Разработка схемы электросети для питания потребителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

В данном курсовом проекте разрабатывается схема сети для питания потребителей производится выбор марок и сечений проводов, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, технико-экономический расчет, режимные схемы, разработка мероприятий по обеспечению потребителей электроэнергией требуемого качества.

Введение

В данном курсовом проекте разрабатывается схема сети для питания потребителей, проект состоит из следующих основных разделов:

1. выбор мест размещения ТП и мощности трансформаторов;

2. выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и их параметров с учетом требуемых технических ограничений;

3. сопоставление этих вариантов по различным показателям;

4. расчет характерных режимов работы электрической сети;

5. выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Одно из экономических требований - достижение по мере возможности наименьшей стоимости передачи электроэнергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

1. Определение расчётных электрических нагрузок потребителей

Для нахождения расчётных электрических нагрузок потребителей пользуемся исходными данными, приведенными в задании, а также данными, приведенными в справочнике.

Таблица 1.1 - Характеристики потребителей

№ п/п	Наименование потребителя	Активная нагрузка Р, кВт	Cos ц	Категория по надёжности электроснабжения
1	Свиноводческий комплекс	480	0,88	I
2	Жилая застройка 80 домов с газовыми плитами	-	-	III
3	Водонапорная башня	106	0,8	II
4	Почта, 2 рабочих места	-	-	II
5	Дачный кооператив на 60 участков	-		III
6	Зерносушилка	250	0,9	II
7	Магазин торговой площадью 100 м2	-	-	III
8	Школа на 120 учащихся	-	-	III
9	Гаражи	225	0.82	III
10	Жилая застройка 90 домов с газовыми плитами	-	-	nmwedsIII

Для потребителей, чьи характеристики не указаны в таблице 1.1, а значит и в листе задания, берём Руд и cos ц из справочных данных.

Для нахождения расчётной активной нагрузки пользуемся следующей формулой:

Ррасч = Руд.n, (1.1)

где n - числовой показатель потребителя (количество учащихся, мест, м2 и т.п).

Реактивную и полную нагрузки потребителей находим по следующим выражениям:

Qрасч = Pрасч.tgц (1.2)

Sрасч = Pрасч/cosц, (1.3)

где Pрасч - расчётная активная нагрузка потребителя, кВт

cosц -коэффициент мощности потребителя [1].

Нагрузки жилой застройки на 80 домов с газовыми плитами

Нам известно, что удельная мощность, приходящаяся на один одноквартирный дом, равна 3,5 кВт/кв., следовательно:

Ррасч =3,5х80 = 280 кВт.

В домах установлены газовые плиты, значит cosц = 0,96 [2], таким образом находим расчётную реактивную нагрузку:

Qрасч=Ррасч? tgц = 280?0,292 =81,7 квар.

Далее находим полную нагрузку потребителя:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 280/0,96 = 291,7 кВ?А.

2. Нагрузки свиноводческого комплекса:

Нам уже известна расчётная активная нагрузка данного потребителя: Р = 480 кВт, а также cosц = 0,88. Найдём расчётную реактивную нагрузку:

Qрасч=Ррасч? tgц = 480?0,539 =259 квар

Полная расчётная нагрузка равна:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 480/0,88 = 545,5 кВ?А

3. Нагрузки водонапорной башни:

Нам известна расчётная активная мощность данного потребителя Р = 106 кВт, а также, что cosц = 0,8. Найдём расчётную реактивную нагрузку:

Qрасч=Ррасч? tgц = 106?0,75 = 80,25 квар

Полная расчётная нагрузка равна:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 106/ 0,8 = 114,2 кВ?А

4. Нагрузки почтового отделения на 2 рабочих места:

Данную нагрузку вычисляем путём суммирования нагрузки розеточной сети, освещения и оборудования, установленного на почты. В результате получаем, что Ррасч = 7,53 кВт, Qрасч = 4,66 квар, Sрасч = 7,53 кВ?А

5. Нагрузки дачного кооператива на 60 участков:

Из справочных данных найдём Руд = 0,69 кВт/уч., а cosц = 0,96 (как для квартир с газовыми плитами)[2]. Найдём расчётную активную нагрузку:

Ррасч = Руд.n = 0,69?60 = 41,4 кВт

Расчётная реактивная нагрузка равна:

Qрасч = Ррасч? tgц = 0,69?0,292 квар

Полная расчётная нагрузка равна:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 41,4/0,96 = 43,1 кВ?А

6. Нагрузки зерноушилки:

Нам уже известна Ррасч = 250 кВт, а также cosц = 0,9. Найдём расчётную реактивную нагрузку:

Qрасч = Ррасч? tgц = 250?0,484 = 121,1 квар

Полная расчётная нагрузка рана:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 250/0,9 = 277,8 кВ?А

7. Нагрузки магазина торговой площадью 100 м2:

Из справочных данных находим Руд = 0,25 кВт/м2, а cosц = 0,85(как для продовольственного магазина с кондиционером воздуха)[2].

Находим расчётную активную нагрузку:

Ррасч = Руд.n = 0,25?100 =25 кВт

Тогда расчётная реактивная нагрузка равна:

Qрасч = Ррасч? tgц = 25?0,619 = 15,5 квар

Полная расчётная нагрузка равна:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 25/0,85 = 29,4 кВ?А

8. Нагрузки школы на 120 учащихся:

Из справочных данных находим Руд = 0,25 кВт/учащ., cosц = 0,95 (для школы с электрифицированной столовой и спортзалом)[2].

Расчётная активная нагрузка равна:

Ррасч = Руд.n = 0,25?120 = 30 кВт

Расчётная реактивная нагрузка равна:

Qрасч = Ррасч? tgц = 30?0,329 = 9,9 квар

Полная расчётная нагрузка равна:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 30/0,95 = 31,8 кВ?А

9. Нагрузки гаражей:

Нам уже известна Ррасч = 225 кВт и cosц = 0,82. Найдём расчётную реактивную нагрузку:

Qрасч = Ррасч? tgц = 225?0,698 = 157 квар

Полная расчётная нагрузка равна:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 225/0,82 = 274,4 кВ?А

10. Нагрузки жилой застройки на 90 домов с газовыми плитами:

Нам известно, что удельная мощность, приходящаяся на один одноквартирный дом, равна 3,5 кВт/кв., следовательно:

Ррасч =3,5?90 = 315 кВт

Из справочных данных найдём cosц = 0,96 [2], таким образом расчётная реактивная нагрузка равна:

Qрасч = Ррасч? tgц = 315?0,292 = 91,9 квар

Полная расчётная нагрузка равна:

Sрасч = Ррасч/ cosц = 315/0,96 = 328 кВ?А

Результаты вычислений занесены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Расчётные электрические нагрузки потребителей

№ п/п	Наименование потребтеля	Ррасч, кВт	Qрасч, квар	Sрасч, кВ?А
1	Свиноводческий комплекс	480	259	545,5
2	Жилая застройка 80 домов с газовыми плитами	280	81,7	291,7
3	Водонапорная башня	106	80,25	114,2
4	Почта, 2 рабочих места	7,53	4,66	8,86
5	Дачный кооператив на 60 участков	41,4	12,1	43,1
6	Зерносушилка	250	121,1	277,8
7	Магазин, 100 м2	25	15,5	29,4
8	Школа на 120 учащихся	30	9,9	31,8
9	Гаражи	225	157	274,4
10	Жилая застройка 90 домов с газовыми плитами	315	91,9	328

2. Выбор мест размещения ТП, количества и мощности трансформаторов с учётом обеспечения требуемой надёжности электроснабжения потребителей

В электрических сетях сельскохозяйственного назначения применяют как закрытые ТП, так и комплектные ТП или мачтовые подстанции открытой установки с одним трансформатором. Электроснабжение производственных и бытовых потребителей сельскохозяйственного назначения предусматривают от разных ТП. При выборе места расположения ТП стараются максимально приблизить их к центрам электрических нагрузок. Для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей центры электрических нагрузок выбирают на незатопляемых местах и на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов, с учётом близости подъездных дорог, обеспечения удобных подходов воздушных и кабельных линий напряжением 0,38 и 10кВ.

Для того, чтобы определить центры нагрузок, построим картограмму нагрузок, которая представляет собой окружности радиусом Ri , нанесённые на территориальный план застройки, в котором показано размещение потребителей электрической энергии. Для зданий центр нагрузки совмещается с вводным устройством. Площадь круга в масштабе определяет Si - расчётную мощность здания. Радиус окружности (в миллиметрах) для каждого здания определяется по формуле:

, (2.1)

где m - масштаб, [1].

Как пример рассчитаем Ri для жилой застройки:

Примем m=0,1 кВ?А/мм2, тогда

мм

Аналогично вычислим для всех потребителей. Результаты вычислений занесены в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Расчётные радиусы

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Ri,мм	41,7	30,5	19,0	5,3	11,7	29,7	9,7	10,0	29,6	32,3

Для определения центра электрических нагрузок на картограмме указываем оси X и Y координатной плоскости, наносим центры электрических нагрузок зданий. Координаты центра электрической нагрузки всей группы n зданий определим по следующим выражениям:

Где xi,yi - координаты центров нагрузок зданий.

Точка, имеющая координаты ,является оптимальным местом расположения ТП, соответствующим наименьшим затратам на строительство и эксплуатацию электрической сети[1].

Для начала объединим потребителей в группы, для которых и будем размещать трансформатор: свиноводческий комплекс (1) относится к I категории по надёжности электроснабжения, Sрасч = 545,5 и имеет смысл питать его от отдельно двухтрансформаторной подстанции (ТП -1); ерносушилку(2), которая относится ко II категории, также подключим к отдельной двухтрансформаторной подстанции (ТП-2); объединим в группу потребителей жилую застройку(2), водонапорную башню(3), магазин (7) и школу (8), относящиеся ко II и III категории, и подключим к двухтрансформаторной подстанции (ТП - 3); также объединим в группу потребителей почту(4), гаражи (9) и жилую застройку(10), относящиеся ко II и III категории, и подключим к двухтрансформаторной подстанции (ТП - 4), дачный кооператив(5), относящийся к III категории, питаем от отдельной однотрансформаторной подстанции (ТП - 5), так как данный потребитель работает сезонно.

Для расчёта координат размещения ТП пользуемся координатами потребителей, которые уточнены с помощью картограммы, а также полными расчётными нагрузками потребителей, которые занесены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Координаты расположения потребителей и их Sрасч

№ п/п	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
X,см	6,8	7,6	10,8	14,2	17,6	3,8	7,4	9,2	11,8	16,0
Y,см	9,4	4,6	6,4	5,6	5,4	5,4	7,2	6,4	9,4	8,2
Sрасч	545,5	291,7	114,2	8,86	43,1	277,8	29,4	31,8	274,4	328,0

Как пример, вычислим координаты размещения ТП -3

мм

мм

Результаты вычислений занесены в таблицу 2.3

Таблица 2.3 - Координаты размещения ТП

№ п/п	ТП -1	ТП -2	ТП -3	ТП -4	ТП -5
X0см	3,8	6,8	8,5	14	17,6
Y0см	5,4	9,4	5,3	8,7	5,4

Картограмма находится в приложении А.

Расчёт нагрузок сельскохозяйственных объектов определяется по формуле:

, (2.4)

где - коэффициент максимума мощности, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок электроприёмников ;

- полная расчётная нагрузка электроприёмников[1].

Как пример, вычислим Sнагр для ТП-4:

Sнагр =0,5(8,86+274,4+328) = 305,63 кВ?А

Результаты вычислений занесены в таблицу 2.4

Таблица 2.4 - Нагрузки трансформаторов

№ п/п	ТП-1	ТП -2	ТП-3	ТП-4	ТП-5
Км	1	1	0,5	0,5	1
Si	545,5	277,8	467,1	611,26	43,1
Sнагр	545,5	277,8	233,55	305,63	43,1

Компоновка и размещение ТП должны предусматривать возможность круглосуточного беспрепятственного доступа обслуживающего персонала.

Для сельских потребителей, относящихся к третьей категории надёжности, предусматривают один трансформатор. Однако если эти потребители имеют большую нагрузку, устанавливают два однотипных трансформатора напряжением 10/0,38кВ, а также они применяются и для потребителей второй категории надёжности.

Выбор номинальной мощности трансформаторов должен производиться с учётом их перегрузочной способности в нормальном и послеаварийном режимах работы:

(2.5)

где - номинальная мощность трансформатора; - коэффициент загрузки трансформатора; - полная расчётная мощность нагрузки на шинах 0,38кВ ТП[1].

При этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора оставшийся должен обеспечить нормальную работу подстанции с учетом аварийной перегрузки.

В аварийных случаях трансформаторы допускают в течении не более 5 суток перегрузку на 40% номинальной мощности на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки.

Значение SТ, полученное по формуле (6.1), принимается в качестве расчетного. После этого по табл. (6.1) находится ближайшее к расчетному стандартное значение номинальной мощности.

Для двухтрансформаторных подстанций номинальная мощность трансформатора может быть выбрана из условия:

(2.6)

В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора рассчитывается по формуле:

(2.7)

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора рассчитывается по формуле:

(2.8)

где - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме; - полная расчётная мощность нагрузки; - номинальная мощность трансформатора[1].

Как пример, рассчитаем для ТП -4 номинальную нагрузку:



Таким образом, зная номинальную мощность, выбираем из справочника [2] необходимый трансформатор. В данном случае 2 трансформатора ТМ-250/10.

Далее уточним коэффициент загрузки для ТП-4 в нормальном режиме:

Теперь уточним коэффициент загрузки для ТП-4 в послеаварийном режиме:

Таблица 2.5 - Результаты вычислений и выбор трансформаторов

№ п/п	ТП-1	ТП-2	ТП-3	ТП-4	ТП-5
Sт.ном	381,85	194,46	163,1	213,92	43,1
Тип трансформатора	2ТМ-400/10	2ТМ-250/10	2ТМ-250/10	2ТМ-250/10	ТМ-63/10
Кз.м.н	47,7	38,8	32,6	43,0	68
Кз.м.ав	95,4	77,7	65,0	86,1	-

3. Выбор 3-х вариантов конфигурации схемы электрической сети и выбор параметров для каждого варианта с учетом требуемых технических ограничений

Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у приемников, удобство и безопасность эксплуатации сети. Электрическая сеть должна также обладать необходимой экономичностью и гибкостью.

В приложении Б представлены 3 конфигурации схемы электрической сети. Для начала рассчитаем потоки мощности для каждого из вариантов. Рассмотрим расчёт на примере схемы 1 приложения Б.

Ра1=0,5(Р1+Р4)?La1 = 0,5(480+7,53+225+315)=822 кВт

Qa1=0,5(Q1+Q4)? La1=0,5(259+4,66+157+91,9)=410 квар

Р14=0,5?Р4?L14=0,5?(7,53+225+315)=766,5 кВт

Q14=0,5?Q4?L14=0,5?(4,66+157+91,9)=355 квар

Аналогично вычисляем для всех узлов трёх схем. Обращаю внимание, что мы берём половину нагрузки только для двухтрансформаторной подстанции, для одного трансформатора берём нагрузки, не делённые на 0,5.

Результаты вычислений отображены на схемах в виде потоков мощности.

Рассчитаем сечения проводов для трёх вариантов схем.

Задача выбора площади сечения состоит в том, чтобы найти такие сечения проводов и кабелей, при которых потеря напряжения до наиболее удаленной точки не превысит допустимого значения:

, (3.1)

где - наибольшая потеря напряжения, кВ;

- Допустимая потеря напряжения, кВ.

Задавшись значением (для ВЛ напряжением 10 кВ можно принять ), можно найти :

, (3.2)

где - реактивная составляющая допустимой потери напряжения, кВ;

- длина линии, км;

- номинальное напряжения, кВ;

- расчетная реактивная нагрузка, квар.

Исходя из условия (3.1), найдем активную составляющую допустимой потери напряжения :

(3.3)

Если линия выполняется проводником одинакового сечения, выражение для определения расчетной площади сечения.

, (3.4)

где - сечение проводника, мм;

- расчетная активная нагрузка, квар;

- длина линии, км;

- активная составляющая допустимой потери напряжения, кВ;

- номинальное напряжения, кВ;

- удельная проводимость материала проводника: для алюминия .

Если сеть должна быть выполнена проводами разных сечений по минимуму расхода материала проводников, расчетную площадь сечения проводника для каждого участка находят по выражению

, (3.5)

где - сечение каждого участка проводника, мм;

- коэффициент расхода материала проводников;

- расчетная активная нагрузка, квар.

Коэффициент расхода материала проводника:

, (3.6)

где - длина линии, км;

- расчетная активная нагрузка, квар;

- активная составляющая допустимой потери напряжения, кВ;

- номинальное напряжения, кВ;

- удельная проводимость материала проводника: для алюминия .

Полученные по формулам (3.5), (3.4) расчетную площадь сечения округляют до ближайшего стандартного значения, для которого находят и [1].

При проектировании важно выяснить, не будет ли потеря напряжения при выбранных для данной сети площадях сечений проводов или кабелей превышать допустимое значение , т.е. будет ил отклонение напряжения у самого удаленного потребителя соответствовать допустимому значению . С этой точки зрения важно определить наибольшую потерю напряжения от источника питания до наиболее удаленного узла сети:

электрический нагрузка потребитель трансформатор

, (3.7)

где - наибольшая потеря напряжения, кВ;

- номинальное напряжения, кВ;

- расчетная активная нагрузка (), квар;

- активное сопротивление линии, Ом;

- расчетная реактивная нагрузка, квар;

- реактивное сопротивление линии(), Ом [1].

По выражению (3.7) вычисляем наибольшую потерю напряжения . Величина потери напряжения должна быть такой, чтобы напряжения у электроприемников не выходили за пределы допустимых отклонений (6%).

Фактическое значение напряжения:

, (3.8)

где - напряжение на шинах подстанции, кВ.

Предел отклонения напряжения вычисляем по формуле:

, (3.9)

Проверяем сечение провода по допустимому току нагрева в нормальном и послеаварийном режиме по формуле:

, (3.10)

где - допустимый ток нагрева, А;

- полная расчетная нагрузка, кВ•А;

- номинальное напряжения, кВ[1].

В послеаварийном режиме допустимый ток нагрева проверяют при обрыве линии, поэтому вся нагрузка будет протекать по второй линии.

Таблица 3.1 - длины участков схемы 1

Участок	А-1	1-4	А-2	2-3	В-4	В-3	В-5
L, км	1,6	2,8	1,6	2,0	2,6	3,6	0,8

Найдем реактивную составляющую допустимой потери напряжения по формуле (3.2) на участке А-1-4:

По формуле (3.3) рассчитываем активную составляющую допустимой потери напряжения , где =6% от :

По формуле (3.6) вычислим коэффициент :

По формуле (3.5) найдем расчетные площади сечения:

Для обоих участков принимаем минимально допустимое по условию механической прочности для сталеалюминевых проводов площадь сечения .

Условие (3.1) выполняется. Пользуясь формулами (3.7, 3.8, 3.9), проверим отклонение напряжения. Расчетные данные для провода АС 25/4,2 найдем в таблице П.3.1: .

Условие выполняется, значит сечение выбрано правильно. Проверим по формуле (3.10) выбранное сечение при работе в нормальном режиме для наиболее загруженного участка линии и сравниваем его с , взятого для провода данной марки:

Условия выполняются, значит провода выбраны правильно.

Теперь аналогично выполняем расчёты для всех ветвей схемы. Результату вычислений занесены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчёта по схеме 1

Номер линии	, кВ	, кВ		, мм2 мм	Марка провода	, кВ	, %	, А	, А
А-1	0,0275	0,572	0,455	10,3	АС 25/4,2	0,213	2,87	33,4	66,8
1-4				7,5
В-4	0,037	0,563	0,573	12,9	АС 25/4,2	0,272	2,28	33.4	66.8
4-1				8,8
А-2	0,0156	0,5844	0,24	7	АС 25/4,2	0,132	3,68	21,5	43
2-3				5,55
В-3	0,024	0,576	0,489	9,1	АС 25/4,2	0,199	3	21,5	43
3-2				12,3
В-5	0,000349	0,5997	0,027	1,7	АС 25/4,2	0,004	4,95	2,49	5,98

Таблица 3.3 -Длины участков схемы 2

Участок	А-1	А-4	А-2	А-3	В-1	В-4	В-2	В-3	В-5
L, км	1,6	4,6	1,6	2,8	5	2,6	5,6	3,6	0,8

Выполним расчёт для ветви А-4

Найдем реактивную составляющую допустимой потери напряжения по формуле (3.2) на участке А-1-4:

По формуле (3.3) рассчитываем активную составляющую допустимой потери напряжения , где =6% от :

По формуле (3.6) вычислим коэффициент :

По формуле (3.5) найдем расчетные площади сечения:

Для обоих участков принимаем минимально допустимое по условию механической прочности для сталеалюминевых проводов площадь сечения .

Условие (3.1) выполняется. Пользуясь формулами (3.7, 3.8, 3.9), проверим отклонение напряжения. Расчетные данные для провода АС 25/4,2 найдем в таблице П.3.1: .

Условие выполняется, значит сечение выбрано правильно. Проверим по формуле (3.10) выбранное сечение при работе в нормальном режиме для наиболее загруженного участка линии и сравниваем его с , взятого для провода данной марки:

Условие выполняется, следовательно провода выбраны правильно.

Аналогично рассчитываем для каждой ветви схемы 2. Результаты вычислений занесены в таблицу 3.4.

Талица 3.4 - Результаты расчёта по схеме 2

Номер линии	, кВ	, кВ		, мм2 мм	Марка провода	, кВ	, %	, А	, А
А-1	0,0075	0,593	0,132	2,1	АС 25/4,2	0,052	4,48	31,5	63
А-4	0,021	0,579	0,415	6,87		0,168	3,1	17,6	35,29
А-2	0,003	0,597	0,09	2,05	АС 25/4,2	0,027	4,73	8	16
А-3	0,0094	0,5905	0,222	4,29		0,08	4,18	13,48	26,97
В-1	0,233	0,577	0,311	3,54	АС 25/4,2	0,164	3,36	15,75	31,5
В-4	0,012	0,588	0,231	3,8		0,095	4,05	17.64	35,28
В-2	0,012	0,588	0,336	3,76	АС 25/4,2	0,094	4,06	8	16
В-3	0,12	0,588	0,287	4,26		0,105	3,95	13,84	26,68
В-5	0,0035	0,599	0,027	1,7	АС 25/4,2	0,004	4,95	2,5	2,5

Таблица 3.5 - Длины участков схемы 3

Участок	А-1	1-4	А-3	А-2	В-4	В-5	5-3
L,км	1,6	2,8	3,2	1,6	2,6	0,8	3,4

Выполним расчёт для ветви А-1-4:

Найдем реактивную составляющую допустимой потери напряжения по формуле (3.2) на участке А-1-4:

По формуле (3.3) рассчитываем активную составляющую допустимой потери напряжения , где =6% от :

По формуле (3.6) вычислим коэффициент :

По формуле (3.5) найдем расчетные площади сечения:

Для обоих участков принимаем минимально допустимое по условию механической прочности для сталеалюминевых проводов площадь сечения .

Условие (3.1) выполняется. Пользуясь формулами (3.7, 3.8, 3.9), проверим отклонение напряжения. Расчетные данные для провода АС 25/4,2 найдем в таблице П.3.1: .

Условие выполняется, значит сечение выбрано правильно. Проверим по формуле (3.10) выбранное сечение при работе в нормальном режиме для наиболее загруженного участка линии и сравниваем его с , взятого для провода данной марки:

Аналогичные расчёты проводим для остальных ветвей схемы 3.

Результаты вычислений занесены в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Результаты расчёта по схеме 3

Номер линии	, кВ	, кВ		, мм2 мм	Марка провода	, кВ	, %	, А	, А
А-1	0,0075	0,599	0,13	2	АС 25/4,2	0,052	4,48	15,75	31,5
А-1	0,0238	0,576	0,427	8,46	АС 25/4,2	0,187	3,13	25,5	51
1-4				7,1
А-2	0,003	0,597	0,09	2,05	АС 25/4,2	0,027	4,73	8	16
А-3	0,012	0,588	0,255	3,78		0,093	4,07	13,5	27
В-4	0,0245	0,576	0,45	8,9	АС 25/4,2	0,148	3,16	25,5	51
4-1				4,9
В-5	0,0145	0,585	0,342	5,54	АС 25/4,2	0,127	4,73	16	29,5
5-3				5

4. Расчёт приведенных затрат и выбор рационального варианта сети

Если сеть построена в течение одного года, после чего начинают эксплуатироваться с неизменными ежегодными издержками, то выражение приведенных затрат превращается в статический критерий. Нагрузки в трансформаторах одинаковые, поэтому на затраты главным образом влияет протяженности линии, и потери на каждом участке, поэтому будем пользоваться следующей формулой:

(4.1)

где - нормативный коэффициент (12%);

- активное сопротивление линии, Ом;

- капитальные затраты на 1 км линии, ;

- длина линии, км;

- время наибольших потерь, ч;

- стоимость потерянной энергии, руб/кВт•ч.

Капитальные затраты 1 км линии находим по формуле:

, (4.2)

где - сечение провода, мм2;

- коэффициент удорожания (=3000)[1].

Время наибольших потерь:

, (4.3)

где - время использования наибольших нагрузок (3000 ч), ч.

.

Время использования наибольших нагрузок это такое время, за которое при передаче по элементу сети наибольшей мощности будет передана та же энергия, что и при реальном графике нагрузки.

АС-25/4,2

Таким образом вычислим приведенные затраты для схемы 1:

Вычислим приведенные затраты для схемы 2:

Вычислим приведенные затраты для схемы 3:



В результате вычислений для каждой схемы, выяснила, что наиболее экономически - выгодной является схема 3.

Заключение

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Одним из экономических требований - достижение по мере возможности наименьшей стоимости передачи электроэнергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производили по приведенным затратам.

В ходе выполнения курсового проекта мною были разработано 3 варианта схем электрических сетей. По допустимой потере напряжения, и по условию нагрева рассчитаны сечения и марки проводов для этих сетей, Выбрано число и мощность ТП, подобраны трансформаторы для узлов подстанций. При выборе наилучшего варианта сети мы учитывали только стоимости линий. В результате технико-экономического расчета приведенные затраты у варианта №3 наименьшие и допустимая потеря напряжения меньше, чем в других схемах, поэтому это вариант распределительной сети наиболее выгоден.

Список использованных источников

1. Фадеева Г.А., Федин В.Т. Проектирование распределительных электрических сетей. - Минск: Вышэйшая школа, 2009. - 365 с.

2. Фадеева Г.А., Федин В.Т. Проектирование распределительных электрических сетей. Задачник. - Минск: БНТУ,2008. - 120 с.

3. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. - Ростов на Дону: Феникс,2006. - 720 с.

Размещено на Allbest.ru