Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

Размещено на http://www.allbest.ru

35

Размещено на http://www.allbest.ru

Упрощённый порядок проектирования электрической сети района

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети

2. Ориентировочный выбор компенсирующих устройст

3. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях

4. Выбор конструктивного исполнения сети и сечений проводников

4.1 Сечения проводников 35 кВ и выше

4.2 Сечения проводников до 35 кВ

5. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

5.1 Определение капитальных затрат

5.2 Определение годовых эксплуатационных расходов

5.3 Сравнение двух вариантов сетей

6. Электрический расчёт характерных режимов сети

7. Выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспечения качества напряжения

8. Технико-экономические показатели электрической сети

Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

В данной работе рассмотрен упрощённый порядок проектирования электрической сети района. В ходе работы обучающимся достигнуты результаты:

1) Усвоен материал, связанный с содержанием работы;

2) Повышен навык использования справочной литературы;

3) Приобретены знания и способности, необходимые для дальнейшего обучения выбранной специальности.

1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИЙ И ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ СЕТИ

Из возможных вариантов конфигураций сети выбираем два наилучших - №1 и №2.

Рисунок 1.1 - Варианты сети

Длины участков

Вариант сети №1	Вариант сети №2

Номинальное напряжение для участка Л1 (вариант №1):

по формуле Илларионова

принимаем ближайшее стандартное

по экономическим областям [3, рисунок 6.5]

Принимаем

Аналогично выбираем номинальные напряжения остальных участков обоих вариантов конфигурации сети и сводим результаты в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Результаты выбора номинального напряжения участков сети

Участок сети	Номинальное напряжение	Выбранное напряжение, кВ
	По формуле Илларионова	По экономическим областям
Вариант сети №1
Л1	110	110/150	110
Л2	110	110	110
Л3	220	220	220
Л4	220	220	220
Вариант сети №2
Л1	220	220	220
Л2	220	220	220
Л3	110	110/220	220
Л4	110	110	220
Л5	220	220	220

2. ОРИЕНТИРОВОЧНЫЙ ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Рассчитаем необходимую мощность компенсаторов реактивной мощности по формуле:

и сведём результаты в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Необходимые мощности реактивных компенсаторов

Потребитель
1	28	0,89	7,28
2	23	0,95	0
3	72	0,95	0
4	72	0,90	10,8

Потребитель №1. I категория. Необходимая мощность одного компенсатора

Выбираем по [1, таблица 7.27] стандартную 10 кВ шунтовую конденсаторную батарею мощностью .

Потребитель №2. III категория. В обоих вариантах схемы будет использован один двухобмоточный трансформатор. Компенсатор для этого потребителя не требуется, так как реальный коэффициент мощности соответствует желаемому.

Потребитель №3. В обоих вариантах схемы будет использован один двухобмоточный трансформатор. Компенсатор для этого потребителя не требуется, так как реальный коэффициент мощности соответствует желаемому.

Потребитель №4. I категория, напряжения всех подводимых линий одинаковы (п. 1). В обоих вариантах сети будут использованы два двухобмоточных трансформатора. Необходимая мощность одного компенсатора

Выбираем по [1, таблица 7.27] стандартную 10 кВ шунтовую конденсаторную батарею мощностью .

Сведём полученные данные в таблицу 2.2

Таблица 2.2 - Результаты выбора компенсирующих устройств

Номер подстанции					Количество и тип компенсирующих устройств
Вариант сети №1
1	28	0,59	0,329	9,6	4ШКБ 2,4 Мвар
2	23	0,329	0,329	0	_
3	72	0,329	0,329	0	-
4	72	0,48	0,329	14,4	4ШКБ 3,6 Мвар
Вариант сети №2
1	28	0,59	0,329	9,6	4ШКБ 2,4 Мвар
2	23	0,329	0,329	0	_
3	72	0,329	0,329	0	-
4	72	0,48	0,329	14,4	4ШКБ 3,6 Мвар

3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ

Потребитель №1

Минимальная мощность каждого трансформатора:

Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТРДН-25000/110.

Для второго варианта выбираем трансформатор ТРДН-25000/220

Коэффициент загрузки трансформатора:

в нормальном режиме

в аварийном режиме

Потребитель №2

Минимальная мощность каждого трансформатора:

Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТРДН-25000/110.

Для второго варианта выбираем трансформатор ТРДН-25000/220

Коэффициент загрузки трансформатора

Потребитель №3.

Минимальная мощность каждого трансформатора:

Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТРДН-63000/220.

Для второго варианта выбираем трансформатор ТРДН-63000/220

Коэффициент загрузки трансформатора

Коэффициент аварийной перегрузки

Потребитель №4.

Минимальная мощность каждого трансформатора:

Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТДН-63000/220.

Коэффициент загрузки трансформатора:

в нормальном режиме

в аварийном режиме

Потребитель №5. II категория, напряжение линии - 10 кВ. Требуется установка двух трансформаторов 10/0,4 кВ.

Полная мощность потребителя

Минимальная мощность каждого трансформатора:

Выбираем по [2, таблица 24.4] трансформатор ТС-400/10.

Коэффициент загрузки трансформатора:

в нормальном режиме

в аварийном режиме

Потребитель №6. II категория, напряжение линии - 10 кВ. Требуется установка одного трансформатора 10/0,4 кВ.

Полная мощность потребителя

Минимальная мощность трансформатора:

Выбираем по [2, таблица 24.5] трансформатор ТМ-400/10.

Коэффициент загрузки трансформатора

Коэффициент аварийной перегрузки

Результаты выбора трансформаторов сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Результаты выбора трансформаторов

Номер подстанции		Категория потребителей	Число трансформаторов		Марка трансформаторов
1	28,84	1	2	25	ТРДН-25000/110	0,58	1,15
2	24,2	3	1	25	ТРДН-25000/110	0,97	-
3	75,8	1	2	63	ТРДН-63000/220
4	72,6	1	2	63	ТРДН-63000/220	0,58	1,15
5		2	2	400	ТС-400/10
6		2	2	400	ТМ-400/10
Вариант сети №2
1	28,84	1	2	25	ТРДН-25000/220	0,58	1,15
2	24,2	3	1	25	ТРДН-25000/220	0,97	-
3	75,8	1	2	63	ТРДН-63000/220
4	72,6	1	2	63	ТРДН-63000/220	0,58	1,15
5		2	2	400	ТС-400/10
6		2	2	400	ТМ-400/10

Структурные схемы сетей представлены на рисунке 3.1

а) Вариант №1

б) Вариант №2

Рисунок 3.1 - Структурные схемы сетей

4. ВЫБОР КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛНЕНИЯ СЕТИ И СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ

электрическая сеть проектирование

4.1 Сечения проводников 35 кВ и выше

Для передачи электроэнергии используем сталеалюминевые воздушные линии.

Вариант №1

Мощность, передаваемая линией Л1:

Аналогично

Расчётный ток в Л1 в режиме наибольших нагрузок при нормальном режиме работы сети:

Так как для всех потребителей , то экономическая плотность тока для всех линий [1, таблица 3.12].

Экономическое сечение линии Л1:



По условию короны сечение линии 110 кВ не может быть менее . Принимаем предварительно провод АС-150/24.

Производим проверку по нагреву. Длительно допустимый ток для проводов АС-150/24 вне помещений [1, таблица 3.15].

Послеаварийный ток в линии Л1 Так как , то провод АС-150/24 проходит проверку по нагреву, принимаем его для линии Л1.

Аналогично выполним подбор сечений проводников для всех остальных линий и сведём результаты в таблицу 4.1

Таблица 4.1 - Результаты выбора сечений проводов ВЛ 35 кВ и выше

Участок сети		Ток, А		Сечение по условию:		Марка провода
		Нормальный режим	Послеаварийный режим			короны
Вариант сети №1
Л1	110	139	278	0,9	150	70	450	АС150/24
Л2	110	127	127	0,9	150	70	450	АС120/19
Л3	220	100	200	0,8	120	240	310	АС 240/32
Л4	220	96	192	0,8	120	240	610	АС 240/32
Вариант сети №2
Л1	220	262,5	526,7	0,9	240	240	610	АС240/32
Л2	220	191	446	0,9	180	240	610	АС240/32
Л3	220	123	380	0,9	150	240	610	АС240/32
Л4	220	71	189	0,9	120	240	610	АС240/32
Л5	220	264,2	526,7	0,9	240	240	610	АС240/32

4.2 Сечения проводников до 35 кВ

Схема питания потребителей №№ 5, 6 приведена на рисунке 4.1. Питание осуществляется ВЛ 10 кВ.

Рисунок 4.1 - Схема питания потребителей №№ 5, 6

Производим выбор сечения ВЛ.

Провод, питающий потребителя №6

1) Выбор по экономической плотности тока.

Принимаем ближайшее стандартное сечение жилы

Выбираем провод марки СИП-3-16

Сведём результаты в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты выбора сечений кабелей КЛ 10 кВ

Потребитель	Ток, А		Сечение по условию:		Марка кабеля
	Нормальный режим	Послеаварийный режим
5	10,36	20,72	1,1	16	80	СИП
6	10,89	21,78	1,1	16	80	СИП

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ

При сравнении двух вариантов электрических сетей используем метод приведённых затрат.

Приведённые затраты при одновременных капитальных вложениях (при сроке строительства не более года) и постоянных годовых эксплуатационных расходах вычисляются по формуле:

где - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,12;

К - капитальные затраты на сооружение электрической сети;

И - ежегодные издержки на эксплуатацию сети.

5.1 Определение капитальных затрат

Капитальные вложения на сеть состоят из затрат на сооружение линий и на сооружение подстанций.

5.1.1 Затраты на сооружение линий

В капитальные вложения на линии входят затраты: на подготовку трассы линий, опоры, изоляторы, провода, монтаж линий и пр.

В качестве опор для сооружения ВЛ 220 кВ и выше принимаем стальные опоры.

Таблица 5.1 - Оценка капитальных затрат на сооружение ВЛ для варианта сети №1

Участок сети	Л1	Л2	Л3	Л4
Номинальное напряжение, кВ	110	110	220	220
Количество цепей на опоре, шт	1	1	1	1
Марка провода	АС150/24	АС120/19	АС240/32	АС240/32
Длина линий, км	57	17	45	66
Количество линий на участке, шт	2	1	2	2
Базовые показатели стоимости, тыс. руб./км	1050	1050	1200	1200
Базовая стоимость участка сети, тыс. руб.	119700	17850	108000	158400
Капитальные затраты с учётом повышающего коэффициента Приведение затрат к 2005 году., тыс. руб.	318881	47552	287712	421978
Итоговые капитальные затраты на линии, тыс. руб.	1076122

Таблица 5.2 - Оценка капитальных затрат на сооружение ВЛ для варианта сети №2

Участок сети	Л1	Л2	Л3	Л4	Л5
Номинальное напряжение, кВ	220	220	220	220	220
Количество цепей на опоре, шт	1	1	1	1	1
Марка провода	АС240/32	АС240/32	АС240/32	АС240/32	АС240/32
Длина линий, км	57	17	17	45	66
Количество линий на участке, шт	1	1	1	1	1
Базовые показатели стоимости, тыс. руб./км	1200	1200	1200	1200	1200
Коэффициент приведения затрат к 2005 году	2,664	2,664	2,664	2,664	2,664
Базовая стоимость участка сети, тыс. руб.	68400	20400	20400	54000	79200
Капитальные затраты с учётом повышающего коэффициента	182217,6	54345,6	54345,6	143856	210988,8
Итоговые капитальные затраты на линии, тыс. руб.	645753,6

5.1.2 Затраты на сооружение подстанций

В обоих вариантах сети все подстанции являются одинаковыми или отличия в них несущественны и не влияют на стоимость. Поэтому сравнивать их не имеет смысла так как их стоимость будет одинакова.

5.2 Определение годовых эксплуатационных расходов

Ежегодные издержки сети состоят из отчислений от капитальных затрат на амортизацию эксплуатацию и подстанций и стоимости потерь электроэнергии за год:

где - издержки на амортизацию;

- издержки на эксплуатацию;

- затраты на возмещение потерь электроэнергии;

- коэффициент амортизации, %;

- отчисления на ремонты и обслуживание элементов сети, %.

- стоимость 1кВт•ч потерянной энергии, руб.

5.2.1 Определение ежегодных издержек на амортизацию и эксплуатацию

Издержки на амортизацию и эксплуатацию линий варианта сети №1



Аналогично рассчитываются ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатацию других линий и подстанций обоих вариантов сети. Вычисляем эти издержки и сводим результат в таблицу.

Таблица 5.4 - Расчёт ежегодных издержек на амортизацию и эксплуатацию

	Вариант №1	Вариант №2
Капитальные затраты на сооружение, тыс. руб.:
линий		645753,6
Издержки на амортизацию и эксплуатацию, тыс. руб.:
линий	72100,17	43265,5
итого	72100,17	43265,5

5.2.2 Определение затрат на возмещение потерь электроэнергии

Вариант сети №2

Время наибольшей нагрузки для участка ИП-1:

Время наибольших потерь на участке

Потери активной мощности на участке:

Потери электроэнергии на участке

Аналогично вычислим потери электроэнергии на остальных участках и сведём результаты расчётов в таблицу.

Таблица 5.5 - Определение потерь электроэнергии в сетях

Параметр	Вариант №1	Вариант №2
	А-1	2-1	А-4	3-4	А-1	1-2	2-3	3-4	4-5
Время наибольшей нагрузки, ч	2159	3790	5755	5720	4934	5306	5790	5790	5755
Время наибольших потерь, ч	1012	2216	4286	4243	3339	3754	4329	4329	4286
Потери активной мощности, МВт	9,42	3,85	3,88	0,93	3,88	1,27	0,796	1,69	2,29
Потери электроэнергии, МВт•ч	9533	8532	16630	3946	12955	4768	3463	7316	9815
	38641	32317

Потери электроэнергии в трансформаторах включают потери в стали, величина которых зависит только от параметров трансформатора и потери в меди, величина которых зависит ещё и от загрузки трансформатора.

Например, для варианта сети №2 потери в стали на ПС№2:

где - потери холостого хода одного трансформатора, МВт;

- количество часов работы в год;

- количество трансформаторов на ПС.

Таблица 5.6 - Определение потерь электроэнергии в трансформаторах ПС №3

Параметр	Вариант №1	Вариант №2
Мощность потерь холостого хода 1-го трансформатора, МВт	0,030	0,025
Потери холостого хода, МВт•ч	220,2	183,5
Время наибольшей нагрузки, ч	3670	3670
Мощность нагрузочных потерь в трансформаторах ПС, МВт	9845	9201
Итоговые потери в трансформаторах	10062,2	9384,5

Итого потери электроэнергии составляют:

для варианта сети №1 48703,2 МВт•ч;

для варианта сети №2 - 41707,5 МВт•ч,

затраты на возмещение этих потерь при стоимости электроэнергии 313 коп/кВт•ч составляют соответственно 161207,6 и 125051,8 тыс. руб.

5.3 Сравнение двух вариантов сетей

Полученные в предыдущих пунктах данные подставим в формулу 5.1 и используем полученные данные для технико-экономического сравнения двух выбранных вариантов сетей.

Таблица 5.7 - Технико-экономическое сравнение вариантов

Параметр	Вариант №1	Вариант №2
Капитальные затраты на сооружение, тыс. руб.	1076122	645753,6
Ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатацию, тыс. руб.	72100,17	43265,5
Ежегодные издержки на на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб.	161207,6	125051,8
Приведённые затраты, тыс. руб.	362442,41	246007,73

Очевидно, вариант сети №2 является более предпочтительным.

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

Определим расчётные нагрузки подстанций.

Для ПС №4

Мощность в режиме наибольших нагрузок:

С учётом компенсации:

Потери мощности в трансформаторах

Зарядовая мощность примыкающих линий:

Аналогично выполняется расчёт для режима наименьших нагрузок и для других районных подстанций. Результаты расчётов сводим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Определение расчётных нагрузок подстанций

Определяемый параметр	Номер подстанции
	1	2	3	4
Мощность нагрузки, МВА	max	28+j6,92	23+j7,59	72+j23,76	72,631+j10,41
	min	18,76+j4,636	15,41+j5,09	48,24+j15,92	48,24+j6,271
Мощность компенсирующих устройств, Мвар	9,6	0	0	10,8
Потери мощности в трансформаторах, МВА	max	0,377+j6,296	0,15+j2,883	0,186+j3,339	0,434+j1,286
	min	0,189+j2,948	0,066+j1,024	0,104+j1,315	0,395+j0,519
Зарядная мощность линий, примыкающих к подстанции, Мвар	4,66	2,143	3,718	6,806
Расчётная нагрузка подстанции, МВА	max	28,377+j13,21	23,15+j10,213	72,186+j27,1	73.07+j11,696
	min	18,95+j7,584	16,07+j6,114	48,344+j17,24	48,64+j6,79

Рассчитаем 3 характерных режима сети - режимы наибольших и наименьших нагрузок и послеаварийный.

Сведем данные в таблицы:

Таблица 6.2 - Режим наибольших нагрузок

Определяемый параметр	Участок сети
	A-1	A-4	1-2	2-3	3-4
Сопротивление участка, Ом	6,73+j24,8	7,79+j28.71	2,006+j7,4	2,006+j7,4	4,956+j18,27
Потери мощности на участке, МВА	1,061+j2,775	0,721+j2,66	0,054+j0,077	0,071+j0,039	0,254+j0,368
Мощность в начале участка, МВА	99,18+j24,05	99,27+j20,4	70,02+j17,15	46,9+j9,99	25,53+j9,46
Напряжение в начале участка, кВ	242	242	237,3	236,2	235,5
Падение напряжения на участке, кВ	4,7	1,9	1,1	0,7	4,6
Напряжение в конце участка, кВ	237,3	240,1	236,2	235,5	240,1

Расчёт режима наименьших нагрузок отличается от режима наибольших нагрузок только сниженными расчётными нагрузками подстанций (коэффициент 0,56) и напряжением источника питания - оно составляет не , а . Сведём результаты расчётов этого режима в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Режим наименьших нагрузок

Определяемый параметр	Участок сети
	A-1	A-4	1-2	2-3	3-4
Сопротивление участка, Ом	6,73+j24,8	7,79+j28.71	2,006+j7,4	2,006+j7,4	4,956+j18,27
Потери мощности на участке, МВА	0,416+j0,853	0,42+j0,932	0,013+j0,123	0,013+j0,123	0,365+j1,12
Мощность в начале участка, МВА	66,17+j9,98	66,45+j7,53	46,89+j8,127	31,37+j4,154	17,45+j5,125
Напряжение в начале участка, кВ	231	231	228,2	227,6	227,1
Падение напряжения на участке, кВ	2,8	1,1	0,6	0,5	2,8
Напряжение в конце участка, кВ	228,2	229,9	227,6	227,1	229,9

В качестве послеаварийного режима рассматриваем повреждение на участке А-1, а для расчёта послеаварийного режима на этом участке - повреждение на участке А-4. Расчёт послеаварийного режима отличается от режима наибольших нагрузок также изменением расчётных нагрузок подстанций (вследствие отсутствия зарядовых мощностей, поступающих с участков, подвергшихся повреждению). Сведём результаты расчётов этого режима в таблицу 6.4.

Таблица 6.4 - Послеаварийный режим

Определяемый параметр	Участок сети
	A-1	1-2	2-3	3-4
Сопротивление участка, Ом	6,73+j24,8	2,006+j7,4	2,006+j7,4	4,956+j18,27
Потери мощности на участке, МВА	4,385+j8,389	0,672+j0,707	0,176+j0,361	2,286+j3,297
Мощность в начале участка, МВА	201,04+j47,58	169,17+j35,61	145,38+j27,84	72,983+j8,7
Напряжение в начале участка, кВ	242	233,3	230,8	228,7
Падение напряжения на участке, кВ	8,7	2,7	2,1	1,6
Напряжение в конце участка, кВ	233,3	230,8	228,7	227,1

7. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ДРУГИХ СРЕДСТВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ

Напряжение в точке 2:

в режиме наибольших нагрузок

Напряжение ответвления, которое обеспечивает желаемое напряжение в точке 3:

в режиме наибольших нагрузок ():

Устройство регулирования трансформатора имеет пределы .

Подберём аналогичным образом ответвления для других подстанций и послеаварийного режима. Сводим результаты в табл. 7.1 (первое число - для режима наибольших нагрузок, второе - для режима наименьших нагрузок, третье - для послеаварийного режима).

Таблица 7.1 - Результаты выбора ответвлений трансформаторов с РПН

Определяемый показатель	Номер подстанции
	1	2	3	4
Напряжение на стороне ВН, кВ	233,9/226/230	232,7/224,3/223,6	230,1/226/225,2	234,8/229/223
Потеря напряжения в трансформаторе, кВ	3,4/2,2/3,3	3,5/3,2/6,0	5,3/1,1/3,3	5,4/0,9/2,8
Требуемое напряжение на стороне НН, кВ	10,5/10/10,5	10,5/10/10,5	10,5/10/10,5	10,5/10/10,5
Расчётное напряжение регулировочного ответвления, кВ	243,3/232/242	245,5/231,5/240	244,5/233/239,6	244,1/231,8/245.8
Выбранное ответвление	2/4/-1	1/4/-3	-2/1/-3	3/6/-2
Действительное напряжение на стороне НН, кВ	10,53/9,9/10,5	10,5/9,9/10,4	10,6/9,9/10,4	10,5/9,9/10,5

Таблица 7.2 - Результаты выбора ответвлений трансформаторов с ПБВ

Определяемый показатель	Номер подстанции
	5	6
Напряжение на стороне ВН, кВ	10,4/9,9/10,6	10,4/10/10,6
Потеря напряжения в трансформаторе, кВ	0,2/0,1/0,5	0,4/0,3/0,4
Напряжение на стороне НН, приведённое к обмотке ВН, кВ	10,2/9,8/10,1	10/9,7/10,2
Требуемое напряжение на стороне НН, кВ	0,38…0,42	0,38…0,42
Выбранное ответвление	0	0
Стандартное напряжение выбранного регулировочного ответвления, кВ	10	10
Действительное напряжение на стороне НН, кВ	0,408/0,393/0,405	0,401/0,389/0,409

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Сводим в таблицу технико-экономические показатели сети.

Параметр	Значение
Номинальное напряжение сети, кВ	220/10
Длина линий, км 220 кВ 10 кВ	199 4,3
Мощность компенсирующих устройств, Мвар	24
Общая активная мощность потребителей, МВт	195,672
Установленная мощность трансформаторов подстанций, МВ•А	176,8
Капитальные вложения в сеть, тыс. руб.	635753,6
Годовые эксплуатационные расхода по сети, тыс. руб.	43262,5
Приведённые затраты электрической сети, тыс. руб.	119552,9
Потери мощности в линиях и трансформаторах сети, МВ•А	11,25
Потери электроэнергии в линиях и трансформаторах сети, МВт•ч	25121
Годовая потребляемая всеми потребителями электроэнергия, МВт•ч	393170
Удельные капитальные вложения, тыс. руб./МВт•км	30
Себестоимость передачи электроэнергии, руб./МВт•ч	0,12
Стоимость передачи электроэнергии, руб./МВт•ч	0,31

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итог выполненной работы:

1) Разработаны несколько возможных конфигураций электрической сети, выбраны наилучшие из них, подобраны напряжения участков;

2) Для крупных потребителей выполнен упрощённый подбор компенсаторов реактивной мощности;

3) Выбраны трансформаторы для подстанций;

4) Выбраны сечения и конструктивное исполнение проводников сети;

5) Проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов сети, из них выбран наилучший;

6) Произведён электрический расчёт характерных режимов окончательного варианта сети;

7) Произведён выбор ответвлений трансформаторов сети.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 1 Карпетян, И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / И.Г. Карпетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро, под редакцией Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392с.

2. 2 Авторы Электротехнический справочник В 4 т. Т. 2 Электротехнические изделия и устройства [Текст]/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) - 9-е изд., стер. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 518 с.

3. 3 Идельчик, В.И. Электрические системы и сети [Текст]: учебник для вузов / В.И. Идельчик - М.: Энергоатомиздат, 2014. - 592 с.

4. 4 Правила устройства электроустановок: все действующие разделы шестого и седьмого изданий [Текст]

5. 5 Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: Учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков - М.: Энергоатомиздат, 2009. - 608 с.

Размещено на Allbest.ru