Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский государственный профессионально педагогический университет

Институт Электроэнергетики и Информатики

Электроэнергетический факультет

Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

Курсовой проект

По дисциплине: «Электрические сети и системы»

Вариант 27

Выполнил: студент гр. ЭС-303

Бекиров В.В.

Проверил: Морозова И.М.

Екатеринбург

2013

Оглавление

• Схема развития районной сети
• Разработка вариантов развития сети
• 1 Выбор варианта сети
• 2 Выбор номинального напряжения сети
• 3 Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов
• 4 Расчет схем замещения
• 5 Выбор силовых трансформаторов
• 6 Расчёт установившегося режима
• 6.1 Расчет радиальной сети
• 6.2 Расчет установившихся режимов замкнутой сети
• 6.2.1 Расчет установившегося режима без учета потерь мощности
• 6.2.2 Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности
• 7 Технико-экономическое сравнение вариантов
• Список использованной литературы
• Исходные данные

Схема развития районной сети

Дополнительные исходные данные:

· Cosф=0,9-для всех нагрузок;

· В узле 13 потребители 3 категории надежности, в остальных узлах состав потребителей одинаков: 1 категории-30%, 2-30%, 3-40%;

· Тmax нагрузок- 6500 часов;

· Масштаб: 1 см=20 км;

· Номер района по гололеду - 1;

· Номер ветрового района - 2;

· Характер местности - ненаселенная;

· Минимальная температура t= - 40 C

· Максимальная температура t=32 C

· Эксплуатационная температура t=8 C

· Длина пролета: L=240 м.

Разработка вариантов развития сети

напряжение сеть трансформатор провод

При разработке вариантов развития сети электроснабжения потребителей, учтены следующие обстоятельства:

1. Узел 6 с нагрузкой Р=25 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий и в обоих случаях питается по двум одноцепным линиям длиной 46 км.

2. Присоединение потребителей узла 8 с нагрузкой Р=40 МВт может быть выполнено различными способами:

-по разомкнутой (радиальной) схеме (вариант А), тогда потребители узла 1 и 2 категорий будут получать энергию по двум одноцепным линиям длиной 84 км.

- по кольцевой (вариант Б) схеме, тогда потребители будут получать питание от ИП 1 по одной одноцепной линии длиной 84 км и от узла 15 по одной одноцепной линии. Длина проектируемой линии 8-15 равна 60 км.

3. Узел 13 с нагрузкой Р=15 МВт содержит потребителей 3 категории надежности, поэтому электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 30 км.

4. Узел 15 с нагрузкой Р=35 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий надежности. В первом варианте его электроснабжение осуществляется по двум одноцепным линиям электропередачи длинной 64 км. Во втором случае электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 64 км.

1 Выбор варианта сети

Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надёжностью, экономичностью, гибкостью.

Схема А

Схема Б

2 Выбор номинального напряжения сети

1.Выбираем номинальное напряжение. Величина номинального напряжения узла зависит от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся формулой Илларионова.

где L - длина линии электропередач, км;

Р - передаваемая по линии мощность, МВт;

U - рекомендуемое напряжение, кВ.

2.Результаты расчёта по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной сети сводим в таблицу 1.1 .

Таблица 1.1 - Выбор номинального напряжения сети

Вариант схемы	Схема А	Схема Б
участок	1-6	1-8	1-13	1-15	1-6	1-8	1-13	1-15	8-15
Мощность, МВт	25	40	15	35	25	75	15	75	40
Длина, км	46	84	30	64	46	84	30	64	60
Напряжение, кВ	94,97	120,9	73,86	112,36	94,97	159,7	73,86	156	117,5

Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем, выбираем окончательно класс номинального напряжения 110кВ.

3 Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов

Для расчёта токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети. Для схемы А:

Р1 - 6 = Р6 = 25 МВт

Р1 - 8 = Р8 = 40 МВт

Р1 - 13 = Р13 = 15 МВт

Р1 - 15 = Р15 = 35 МВт

В номинальном режиме расчетный ток Ip, А определяется формулой.

где Imax5 - максимальный ток линии на пятый год эксплуатации, А;

Р - передаваемая мощность кВт;

Uном - номинальное напряжение сети, кВ;

n - число цепей ЛЭП;

cosц - коэффициент активной мощности;

N- число расщеплений проводов.

Максимальный ток на пятый год эксплуатации Imax5

Imax5 = Ip бi бT

бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

бT- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.

Для линии 110 кВ значение бi принимается равным 1,05, а бT =1,3 (1, с. 158, табл. 4.9) при Км=1,0 и Тмах >6000 ч.

Выбираем по экономическим интервалам сечение проводов для двухцепной линии напряжением 110кВ выполненных на стальных опорах первый район по гололеду.

Iдоп?Iмах5

где Iдоп - допустимый ток;

Iмах5 - расчётный ток линии на пятый год эксплуатации на одну линию, А.

Уточняем допустимый ток с учетом температуры окружающей среды

Iдоп ос=Iдоп*kос

где kос = 0.94 [2, c292, табл. 7.13]

Проверяем выбранные провода на нагрев в аварийном режиме

Iав=2*Iмах5 ?Iдоп

Результаты расчетов выбора сечений проводов для схемы А сведены в таблицу:

Участок сети	Pmax, МВт	IP, А	Imax5, А	q, мм2	Марка провода	Iдоп, А	Iдоп о.с., А	Iав, А
1-6	25	84,43	115,24	120	2АС-120/19	390	343	230
1-8	40	106,12	144,85	120	2АС-120/19	390	343	289,7
1-13	15	130,28	177,83	150	АС-150/19	450	396	-
1-15	35	99,91	136,38	120	2АС-120/19	390	343	272,8

Для кольца 1-8-15 находим активную мощность на головных участках 1-8 и 1-15.

Проверка:

P1.8+P1.15=P8+P15

40,38+34,61=40+35

75МВт=75 МВт

Результаты выбора сечения проводов для схемы Б занесены в таблицу:

Участок сети	Р, МВТ	IP, А	Imax5, A	q, мм2	Марка провода	I доп, А	Iдоп о.с., А	Iав, А
1-6	25	84,43	115,24	120	2АС-120/19	390	343	230
1-8	34,61	139,03	189,78	185	АС-185/24	520	457,5	379,56
1-13	15	130,28	177,83	150	АС-150/19	450	396	355,7
1-15	40,38	166,05	226,6	240	АС-240/32	605	605	453,2
8-15	5,38	29,38	7,84	70	АС-70/11	265	265	415,68

Проверка на аварийный режим производится для двух случаев:

А) обрыв линии 1-8;

Б) обрыв линии 1-15;

Обрыв линии 1-8

определим потоки мощности

Рав=35+40=77

4 Расчет схем замещения

Исходными данными для расчета схемы замещения являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенных выше в таблицах.

Расчет схемы замещения варианта А

Участок сети	P, МВт	L, км	Марка провода	Ro, Ом/км	xo, Ом/км	Bo, см/км	Q, Мвар
1-6	25	46	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,0355
1-8	40	84	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,0355
1-13	15	30	АС-150/19	0,198	0,42	2,7	0,036
1-15	35	64	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,0355

xл = xo • ? / n

Rл= Ro • ? / n

xo, Ro - удельные реактивное и активное сопротивления линии, Ом/км.

n - число цепей.

? - длина линии в км.

Проводимости линии определяются по формулам:

Gл= g• ? n

U ? 110 к В Gk = 0

Вл = Во ? n

Bo - удельная проводимость линии, см/км.

Расчеты по формулам сведены в таблицу :

Данные схемы замещения варианта А

Участок сети	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл 10-6 , Ом	Qс, Мвар
1-6	5,73	9,82	244,72	1,104
1-8	10,46	17,93	446,88	3,27
1-13	5,94	12,6	81	0,221
1-15	7,97	13,66	340,48	2,149

Расчет схемы замещения варианта развития сети Б ведется аналогично предыдущим расчетам по справочным данным выбранных сечений проводов.

Расчет схемы замещения варианта Б

Участок сети	P, МВт	L, км	Марка провода	Ro, Ом/км	xo, Ом/км	Bo, см/км	Q , Мвар
1-6	25	46	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,035
1-8	34,61	84	АС-185/24	0,162	0,413	2,75	0,037
1-13	15	30	АС-150/19	0,198	0,42	2,7	0,036
1-15	40,38	64	АС-240/32	0,12	0,405	2,81	0,0375
8-15	5,38	60	АС-70/11	0,428	0,444	2,55	0,034

Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам, приведенным выше.

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Данные схемы замещения варианта Б

Участок сети	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл 10 , Ом	Qс, Мвар
1-6	5,727	9,821	244,72	1,104
1-8	13,61	34,69	231	1,946
1-13	5,94	12,6	81	0,221
1-15	7,68	25,92	179,84	2,189
8-15	25,68	26,64	153	1,056

5 Выбор силовых трансформаторов

Число и мощность трансформаторов не зависят от схемы, а зависят от категории и мощности электроприемников. Для потребителей 1 и 2 категорий необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов, а для потребителей 3 категории достаточно одного трансформатора.

Мощность трансформаторов определяется формулой: Sт?Sp/(kав(n-1)),

где Sp - расчетная мощность подстанций, Sp=P/cosц;

Kав - коэффициент аварийных перегрузок;

n - число трансформаторов;

Мощность трансформатора: Sтр= Sp/kав

Для потребителей I, II,категории будем выбирать двух трансформаторные подстанции.

Выбор силовых трансформаторов для схемы А и Б

Узел	Активная мощность нагрузки Р, МВт	Полная мощность нагрузки Sр, МВА	Мощность трансформатора Sтр, МВА	Тип трансформатора
6	25	27,78	19,84	2 ТРДН - 40 000/110
8	40	44,45	31,75	2 ТРДН - 40 000/110
13	15	16,67	12,82	ТДН - 16 000/110
15	35	38,89	27,78	2 ТРДН - 40 000/110

Справочные данные выбранных силовых трансформаторов сведены в таблицу

Данные силовых трансформаторов

Тип трансформатора	Uном, кВ	Uк, %	Рк, кВт	ДРхх , кВт	Iхх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	ДQхх, квар
ТДН - 16 000/110	115	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112
ТРДН - 40 000/110	115	10,5	172	36	0,7	1,44	34,8	260

Схемы замещения силовых трансформаторов рассчитываем по формулам:

Z'=Z''=Rтр+jXтр

R'=R''=2Rтр - значение активных сопротивлений;

X'=X''=1,8Xтр - значение индуктивных сопротивлений для трехфазных трансформаторов;

Sхх=?Pxx+j?Qxx.

6 Расчёт установившегося режима

Наносим на схему замещения потоки мощности.

Расчет производим итерационным методом по данным “конца”.

6.1 Расчет радиальной сети

1. Определение мощности в конце схемы.

Sк1-6' = 25+j12,1MBA

Sк1-8'= 40+j19,4MBA

Sк1-13' = 15+j7,26 MBA

Sк1-15' = 35+j16,94MBA

2. 1 итерация: считаем, что U1=U2=110кВ

3. Расчет ведем по данным конца:

Определяем потери мощности в силовом трансформаторе.

ДSт = ДРт+ jДQт,

Где ДРт - потери активной мощности в трансформаторе, МВ;

ДQт - потери реактивной мощности в трансформаторе, Мвар.

ДРт = ДРxx+ в2н ДРкз,

Где - ДРxx - потери холостого хода трансформатора, кВт;

в - коэффициент загрузки трансформатора;

ДРкз - потери короткого замыкания, кВт.

в= Sк/NSном

Где - Sк - полная мощность потребителя;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

N - количество трансформаторов.

ДQт = ДQxx+ в2 ДQобм,

Где ДQxx - потери реактивной мощности в трансформаторе на холостом ходу, Мвар;

ДQобм - потери реактивной мощности в обмотках, квар.

Расчеты по формулам заносим в таблицу

участок	в	ДРт, МВт	ДQт, Мвар	ДSт, МВА
1-6	0,555	0,09	1,08	0,09+j1,08
1-8	0,555	0,09	1,58	0,09+j1,58
1-13	1,111	0,124	2,05	0,124+j2,05
1-15	0,555	0,09	1,41	0,09+j1,41

4. Определяем мощность в начале участков 66', 88', 1313', 1515'.

Sн66' = Sк66' + ДSт6 = 25,1+j13,52MBA

Sн88' = Sк88' + ДSт8 = 40,09+j20,98 MBA

Sн1313' = Sк1313' + ДSт13 = 15,11+j9,31MBA

Sн1515' = Sк1515' + ДSт15 = 35,1+j18,35MBA

5. Определяем потери мощности в шунте.

ДSш2-6' = U12 Yш2-6' = -j1,1 MBA

ДSш2-8' = U12 Yш2-8' = -3,27 МВА

ДSш2-13' = U12 Yш2-13'= -j0,22 МВА

ДSш2-15' = U12 Yш2-15' = -j2,15 MBA

6. Определим мощности конца участков.

Sк1-6 = Sн66 + ДSш2-6' = 25,1 + j12,1 MBA

Sк1-8 = Sн88 ДSш2-8' = 40,09+ j17,71 MBA

Sк1-13 = Sн1313+ ДSш2-13' = 15,11 +j9,19 MBA

Sк1-15 = Sн1515' + ДSш2-15' = 35,1+j16,2 MBA

7. Находим потери мощности на участках 1-6, 1-8, 1-13, 1-15.

ДS1-6 = (Sк1-6/U1)2 Z1-6 = 0,66 + j1,2MBA

ДS1-8 = (Sк1-8/U1)2 Z1-8 = 2,89 + 4,95 MBA

ДS1-13 = (Sк1-13/U1)2 Z1-13 = 0,29 + j0,604 MBA

ДS1-15 = (Sк1-15/U1)2 Z1-15 = 1,88 + j3,23MBA

8. Определяем мощность в начале участков 1-6, 1-8, 1-13, 1-15.

Sн1-6 = Sк1-6 + ДS1-6 = 25,76 + j14,4 MBA

Sн1-8 = Sк1-8+ДS1-8 = 43+ j22,7 MBA

Sн1-13= Sк1-13 + ДS1-13 = 15,39 +j9,7MBA

Sн1-15 = Sк1-15 + ДS1-15 = 37+j22MBA

9. Реактивная мощность, генерируемая линиями 1-6, 1-8, 1-13, 1-15 в начале участков:

Qсн1-6= -j1,1 MBA

Qсн1-8 = -j3,27МВА

Qсн1-13 =-j0,22 Мвар

Qсн1-15 =-j 2,15 Мвар

10. Мощность источника S1 определяется по формуле Sн1-х +? Qсн1х = S1

S1-6=25,76 + j13,3 МВА

S1-8 =43+ j19,4 МВА

S1-13= 15,39 +j9,5 МВА

S1-15= 32+j20МВА

11. Определяем напряжения в узлах 6-6', 8-8', 13-13', 15-15' (не учитывая поперечную составляющую, т.к. U<220 кВ) по формуле: Uх = U1-((Pк1хкR1х + Qк1хкX1х)/U1 )

U6'= 107,6 кВ

U8' =10,3кВ

U13'=108,13 кВ

U15' = 105,45 кВ

12. Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации) определяется по формуле: ?Uх = (PкххкRт + QкххкXт)/Ux

?U6 =4,25 кВ

?U8 = 7 кВ

?U13 =6,43 кВ

?U15 = 6 кВ

13. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе определяется по формуле: д U у' = (Pkxx*Xт + Qkxx*Rт)/Ux

д U6=8,25 кВ

д U8=13,7 кВ

д U13=12,3 кВ

д U15= 11,8кВ

14.Напряжение потребителя определяется по формуле: Ux= Ux - ?Uх -д Ux

U6=103,7е-j4,6 кВ

U8 = 97,3е-j8 кВ

U13 =102,5е-j6,9 кВ

U15 = 100,2е-j6,8 кВ

15. коэффицент трансформации определяется: nт=U1/U2=110/10=11

16. Определяем напряжение в узлах 6, 8, 13, 15 с учетом трансформации:

U6= U6 / nт = 103,7 /11=9,43 кВ

U8 = U8/ nт = 97,3/11=8,85 кВ

U13 = U13/ nт = 102,5/11=9,32 кВ

U15 = U15/ nт = 100,2/11=9,11 кВ

17. Проверка: ?U%= (U1 - Ux) 100/ U1

?U%6 = (110-107,5)100/110=2,3% <5%

?U%8 = (110-104,6)100/110= 4,9% <5%

?U%13 =(110-107)100/110= 2,7 <5%

?U%15 = (110-106,4)100/110 = 3,3 <5%

После расчета установившихся режимов схемы развития сети, получившиеся значения мощности источников S1 для всей схемы - суммируем:

Участок 1-6= 25,76 + j13,3

Участок 1-8 = 43+ j19,4

Участок 1-13 = 15,39 +j9,5

Участок 1-15 = 37+j20

Мощность источника равна S= 121,15+j62,2.

6.2 Расчет установившихся режимов замкнутой сети

Поскольку в варианте Б схемы развития сети участки 1-6 и 1-13 не отличаются от аналогичных участков схемы А, то расчет установившихся режимов ведем только для замкнутой схемы с узлами 1-8-15.

Разрезаем питающий узел 1 и получим сеть с 2-х сторонним питанием.

Расчет производим в 2 этапа:

- без учета потерь мощности,

- с учетом потерь мощности.

6.2.1 Расчет установившегося режима без учета потерь мощности

1. Поток мощности на головном участке1-15 по формуле:

S1-8= (S8(Z 8-15+ Z1-15)+S15 Z1-15) / (Z1-8 +Z15-8+Z1-15)= 28,29+j20,56 МВА

2. По закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных участках:

S8-15 = S1-8 -S8 = 28,29+ j20,56 - 40 - j19,4 = -11,71 + j1,16 МВА

S1-15 = S15 -S8-15 = 35+j16,94 +11,71- j1,16 = 46,71 + j15,78 МВА

6.2.2 Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности

1. Определим потери мощности на участке 15-15 при раздельной работе двух трансформаторов.

ДSт =0,07+j1,27МВА

2. Определим мощность в начале участка 15-15:

Sн15-15 = S15 + ДSт =35+j16,94+0,07+j1,27 = 35,07+j18,21МВА

3. Потери в шунте 15:

ДSш15 = U12 ·Y*ш15 = -j2,17МВА

4.Определяем мощность в конце участка 8-15:

Sк8-15 = Sн15-15+ ДSш13 = 35,07+ j16,04 МВА

5. Определяем потери мощности в линии 8-15:

ДS8-15 =(Sк8-15/U1)2 Z8-15 =3,16 +j3,27 МВА

6. Мощность в начале линии 8-15 с учетом шунта:

Sн 8-15 = Sк8-15 + ДS8-15 + ДSш15 = 38,23 + j17,14 МВА

7. Определяем потери мощности на участке 8-8' аналогично тому, как рассчитывали ранее.

ДSт = 0,09+j1,56MBA

8. Мощность в начале узла 8-8':

Sн8-8 = Sк88 + ДSт = 40,1 +j21МВА

9. Потери в шунте 8 определяются:

ДSш8 = U12 ·Yш8 = - j2,8 MBA

10. Определяем мощность в конце участка 8-8' с учетом шунта 8:

Sк1-8 = Sн8-8 + ДSш8 + Sн 8-15 = 78,3 +j35,6 MBA

11. Определяем потери мощности в линии участка 1-15:

ДSт1-8 =(Sк1-8/U1)2 Z1-8 = 8,32 + j21,26 MBA

12. Мощность в начале участка 1-15 определяется:

Sн1-8 = Sк1-8 + ДSт1-8 = 78,3 +j35,6 + 8,32 + j21,26 = 86,62 + j56,86 MBA

13. Мощность источника S1 определяется:

S1= Sн1-8 + ДSш1 =86,62 + j55,5 MBA

14. Напряжение в узлах 8 и 8' определяется без учета поперечной составляющей, т.к. U<220 кВ.

U8= U1-=110-кВ

15. Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации):

?U15==8,29 кВ

16. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

дU18==11,87 кВ

17. Напряжение потребителя определяется:

U'8 = U8 - ?U8 - дU8 = 88,4- 8,29 - j17,06 = 80,11 - j17,06

U= 81,9е-j12 кВ

18. Определяем коэффициент трансформации:

nт=U1/U2=110/10=11

19. Определяем напряжение в узле 8' с учетом трансформации:

U3'= U3/ nт = 81,9/11=7,5 кВ

20. Определяем напряжение в узлах 15 и 15' (не учитывая поперечную составляющую)

U8= U8-=88,4 -

21. Продольная составляющая падения в трансформаторе (без трансформации)

?U15==8,77 кВ

22. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

дU15==16,35 кВ

22. Напряжение потребителя в узле 15' определяется:

U15' = U15 - ?U15 - дU15 = 73- 8,77 - j16,35 = 64,23 - j16

U= 66,27 е-j14,2

23. Определяем коэффициент трансформации:

nт=U1/U2=110/10=11

24. Напряжение узла 15' с учетом трансформации:

U3'= U3/ nт = 66,3/11=6 кВ

25. Потоки мощности на участке:

Sк15-1= 46,71 + j16,8 МВА

Потери мощности:

ДS15-1 =(Sк15-1/U1)2 Z15-1 =1,6 +j5,4 МВА

26. Мощность в начале 1-15:

Sн 1-15= Sк1-15 + ДS1-15 = 46,71 + j16,8 +1,6 +j5,4 = 48,31+ j22,2 МВА

27. Мощность, потребляемая от источника кольцевой схемой:

S=S1 + Sн 1-15 = 86,62 + j55,5+ 48,31+ j22,2 = 134,93 + j77,7 МВА

Общая мощность источника:

S=134,93 + j77,7 + 25,76 + j13,3+ 15,39 +j9,5= 176,08 + j100,5МВА

7 Технико-экономическое сравнение вариантов

Экономическим критерием является минимум произведенных затрат:

Зн = Ен Ч К + U + У,

где Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12 1/год;

К - капитальные вложения, тыс.руб.;

U - ежегодные эксплутационные расходы, тыс.руб./год;

У - математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения.

К = Квл + Кпс

Издержки на оборудование состоят из отчислений на амортизацию, расходов на ремонт и отчислений на заработную плату.

U = Ua + Up + Uo + U?W,

где Ua + Up + Uo = Uэ.

Ua = ба Ч К;

Uр = бр Ч К;

Uэ = бэ Ч К,

где бэ- коэффициент эксплутационных расходов, бэ = 2,8 %.

Издержки на потерю электроэнергии определяются:

U?W = в Ч ?W,

где в- стоимость потерь электроэнергии, в = 1,5Ч10-2 тыс.руб./МВтч;

?W - потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

U?W = в (фЧ?Рmax + 8760Ч?Рхх),

где ф - время потерь, ч.

ф = (0,124 + Тmax/104)2Ч8760;

?Pmax - максимальная нагрузка, МВт.

?Pmax = 3I2max Ч R.

При расчете исключаем затраты на одинаковые элементы

Результаты расчетов по формулам заносим в таблицы 7.1 и 7.2

Таблица - Экономический расчет схемы А

Ветвь	1-6	1-8	1-13	1-15
Сечение, мм2	120/19	120/19	150/19	120/19
Квл, т.руб	171,5	171,5	115	171,5
Imax5, кА	0,11524	0,14485	0,17783	0,13638
Rвл, Ом	5,73	10,46	5,94	7,97
L, км	46	84	30	64
?Pmax, МВт	0,228	0,66	0,56	0,45
?Pхх, МВт	36	36	19	36
Итого, Т.р.	8275,954

Таблица- Экономический расчет схемы Б

Ветвь	1-6	1-8	1-13	1-15	8-15
Сечение, мм2	120/19	185/24	150/19	240/32	70/11
Квл, т.руб	171,5	119	115	126	106
Imax5, кА	0,11524	0,18978	0,17783	0,2266	0,00784
Rвл, Ом	5,727	13,61	5,94	7,68	25,68
L, км	46	84	30	64	60
?Pmax, МВт	0,228	1,47	0,56	1,18	0,005
?Pхх, МВт	36	36	19	36	36
Итого, Т.р.	8446,625

Список использованной литературы

1.Справочник по проектированию электрических систем. Под. ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. М., «Энергия»., 1971.

2. Электрические сети и системы. Под. ред. В. М. Блока. М.: Высш. шк.,1986.- 430с.: ил.

Размещено на Allbest.ru