Кафедра «Электрические системы»

Кафедра «Электрические системы»

Курсовой проект

по дисциплине «Электроэнергетические системы»

Тема проекта:

«Электрическая сеть районной электроэнергетической системы»

Вариант А

Выполнил:

Руководитель: Прокопенко В.Г.

Минск 2016

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………...…
1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации cети и выбор на основе предварительного анализа двух наиболее целесообразных...................................
2. Выбор номинального напряжения сети ....................................…....……...
3. Выбор площади сечений проводов линий электропередачи, количества цепей и при необходимости мощности и мест установки компенсирующих устройств......….........................................................................................
4. Выбор конструкции фазы, схемы расположения проводов на опорах и материала опор ……………………………………..................................…......
5. Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанциях…........
6. Формирование однолинейной схемы электрической сети …………….....
7..Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов................................................................................... 8. Технико-экономическое сравнение вариантов …………………................
9.Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения ……………….....................
10.Ручной электрический расчёт участка электрической сети ……………..
11.Технико-экономические показатели электрической сети……….....…….
Заключение…………………………………………………………….....…….
Литература……………………………………………………………..………..

ВВЕДЕНИЕ

Задачей проектирования электрической сети является разработка варианта схемы электрической сети, который должен соответствовать требованиям, предъявляемым потребителями электрической энергии. Например, обеспечение поддержания заданного напряжения, надежность электроснабжения потребителя. Более подробно все требования, предъявляемые к электрическим сетям, изложены в Правилах устройства электроустановок.

Исходной информацией для проектирования электрической сети являются обозначенные на карте места расположения потребителей и источников генерации и их предполагаемые нагрузки. Разработчик, основываясь на своих знаниях и требованиях к сети, начинает разработку вариантов электроснабжения потребителей, из которых в итоге должен быть выбран вариант, который был бы максимально близок к учету всех требований.

Выполнение проекта будет проходить по варианту А из примечания 1 задания на курсовое проектирование.

РАЗРАБОТКА 4-5 ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

СЕТИ

На первом этапе проектирования создаётся конфигурационная модель электрической сети. Принятая принципиальная схема сети закладывает основу для последующих инженерных решений и определяет её технические и экономические показатели.

Задача выбора конфигурационной модели сети многокритериальная. Схема должна удовлетворять определённым условиям. Необходимо обеспечить технически допустимые потоки мощности (токи) в ветвях и напряжения в узлах схемы в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах, а также необходимый уровень надёжности электроснабжения потребителей в соответствии с их категорией и потребляемой мощностью.

По заданным координатам расположения нагрузок составляется топологическая схема их размещения. На эту схему наносятся мощности источников питания и максимальные нагрузки потребителей. Отмечаются категории потребителей электроэнергии. Определяется мощность балансирующего узла и её знак по балансу мощности в системе без учёта потерь мощности.

В принятом масштабе на топологическую схему наносят расстояния между узлами сети. После этого приступают к разработке вариантов схемы сети.

При разработке вариантов схемы рассматриваются нормальные, ремонтные и наиболее тяжёлые послеаварийные режимы. Разработанная схема считается удачной, если в ремонтных и послеаварийных режимах нагрузка оставшихся в работе питающих линий увеличивается не более чем на 50-60% от режима максимальных нагрузок. Такими свойствами обладают многоконтурные схемы с тремя и более питающими линиями. Напряжения не должны выходить за пределы (0,9-1,1)Uном по условиям качества напряжения и располагаемых диапазонов регулирования напряжения на трансформаторах с помощью РПН.

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) потребители I категории должны получать электроэнергию от двух независимых источников питания. В большинстве случаев двухцепная линия не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории, так как при повреждении опор, гололеде возможен полный перерыв питания. Для таких потребителей необходимо предусматривать не менее двух отдельных линий. Потребителей III категории допускается снабжать электроэнергией по одной линии, питающейся от одного источников или в виде отпайки от проходящей вблизи линии. Здесь при аварийных и плановых ремонтах необходимо обеспечить время восстановления питания в пределах одних суток.

Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации, желательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение одной ветви в незначительной степени сказывается на ухудшении режима работы сети в целом.

Принятый вариант схемы при прочих равных условиях должен быть и экономичным. Для этого нужно создать условия, при которых загрузка линий и трансформаторов в режиме максимальных нагрузок была близкой к их номинальной загрузке. Приемлемые по режимам работы схемы принимаются для предварительного их сопоставления. Рассмотрим 5 варианта схем.

В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе про­ектирования рекомендуется использовать длины линий. Этот критерий основы­вается на предположении, что все варианты схемы являются одного класса но­минального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.п. Руководствуясь вышеизложенными рекомендациями, составляем варианты схем электрических сетей.

Рис 1.

Рис 1.1. Схема №1 (L = 274,8км)

Рис 1.2. Схема №2 (L = 302,4км)

Рис 1.3. Схема №3 (L = 307,2км)

Рис 1.4. Схема №4 (L = 326,4км)

Рис 1.5. Схема №5 (L = 290,4км)

Расчет длин линий производился следующим образом. Замеряем расстояние между точками с помощью линейки. Учитывая масштаб (в одном сантиметре 12 км), рассчитываем длины линий. Конечная протяжённость электрической сети находится путём суммирования всех длин линий.

По критерию минимальной суммарной длины и надежности линии выбираем схему №1 и схему №2, и дальнейший расчёт ведём для этих схем.

Предпочтение отдано схеме №1 по причине ее минимальной длины. Также выбираем двухконтурную схему№2, так как двухконтурные схемы более надежны по сравнению с одноконтурными.

Прежде чем перейти к определению номинальных напряжений и сечений проводов, для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. С другой стороны, для расчета потоков мощности требуются уже знания номинального напряжения и параметров линий. Для решения этой задачи необходимо прибегнуть к следующим допущениям.

ПОДСТАНЦИЯХ.

Мощность трансформаторов в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, под­ключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходи­мость обеспечения ответственных потребителей (I категории) электриче­ской энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. На подстанциях питающих потребителей I категории долж­но быть установлено не менее двух трансформаторов, желательно одинаковой мощности. В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью этих потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых будет рассчитана на 60...70% максимальной нагрузки подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140 % на время максимума (не более 6 часов в сутки на протяжении не более 5 суток).

С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых буде равна

S_т ≥ S_н/1,4,

где S_н – наибольшая мощность нагрузки подстанции.

Для потребителей III категории будет устанавливаться один трансформатор мощностью

Sт ³ Sн.

Сведения, необходимые для выбора числа и мощности трансформаторов, представим в виде таблиц 5.1 и 5.2.

Мощность трансформаторов на подстанциях с генерацией :при отключенном тр-ре.

Sтт =(Sгнб- Sнм)/1,4

по откл. генерации

Sтг= Sнб- Sгнм/2

из них выбираем большее Sтт или Sтг и подбираем тр-р.

Таблица 5.1 − Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанциях схемы №1

№ узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВ∙А	Категория потреби- телей	Число трансфор- маторов	Минимальное значение мощности одного трансформа- тора, МВ∙А	Тип и мощность выбранных трансформаторов
	14,29	I		10,2	ТДН-16000/110
	38,1	I		27,21	ТДТН-40000/110
		I		17,85	ТРДН-25000/110
	19,1	I		13,6	ТДН-16000/110
	24,39	I		17,4	ТРДН-25000/110
	13,4	III		13,4	ТДН-16000/110
	44,55	I		31,8	ТРДН-40000/110

Таблица 5.2 − Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанциях схемы №2

№ узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВ∙А	Категория потреби- телей	Число трансфор- маторов	Минимальное значение мощности одного трансформа- тора, МВ∙А	Тип и мощность выбранных трансформаторов
	14,29	I		10,2	ТДН-16000/110
	38,1	I		27,21	ТДТН-40000/110
		I		17,85	ТРДН-25000/110
Продолжение таблицы 5.2
№ узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВ∙А	Категория потреби- телей	Число трансфор- маторов	Минимальное значение мощности одного трансформа- тора, МВ∙А	Тип и мощность выбранных трансформаторов
	19,1	I		13,6	ТДН-16000/110
	24,39	I		17,4	ТРДН-25000/110
	13,4	III		13,4	ТДН-16000/110
	44,55	I		31,8	ТРДН-40000/110

Основные параметры выбранных трансформаторов представлены в таблицах 5.3 и 5.4.

Таблица 5.3 − Данные по двухобмоточным трансформаторам

Тип трансфор- матора	Sном, МВ∙А	Пределы регулиро- вания, %	Каталожные данные
Uном обмоток, кВ	uк, %	ΔРк, кВт	ΔРх, кВт	Iх, %
ВН	НН
ТДН-16000/110		±9х1,78			10,5			0,7
ТРДН-25000/110		±9х1,78		6,3/10,5	10,5			0,7
ТРДН-40000/110		±9х1,78		10,5/10,5	10,5			0,65

Таблица 5.4 − Данные по трёхобмоточным трансформаторам

Тип трансфор- матора	Sном, МВ∙А	Каталожные данные
Uном обмоток, кВ	uк, %	ΔРк, кВт	ΔРх, кВт	Iх, %
ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТДТН-40000/110			38,5		10,5					0,6

Примечание. Трансформаторы снабжены РПН с пределами регулирования ±9х1,78.

РЕЖИМОВ

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, расчёт напряжения на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Расчёт начинается с составления схемы замещения электрической сети (линии замещаются П-образной схемой замещения, а трансформаторы Г-образной) и определения её параметров. Для каждой линии рассчитывается активное и индуктивное сопротивление и ёмкостная проводимость. Для трансформаторов подстанций находится активное и реактивное сопротивления и указываются потери холостого хода.

Расчёты наибольших, наименьших нагрузок и послеаварийных режимов производим с помощью ЭВМ в программе RASTR.

Режим наибольших нагрузок - это режим сети, при котором включены все нагрузки на максимальную мощность.

В режиме наименьших нагрузок принимаем в узлах 2,3,4,5 P_нм = 0,6∙Р_нб , а в узлах 6,7,8 P_нм = 0,4∙Р_нб при напряжении, равном номинальному.

Послеаварийный режим - это режим работы системы при обрыве линии в режиме наибольших нагрузок. Напряжение не должно выходить за пределы (0,9÷1,1)∙U_ном.

Определим параметры линий:

- активное сопротивление

R=R₀·L, (7.1)

где R₀ – удельное активное сопротивление данной марки и сечения провода, Ом/км, (таблица 7.1);

L – длина линии, км;

- реактивное сопротивление

X=X₀·L, (7.2)

где X₀ - удельное реактивное сопротивление данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км, (таблица 7.1);

- реактивная проводимость

b=b₀·L, (7.3)

где b₀ – удельная емкостная проводимость данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км, (таблица 7.1);

Параметры R_0, X₀, b₀ выбираем из литературы [1, с. 282].

Определим параметры трансформаторов:

- активное сопротивление обмоток R_т, Ом;

- реактивное сопротивление обмоток X_т, Ом;

- потери активной мощности холостого хода (в стали) трансформатора P_х, кВт;

- потери реактивной мощности холостого хода (на намагничивание) трансформатора Q_х, квар.

Таблица 7.1 − Данные по проводам ВЛ 110 кВ

Марка провода	Активное сопротивление R0, Ом/км	Индуктивное сопротивление X0, Ом/км	Емкостная проводимость b0 10-6, См/км
АС-70/11	0,428	0,444	2,55
АС- 95/16	0,306	0,434	2,61
АС-185/29	0,162	0,413	2,75
АС-150/24	0,196	0,420	2,70
AC-240/32	0,121	0,405	2,81

В таблицах 5.3 и 5.4 были приведены каталожные данные трансформаторов. Приведём расчётные данные в виде таблиц 7.2, 7.3.

Таблица 7.2 − Расчётные данные для двухобмоточных трансформаторов

Тип трансформатора	Sном, МВА	Расчётные данные
R, Ом	X, Ом	ΔQх, квар
ТДН-16000/110		4,38	86,7
ТРДН-25000/110		2,54	55,9
ТРДН-40000/110		1,4	34,7

Таблица 7.3 − Расчётные данные для трёхобмоточных трансформаторов

Тип трансформаторов	Sном, МВА	Расчётные данные
R, Ом	X, Ом	ΔQх, квар
В	С	Н	В	С	Н
ТДТН-40000/110		0,8	0,8	0,8	35,5		22,3

Представим рассчитанные параметры ветвей в виде таблицы 7.4.

Таблица 7.4 − Данные по ветвям наибольших нагрузок

К соответствующим узлам были присоединены потери холостого хода трансформаторов в виде (ΔР_х - jΔQ_х). Если к этим узлам присоединены нагрузки, то необходимо сбалансировать их с этими потерями и представлять одной величиной.

В узлах, где используются два трансформатора, сопротивление обмоток делили пополам, а значения потерь холостого хода для данного типа трансформатора удваивали.

Узлы в схеме замещения трансформаторов нумеруем следующим образом. К номеру узла подстанции добавим цифры 1 и 2:

а) для двухобмоточных трансформаторов:

1 – обозначает низшее напряжение трансформатора;

б) для трёхобмоточных трансформаторов:

0 – обозначает нулевую точку трансформатора; 1 – обозначает среднее напряжение трансформатора; 2 – обозначает низшее напряжение трансформатора.

Рис 7.1. Потокораспределение в режиме наибольших нагрузок (Схема 1)

Рис 7.2.Потокораспределение в аварийном режиме наибольших нагрузок (Схема 1)

В результате расчета мы видим сильное снижение напряжения во всех узлах, для поддержания напряжения сделаем линию: 2-5, двухцепной. Результат расчета представим на рисунке 7.3

Рис 7.3 Электрический расчет наиболее тяжелого послеаварийного режима

В результате расчета видим, что все напряжения находятся в допустимых пределах, поэтому сделаем перерасчет схемы 1 для режима наибольших и наименьших нагрузок. Результаты представим на рис 7.4 и 7.5 соответственно

Рис 7.4 Электрический расчет режима наибольших нагрузок

Рис 7.5 Электрический расчет режима наименьших нагрузок

Проведя расчёт режимов, убедились, что напряжения не выходят за пределы допустимых значений. U = (0,9÷1,1)U_ном. По результатам электрического расчета далее будут выбираться ответвления трансформаторов, необходимые для поддержания требуемого напряжения.

Расчет схемы 2:

Рис 7.6. Потокораспределение в режиме наибольших нагрузок (Схема 2)

Рис 7.7.Потокораспределение в аварийном режиме наибольших нагрузок (Схема 2)

В результате расчета мы видим сильное снижение напряжения во всех узлах, для поддержания напряжения сделаем линию, отходящие от балансирующего узла: 1-5, двухцепной.

Рис 7.8 Электрический расчет наиболее тяжелого послеаварийного режима (схема 2)

В результате расчета видим, что все напряжения находятся в допустимых пределах, поэтому сделаем перерасчет схемы 2 для режима наибольших и наименьших нагрузок.

Рис 7.9 Электрический расчет режима наибольших нагрузок

Рис 7.10 Электрический расчет режима наименьших нагрузок

Проведя расчёт режимов, убедились, что напряжения не выходят за пределы допустимых значений. U = (0,9÷1,1)U_ном. По результатам электрического расчета далее будут выбираться ответвления трансформаторов, необходимые для поддержания требуемого напряжения.

Расчёты выполнялись для трёх режимов и двух схем ,чтобы убедится в том ,что напряжение не выходит за пределы допустимых значений, и для того чтобы узнать значения потерь активной мощности после улучшений для каждой сети ,необходимых для экономического сравнения двух вариантов электрической сети.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Технико-экономический расчет даёт одни из основных показателей по которым определяют какая конфигурация сети требует меньше затрат по сравнению с другими конфигурациями. Это расчет позволит нам окончательно выбрать конфигурацию сети которая будет использоваться в дальнейшем.

Расчет начнем с капитальных вложений в линии. Они определяются по следующей формуле:

(8.1)

где - капиталовложения в 1 км линии (тыс. у.е./км);

l - длина линий электропередач.

Для линий брали железобетонные опоры с районом по гололёду - III. Информация по расчету оформим в виде таблиц 8.1 и 8.2 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.1

Nн-к линии	Количество цепей	Длинна линии, км	Сечение проводника, мм2	Капиталовложения в 1 км линии, тыс. у. е./км	Капиталовложения в линию, тыс. у. е.
1-5		27.6	AC 120/19	20.4	563.04
1-6		27.6	AC 70/11	21.4	590.64
2-5		46.8	AC 70/11	21.4
2-8		27.6	AC 70/11	14.6	402.96
3-4			AC 70/11	14.6	700.8
3-8		27.6	AC 95/16	14.3	394.68
4-6		50.4	AC 70/11	14.6	735.84
5-7		19.2	AC 70/11	14.6	280.32
Суммарное капиталовложение в линии сети, тыс. у. е.	4670,3

Таблица 8.2

Nн-к линии	Количество цепей	Длинна линии, км	Сечение проводника, мм2	Капиталовложения в 1 км линии, тыс. у. е./км	Капиталовложения в линию, тыс. у. е.
1-5		27.6	AC 185/29	23.6	651.36
1-6		27.6	AC 240/32	15.1	416.76
2-7		37.2	AC 70/11	14.6	543.12
2-8		27.6	AC 70/11	14.6	402.96
3-4			AC 95/16	14.3	686.4
3-8		27.6	AC 95/16	14.3	394.68
4-6		50.4	AC 150/24	13.2	665.28
4-7		37.2	AC 70/11	14.6	543.12
5-7		19.2	AC 150/24	13.2	253.44
Суммарное капиталовложение в линии сети, тыс. у. е.	4557,12

Далее рассчитаем капитальные вложения в подстанции. Их расчет производится по следующим формулам:

(8.2)

где - капитальные вложения в трансформаторы;

- капитальные вложения в распределительные устройства:

(8.3)

где - капитальные вложения в одну ячейку распределительного устройства;

n - количество ячеек.

- справочная величина, зависит от схем устройства;

- справочная величина.

Определим капитальные вложения в трансформаторы. Всю информацию сведём в таблицы 8.3 и 8.4 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.3

N подстанции	Количество трансформаторов подстанции	Марка трансформаторов	Стоимость одного трансформатора, тыс. у. е.	Суммарная стоимость трансформаторов подстанции, тыс. у. е.
		ТДН-16000/110
		ТДТН-40000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-40000/110
Суммарная стоимость трансформаторов подстанций, тыс. у. е.

Таблица 8.4

N подстанции	Количество трансформаторов подстанции	Марка трансформаторов	Стоимость одного трансформатора, тыс. у. е.	Суммарная стоимость трансформаторов подстанции, тыс. у. е.
		ТДН-16000/110
		ТДТН-40000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-25000/110
		ТДН-16000/110
		ТРДН-40000/110
Суммарная стоимость трансформаторов подстанций, тыс. у. е.

Определим стоимость распределительных устройств. Берём ячейку с масленым выключателем при отключаемом токе ниже 30 кА. Полученную информацию сводим в таблицы 8.5 и 8.6 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.5

N подстанции	Тип схемы	Количество ячеек	Стоимость одной ячейки, тыс. у. е.	Суммарная стоимость ячеек подстанции, тыс. у. е
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	Блок "линия - трансформатор" с отделителем
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость ячеек подстанций, тыс. у. е.

Таблица 8.6

N подстанции	Тип схемы	Количество ячеек	Стоимость одной ячейки, тыс. у. е.	Суммарная стоимость ячеек подстанции, тыс. у. е
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость ячеек подстанций, тыс. у. е.

Теперь рассмотрим постоянную часть капитальных вложений в подстанции. Информацию сведём в таблицы 8.7 и 8.8 для схем 1 и 2 соответственно.

Таблица 8.7

N подстанции	Тип схемы	Постоянные капитальные вложения в подстанцию, тыс. у. е.
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	Блок "линия - трансформатор" с отделителем
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость постоянных капитальный вложений в подстанции, тыс. у. е.

Таблица 8.8

N подстанции	Тип схемы	Постоянные капитальные вложения в подстанцию, тыс. у. е.
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
	"Мостиковая"
	С одной секционной и одной обходной системами шин
	"Мостиковая"
Суммарная стоимость постоянных капитальный вложений в подстанции, тыс. у. е.

В дополнительные капитальные вложения относим стоимость компенсирующих устройств. Для схемы 2 берём 3 шпунтовые конденсаторные батареи типа КС2-1,05-125 установленной мощностью 10,5 МВар. Стоимость одной батареи 40 тыс. у.е. Суммарная стоимость 120 тыс. у.е.

Суммарные капитальные вложения в подстанции для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Капитальные вложения в сеть находя по следующей формуле:

(8.4)

Найдем капитальные вложения в сеть для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Годовые эксплуатационные издержки для ЛЭП находим по следующей формуле:

(8.5)

где - отчисление на годовые эксплуатационные издержки ЛЭП в процентах от суммарных капитальных вложений в ЛЭП (для железобетонных опор на напряжение 110 кВ ровно 2,8%).

Для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Годовые эксплуатационные издержки для подстанций находим по следующей формуле:

(8.6)

где - отчисление на годовые эксплуатационные издержки подстанций в процентах от суммарных капитальных вложений в подстанции (для распределительных устройств до 150 кВ равно 9,4%).

Для схемы 1:

тыс. у.е.

Для схемы 2:

тыс. у.е.

Издержки связанные с возмещением стоимости потерянной энергии в сети находим по следующей формуле :

(8.7)

где тыс. у. е./МВт*ч - стоимость единицы электроэнергии;

- величина потери электрической энергии в проектируемой сети, МВт*ч.

(8.8)

где - нагрузочные потери электроэнергии в сети;

- потери электроэнергии на холостой ход сети.

(8.9)

где - нагрузочные потери мощности в сети, МВт;

- время наибольших потерь, ч.

(8.10)

(8.11)

где - потери мощности холостого сети, МВт;

Проведём расчет для схемы 1:

МВт, из RastrWin3;

МВт, по справочным данным трансформаторов;

ч;

МВт*ч;

МВт*ч;

тыс. у. е.;

Для схемы 2:

МВт, из RastrWin3;

МВт, по справочным данным трансформаторов;

ч;

МВт*ч;

МВт*ч;

тыс. у. е.;

Суммарные годовые издержки сети определяется по следующей формуле:

(8.12)

Для схемы 1:

тыс. у. е.

Для схемы 2:

тыс. у. е.

Приведённые затраты определяют по следующей формуле:

(8.13)

где - нормативный коэффициент капитального вложения, равен 0,12.

Для схемы 1:

тыс. у. е.

Для схемы 2:

тыс. у. е.

Как видно приведённые затраты для 2 схемы меньше, чем для 1. Исходя из этого за основную принимаем схему 2.

Стоимость передачи электроэнергии определяем по следующей формуле:

(8.14)

где W- передаваемая по сети электроэнергия, МВт*ч .

(8.15)

Себестоимость электроэнергии определяем по следующей формуле:

(8.14)

МВт;

МВт*ч;

у.е./ кВт*ч;

у.е./ кВт*ч;

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данный курсовой проект предназначен для закрепления знаний, полученных при изучении дисциплины “Электрические системы и сети”. Мы спроектировали 5 вариантов конфигурации, из которых выбрали 2, по наименьшей протяженности линий и надежности и в дальнейшем рассчитывали её технические и экономические характеристики, проверили надёжность сети в различных режимах работы.

Мы приняли номинальные напряжения для ветвей схемы, число цепей и марки проводов линий, мощность и количество трансформаторов на подстанциях. Затем из двух вариантов выбран лучший, по наименьшим приведенным затратам. Для выбранного варианта произвели электрические расчёты, а также расчёты технико-экономических показателей.

В ходе курсового проекта нам приходилось решать сложные технические задачи, применять свои навыки, полученные по некоторым специальным дисциплинам.

ЛИТЕРАТУРА

1. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектиро­вание: Учеб. пособие для втузов. – 2-е изд.. испр. и доп. – Мн: Выш. шк., 1988. – 308с.:ил.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В.В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

3. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. – 2-е изд., перераб. и доп./ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.В. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. – М.: Высш. школа, 1990.

4. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.

5. ПУЭ-7, Правила устройства электроустановок, 2009 г

6. Сыч Н.М., Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей элек