нормального режима

--, что выше 90%;

для послеаварийного режима

, что выше 90%;

КПД сети удовлетворяет поставленным требованиям.

В соответствии с ПУЭ, устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах 10 кВ понижающих подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального напряжения в режиме максимальных нагрузок и не ниже номинальной величины в послеаварийном режиме. В нашем случае, напряжение на шинах 10 кВ понижающих подстанций составило:

а) режим максимальных нагрузок

- для подстанции «А»

, что выше желаемого напряжения (10,5 кВ);

для подстанции «Г» на средней стороне автотрансформатора

, что выше желаемого напряжения;

б) послеаварийный режим

для подстанции «А»

, что выше номинального напряжения (10 кВ);

для подстанции «Г» на средней стороне автотрансформатора

, что выше номинального напряжения;

Из этих результатов можно сделать вывод о том, что потребители получат необходимое им напряжение при любом из рассмотренных режимов.

Итак, сеть оправдала себя по всем поставленным ей требованиям, тем самым доказав свою пригодность к эксплуатации



Список используемой литературы

1. Проектирование районной электрической сети: Методические указания к курсовому проекту / И.В. Игнатьев - Братск: БрГТУ, 2000. - 90 с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -592 с.

3. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях / Под ред. В.А. Веникова. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 504 с.

4. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 446 с.

Размещено на Allbest.ru

...