Расчет распределительной сети напряжением 0, 4 кВ и сети 10 кВ с односторонним и двухсторонним питанием

Реферат

Распределительные сети, сечение проводов, воздушная линия, потери мощности, трансформатор, одностороннее и двухстороннее питание, годовые эксплуатационные издержки, суммарные дисконтированные приведённые затраты.

Объектом исследования являются электрические сети напряжением 10 и 0.4 кВ.

Цель работы — выбрать схему электрической сети при заданных нагрузке, электропотреблении, размещении источников и потребителей, мощность и количество трансформаторов для трансформаторной подстанции; рассчитать сечение проводов воздушных и кабельных линий; определить потери мощности и энергии в линиях и трансформаторах; выполнить технико-экономические расчеты при проектировании электрических сетей.

Электрическая энергия является наиболее удобным и универсальным видом энергии, она легко преобразуется в другие виды энергии — механическую, тепловую и световую и поэтому стала основой развития промышленности, сельского хозяйства, транспорта.

Электрическими сетями называют совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящих из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Электрическая энергия подводится к потребителям с помощью питающих и распределительных сетей различного напряжения.

Распределительные сети предназначены для питания трансформаторных подстанций, отдельных электроприемников (двигателей, светильников) или их групп.

Распределительная сеть должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения нагрузок. Перерывы в электроснабжении приводят к убыткам, а для нагрузок первой категории они могут повлечь за собой несчастные случаи и другие тяжелые последствия. При проектировании электрической сети необходимо выбирать наиболее целесообразные мероприятия по обеспечению ее достаточной надежности.

Задача проектирования систем электроснабжения общего назначения состоит в расчете нескольких вариантов питания, равноценных по техническим аспектам, среди которых необходимо выбрать оптимальный. Этот вариант должен быть экономически обоснованным с одной стороны и достаточно надежным с другой.

Исходные данные

Исходные данные к курсовой работе приняты в соответствии с вариантом:

Параметры сети 0,4 кВ:

— мощность активной нагрузки на шинах 0,4кВ ТП3, кВт:

А=28, Б=20, В=28, Г=18;

— средний коэффициент реактивной мощности на шинах 0,4кВ ТП3:

А=0,47; Б=0,73; В=0,60; Г=0,82;

— длина участков сети 0,4кВ, м:

К=65; Л=75; М=45; Н=80; Р=30; О=40;

— мощность активной нагрузки прочих потребителей ТП3, кВт: Р_пр=480;

— средний коэффициент мощности прочих потребителей ТП3:

0,85.

Параметры сети 10 кВ:

— продолжительность использования максимума активной нагрузки

в год, ч: 3400.

— отклонение напряжения на шинах питающей подстанции ГПП, % :

при максимальной нагрузке 2; при минимальной нагрузке 0.

— мощность активной нагрузки на шинах высшего напряжения ТП, кВт:

ТП1=115, ТП2=245.

— средний коэффициент мощности ТП:

ТП1=0,85, ТП2=0,83

— длина участка, км:

l₁=3,0; l₂=2,6; l₃=2,8

Предприятия А, Б, В, Г — предприятия третьей категории с односторонним питанием по магистральной сети. В числе прочих потребителей P_пр присутствуют электроприёмники первой и второй категории.

1. Электрический расчёт распределительной сети напряжением 0.4 кВ

1.1 Составление расчётной схемы 0,4 кВ

Значения реактивной мощности на шинах 0,4кВ ТП3, вычисляются по формуле, квар:

(1.1)

где Р — мощность активной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП3, кВт;

— средний коэффициент реактивной мощности на шинах 0,4 кВ ТП3.

Подставив соответствующие значения в формулу получим значения реактивной мощности для каждой подстанции, квар:

Полная мощность определяют по формуле, кВА:

S = P+jQ; (1.2)

После подстановки полученных значений получим, кВА:

1.2 Определение сечения проводов сети 0,4кВ по допустимым потерям

В электрических расчетах распределительных сетей напряжением до 35 кВ могут быть допущены некоторые упрощения, не оказывающие существенного влияния на точность расчетов, например емкостную и активную проводимость линии принимают равными нулю. Следовательно, можно считать, что схемы замещения линий распределительных сетей состоят из последовательно соединенных активных и индуктивных сопротивлений.

1.2.1 Расчёт сечения провода магистрали ТП3 — Г

Допустимые потери напряжения определяются по формуле, В:

(1.3)

где — допустимые потери напряжения, =7%;

— номинальное напряжение сети, =380 В.

После подстановки численных значений получим:

Реактивная составляющая падения напряжения в основной магистрали

ТП3-Б, В:

(1.4)

где — среднее значение индуктивного сопротивления для воздушных линий,

=0,34 Ом/км;

Qiреактивная мощность на i-ом участке сети, квар;

liдлина i-го участка, км.

После подстановки численных значений получим:

Допустимое значение активной составляющей падения напряжения, В:

(1.5)

После подстановки численных значений получим:

Искомая площадь сечения провода, мм²:

(1.6)

где Pi — активная мощность, протекающая по i-му участку, кВт;

liдлина i-го участка, м;

— удельная проводимость проводника, для Al .

После подстановки численных значений получим:

Выбираем из источника воздушные провода с ближайшим большим значением сечения. Для выбранного провода АС-50 записываем значения r₀=0,64 Ом/км; x₀=0,311 Ом/км; Iдоп =215 А.

Фактические потери напряжения на участке ТП3-Г, В:

(1.7)

где li — длина i-го участка, км;

После подстановки численных значений получим:

Проверка выбранного провода по нагреву максимальным током

(1.8)

где — допустимый ток, указанный в справочных данных для данного сечения провода.

После подстановки численных значений получим:

1.2.2 Расчёт сечения отпайки 1-Б

Фактические потери напряжения в проводах магистрали на участке ТП3−1, В:

Допустимые потери напряжения для отпайки 1-Б, В:

(1.9)

После подстановки численных значений получим:

Реактивная составляющая падения напряжения на участке 1-Б, В:

Допустимое значение активной составляющей падения напряжения на участке 1-Б, В:

(1.10)

После подстановки численных значений получим:

Искомая площадь сечения провода определяется по формуле (1.6), мм2:

Выбираем из источника воздушные провода с ближайшим большим значением сечения. Для выбранного провода АС-16 записываем значения r₀=1,98 Ом/км; x₀=0,346 Ом/км; Iдоп =105А.

Фактические потери напряжения для ответвления 1-Б, В:

Проверка по нагреву определяется по формуле (1.8), А:

1.2.3 Расчёт сечения отпайки 2-В

Фактические потери напряжения в проводах магистрали на участке ТП3−2, В:

Допустимые потери напряжения для отпайки 2-В, В:

(1.11)

После подстановки численных значений получим:

Реактивная составляющая падения напряжения на участке 2-В, В:

Допустимое значение активной составляющей падения напряжения на участке 2-В, В:

(1.12)

После подстановки численных значений получим:

Искомая площадь сечения провода определяется по формуле (1.6), мм2:

Выбираем из источника воздушные провода с ближайшим большим значением сечения. Для выбранного провода АС-16 записываем значения r₀=1,98 Ом/км; x₀=0,346 Ом/км; Iдоп =105А.

Фактические потери напряжения для ответвления 2-В, В:

Проверка по нагреву определяется по формуле (1.8), А:

2. Выбор трансформаторов

2.1 Выбор количества и мощности трансформаторов подстанции

Составляющие потерь мощности в фидерах 0,4 кВ:

; (2.1)

. (2.2)

где R_i и X_i — полное активное и реактивное сопротивление соответственно, равные произведению погонного сопротивления на длину линии.

После подстановки численных значений получим:

Полная мощность, отдаваемая с шин 0,4кВ ТП3 с учётом потерь в сети напряжением 0,4 кВ и мощности S_пр, потребляемой прочими потребителями, кВА:

. (2.3)

После подстановки численных значений получим:

Мощность S будет определяющей при выборе трансформатора подстанции ТП3.

В числе прочих потребителей ТП3 есть электроприемники первой и второй категории, поэтому на этой подстанции необходимо установить два трансформатора. На подстанциях ТП1 и ТП2, питающих только электроприемники третьей категории, достаточно иметь по одному трансформатору.

Мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП3 необходимо выбирать таким образом, чтобы при выходе из работы одного трансформатора второй воспринял бы на себя нагрузку потребителей первой и второй категории с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме.

При выполнении курсовой работы рекомендуется принять, что нагрузка электроприемников первой и второй категории подстанции ТП3 составляет 70% от общей нагрузки. В соответствии с ГОСТ 14 209–97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» допускается послеаварийная перегрузка на 40% в течение пяти суток, но не более шести часов в каждые сутки. При наличии централизованного резерва поврежденный трансформатор может быть заменен в течение шести часов. Тогда мощность одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП3 должна удовлетворять условию:

(2.4);

После подстановки численных значений получим:

Следовательно, выбираем ТМ 400/10

Для ТП1 и ТП2 мощность необходимо определить в соответствии с исходными данными.

(2.5)

. (2.6)

После подстановки численных значений получим:

При выборе трансформаторов необходимо учитывать следующие критерии: класс напряжения, систему охлаждения, количество обмоток трансформаторов. При выполнении курсовой работы рекомендуется выбирать двухобмоточные масляные трансформаторы с первичным напряжением 10 кВ из справочника.

Основные параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Параметры трансформаторов

2.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах

Потери активной мощности в трансформаторах, кВт:

(2.7)

Потери реактивной мощности, кВар:

(2.8)

где n — количество установленных трансформаторов;

Р_х.х, Р_к — потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

I_х.х — ток холостого хода, %;

u_к.з — напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Sтр — мощность нагрузки трансформаторной подстанции, кВА;

S_н.тр — номинальная мощность трансформатора, кВА.

После подстановки численных значений получим:

Таблица 2 — Результаты расчета потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах.

3. Электрический расчет сети напряжением 10 кВ

3.1 Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ

Одиночная магистраль, питаемая с одной стороны, проста по конструктивному исполнению, но не обеспечивает высокой надежности электроснабжения, поскольку любое повреждение отражается на питании всех приемников, присоединенных к ней.

Разомкнутые сети применяют по следующим причинам. Во-первых, в разомкнутых схемах почти в два раза ниже токи короткого замыкания, чем в замкнутых. Это позволяет применять дешевую коммутационную аппаратуру, устанавливаемую в цепях напряжением 6 и 10 кВ. Во-вторых, для обеспечения селективности релейной защиты потребуется дорогая и сложная аппаратура, вследствие малых индуктивных сопротивлений кабельных линий, широко применяемых в этих сетях. Экономические и технические преимущества, достигаемые при использовании простой и дешевой коммутационной аппаратуры и релейной защиты, превосходят ущерб, определяемый особенностями разомкнутых распределительных сетей.

Схема одностороннего питания напряжением 10 кВ приведена на рисунке 3.

Суммарная активная мощность, передаваемая по i-му участку сети:

S_Уi= P_Уi+j Q_Уi, (3.1)

где P_Уi и Q_Уi — суммарные активная и реактивная мощности, протекающие по i-му участку.

После подстановки численных значений получим:

S_У1=957,73+j668,04 кВА

S_У2= 840,53+j583,95 кВА

S_У3=589,34+j402,09 кВА

Зная суммарную мощность и номинальное напряжение сети, принимаемое равным 10 кВ, определяются токи I₁ — I₃, протекающие по участкам:

(3.2)

После подстановки численных значений получим:

При проектировании воздушных линий напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения провода производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока

Введем понятие «экономическое сечение провода» F_эк — это сечение, при котором приведенные затраты на линию будут наименьшими. Плотность тока, соответствующая экономическому сечению, называется экономической плотностью тока j_эк. Данная плотность тока не зависит от нагрузки, а определяется только типом проводов (изолированные, неизолированные), материалом, районом проложения линии и временем использования максимума активной мощности Т_max. Время использования максимума нагрузки — это условное время, в течение которого линия, работая с максимальной нагрузкой I_max, передала бы такое же количество энергии, что и при работе по действительному графику I (t) за год.

Ориентировочно можно принять для алюминиевых проводов, при

Т_max = 3400 ч, j_эк = 0,9 А/мм².

Экономическая площадь сечения провода, мм²:

(3.3)

где Iэкв — эквивалентный расчётный ток, А.

Эквивалентный расчетный ток — это неизменный по длине линии ток, который вызывает в ней те же потери, что и все действительные токи на отдельных участках. Как видно из определения — это условное понятие, которое используется в случае, если в сети, различные участки которой можно выполнить проводами разного сечения, используют провода одного сечения.

Эквивалентный расчетный ток находят по формуле, А:

(3.4)

После подстановки численных значений получим:

Выбираем из источника ближайшее большее сечение провода

АС-70: r₀=0,46 Ом/км; x₀=0,341 Ом/км

Далее необходимо проверить выбранные провода по допустимой потере и отклонению напряжения. По нагреву выполнять проверку не обязательно, так как нормированная экономическая плотность тока значительно ниже плотности тока, допустимой по нагреванию (для алюминия j_нагр = 4 А/мм²).

Сечение провода проектируемой воздушной линии должно обеспечивать выполнение следующего условия: потери напряжения от пункта питания (в данном случае ГПП) до наиболее удаленных приемников (ТП3) в различных режимах не должны быть больше допустимого значения. Для сетей напряжением 10 кВ допустимые потери напряжения в нормальном режиме рекомендуется принимать 8% от номинального (800 В), а в аварийном — 12% (1200 В). Расчет необходимо произвести для двух режимов: нормального, когда в работе находятся обе цепи ЛЭП, и аварийного, когда в работе находится одна ЛЭП. При выполнении данного расчета следует обратить внимание на то, что сопротивление линии в нормальном режиме в два раза меньше, чем в аварийном.

Потери напряжения в нормальном режиме до наиболее удаленной точки сети определяются как сумма потерь напряжения на всех участках, В:

(3.5)

где — потери напряжения на i-м участке в нормальном режиме, В:

. (3.6)

После подстановки численных значений получим:

Потери напряжения в аварийном режиме до наиболее удаленной точки сети определяются как сумма потерь напряжения на всех участках, В:

(3.7)

где — потери напряжения на i-м участке в аварийном режиме, В:

. (3.8)

После подстановки численных значений получим:

В связи с тем, что режим работы сетей, а также их нагрузок, постоянно меняется, меняется и напряжение у приемников электроэнергии. Плавные длительные изменения называют установившимся отклонением напряжения. Эту величину определяют как разность между напряжением на зажимах электроприемников и их номинальным напряжением, %:

(3.9)

В соответствии с ГОСТ 13 109–97 принимаются следующие допустимые отклонения напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя: для нормального режима —, для остальных режимов — .

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленной подстанции (ТП3) рассчитывают для двух режимов: для максимальной и минимальной нагрузки. Для этого необходимо по заданному отклонению напряжения найти напряжение на шинах ГПП для обоих режимов по формулам, кВ:

U_ГППmax = U_ном ± k_max • U_ном, (3.10)

U_ГППmin = U_ном ± k_min • U_ном. (3.11)

где k_max и k_min — максимальное и минимальное заданные в исходных данных отклонения напряжения на шинах ГПП в относительных единицах.

После подстановки численных значений получим:

Максимальные и минимальные потери напряжения в нормальном и в аварийном режимах определяются по формуле, В:

(3.12)

. (3.13)

После подстановки численных значений получим:

Напряжение на шинах наиболее удаленной подстанции в обоих режимах определяется по формуле, кВ:

(3.14)

После подстановки численных значений получим:

тогда:

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя сравнивают с допустимым:

дU_max(min)? дU_доп.

— 5%<-2,67%<5% Верно.

— 5%<-0,70%<5% Верно.

— 10%<-7,34%<10% Верно.

— 10%<-1,4%<10% Верно.

3.2 Электрический расчёт схемы двухстороннего питания сети напряжением 10кВ

Надежность электроснабжения при магистральной схеме питания можно повысить, если применять кольцевую магистраль с двухсторонним питанием. В этом случае магистраль начинается и заканчивается на шинах одного и того же пункта питания. Схемы двухстороннего питания имеют ряд преимуществ перед разомкнутыми. Во-первых, в случае двухстороннего питания повышается надежность электроснабжения и исключается пауза в подаче питания. Во-вторых, уменьшаются потери напряжения, активной мощности и электроэнергии: в замкнутых контурах сети автоматически устанавливается потокораспределение в соответствии с законами Кирхгофа, естественным образом стремящееся к минимальным потерям. В-третьих, такая сеть обладает высокой гибкостью управления. Трудности расчета замкнутых сетей обусловлены, прежде всего, наличием замкнутых контуров в схемах. Без специального расчета невозможно даже ориентировочно представить распределение потоков мощности по отдельным ветвям сети, а ведь именно потокораспределение обусловливает потери напряжения. Дополнительную трудность вносит нелинейный характер нагрузок.

Расчетная схема двухстороннего питания сети 10кВ приведена на рисунке 4.

Расстояние от ГПП до ТП3, м:

(3.15)

После подстановки численных значений получим:

Мощности, потребляемые нагрузкой от условных источников 1 и 2, кВт:

где P₁, P₂, Q₁, Q₂ — мощности, потребляемые тяговыми подстанциями ТП1, ТП2 с учетом потерь в трансформаторах.

После подстановки численных значений получим:

После определения мощностей необходимо осуществить проверку, в результате которой должны выполняться условия:

497,59+460,13=117,2+251,19+589,34;

957,7=957,7 Верно;

349,22+318,8=84,09+181,86+402,09;

668=668 Верно.

Точка потокораздела для активной мощности:

1. Р₁-Р_ТП1=497,59−117,2=380,39кВт>0;

2. Р₁-Р_ТП1-Р_ТП2=380,39−251,19=129,2кВт>0;

3. Р₁-Р_ТП1-Р_ТП2-Р_ТП3=129,2−589,34=-460,14кВт<0.

Таким образом, точка раздела потоков активной мощности находится у подстанции 3.

Точка потокораздела реактивной мощности:

1. Q₁-Q_ТП1=349,22−84,09=265,13квар>0;

2. Q₁-Q_ТП1-Q_ТП2=265,13−181,86=83,27квар>0;

3. Q₁-Q_ТП1-Q_ТП2-Q_ТП3=83,27−402,09=-318,82квар<0.

Таким образом, точка раздела потоков реактивной мощности находится у подстанции 3.

Для определения сечения проводов необходимо рассчитать эквивалентные токи для всех четырех схем по формуле (3.4) и выбрать максимальный из них.

Принимаем максимальный эквивалентный ток Iэкв = 32,32 А,

Определим Fэк по Iэкв:

Выбираем из источника ближайшее большее сечение провода

АС-50: r₀=0,64 Ом/км; x₀=0,355 Ом/км

Потери напряжения в нормальном режиме до наиболее удаленной точки сети определяются по формуле (3.5), где — потери напряжения на i-м участке в нормальном режиме, В:

трансформатор подстанция электрический сеть

. (3.16)

После подстановки численных значений получим:

Потери напряжения на i-том участке в аварийном режиме определяются по формуле (3.7), где — потери напряжения на i-м участке в аварийном режиме, В:

. (3.8)

После подстановки численных значений получим:

Максимальные и минимальные потери напряжения определяются по формуле, В:

.

После подстановки численных значений получим:

ДU_{max н.р.}=2154,05=308,1В

ДU_{min н.р.}=0,3154,05=46,22В

ДU_{max а.р.}=2251,94=503,88В

ДU_{min а.р.}=0,3251,94=75,58В

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленной подстанции (ТП3) рассчитывают для двух режимов: для максимальной и минимальной нагрузки. Для этого необходимо по заданному отклонению напряжения найти напряжение на шинах ГПП для обоих режимов по формулам, кВ:

U_ГППmax = U_ном ± k_max • U_ном, (3.10)

U_ГППmin = U_ном ± k_min • U_ном. (3.11)

где k_max и k_min — максимальное и минимальное заданные в исходных данных отклонения напряжения на шинах ГПП в относительных единицах.

После подстановки численных значений получим:

Напряжение на шинах наиболее удаленной подстанции в обоих режимах определяется по формуле, кВ:

После подстановки численных значений получим:

U_{max н.р.}=10 200−308,1=9891,9В;

U_{min н.р.}=10 000−46,22=9953,78В;

U_{max а.р.}=10 200−503,88=9696,12В;

U_{min а.р.}=10 000−75,58=9924,42 В.

тогда:

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя сравнивают с допустимым:

дU_max(min)? дU_доп.

— 5%<-1,08%<5% Верно.

— 5%<-0,46%<5% Верно.

— 10%<-3,04%<10% Верно.

— 10%<-0,76%<10% Верно.

4. Расчет потерь электрической энергии в элементах сети

4.1 Потери электроэнергии в сети напряжением 10 кВ системы однои двухстороннего питания

Потери электроэнергии в различных элементах сети пропорциональны квадрату тока (или мощности), протекающего через эти элементы, а также сопротивлению элементов. В линии, выполненной из проводов одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии, кВт· ч,

(4.1)

где ф_i — время максимальных потерь электрической энергии для участка с номером i или условное время, в течение которого в линии, работающей с максимальной нагрузкой, выделяются те же потери энергии, как и при работе по действительному графику I (t) за год.

Время максимальных потерь, ч:

(4.2)

Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций определяются потерями холостого хода и короткого замыкания по формуле, кВт· ч:

(4.3)

где t — время, в течение которого трансформатор находится в работе (принять t равным 8760 ч).

Суммарные потери в сети 10 кВ для вариантов однои двухстороннего питания, кВт· ч,

. (4.4)

Одностороннее питание

После подстановки численных значений в формулу (4.2) получим:

После подстановки численных значений в формулу (4.1) получим:

После подстановки численных значений в формулу (4.3) получим:

После подстановки численных значений в формулу (4.4) получим:

ДW₁=24 122,88+89 687,12=82 462,28кВтч.

Двухстороннее питание

После подстановки численных значений в формулу (4.1) получим:

После подстановки численных значений в формулу (4.4) получим:

ДW₂=29 864,69+58 339,4=88 204,09кВтч.

4.2 Мероприятия по снижению потерь мощности и электроэнергии

По своей физической сущности, с точки зрения производства, передачи и потребления, потери электроэнергии ничем не отличаются от энергии, полезно отпущенной потребителям. Основным экономическим показателем при оценке потерь является стоимость электроэнергии. Потери электроэнергии оказывают существенное отрицательное влияние на технико-экономические показатели сети, так как их стоимость включается и в приведенные затраты, и в годовые эксплуатационные расходы.

Необходимо отчетливо представлять, что любое техническое мероприятие, направленное на снижение потерь, требует затрат, и поэтому речь должна идти не о всемерном их снижении, а о достижении оптимального уровня потерь. Ведь увеличение стоимости сети почти всегда приводит к снижению потерь, и наоборот, в случае меньших капиталовложений потери растут. Проектирование сетей ведется обычно таким образом, чтобы обеспечить оптимальное соотношение между затратами на сеть и потерями электроэнергии. Однако со временем в связи с ростом нагрузок потери электроэнергии увеличиваются, и это соотношение не сохраняется. Отсюда вытекает необходимость контроля за потерями и расчета потерь как одного из важнейших показателей экономичности работы сети.

5. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети

Для сравнительной экономической оценки вариантов в качестве одного из показателей используются суммарные дисконтированные приведенные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта [3]:

(5.1)

где К_t — капитальные затраты в год t;

И_t — эксплуатационные издержки в год t;

Е_н.п — норма дисконта;

t — текущие годы строительства и эксплуатации объекта;

Т_расч — срок службы объекта; дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (t = 1), Т_расч=5 лет.

Годовые эксплуатационные издержки:

(5.2)

где в — цена электроэнергии, в = 0,8р./(кВт· ч);

— годовые потери электроэнергии в рассматриваемых элементах сети, кВт· ч;

k_аi — коэффициент амортизации для i-го элемента сети (принять для трансформаторов и воздушных линий на железобетонных опорах k_рi равным 5%);

k_ремi — отчисления на обслуживание и текущий ремонт для i-го элемента сети (для трансформаторов k_ремi равен 5,5%, для воздушных линий — 0,8%);

К_i — капиталовложения в рассматриваемый элемент.

Одностороннее питание

Годовые эксплуатационные издержки:

Сумма капиталовложений и издержек за срок службы объекта:

Двухстороннее питание

Годовые эксплуатационные издержки:

Сумма капиталовложений и издержек за срок службы объекта:

На основании полученных затрат можно сделать вывод, что оптимальной является сеть напряжением 10 кВ с двухсторонним питанием, т. к суммарные дисконтированные приведённые затраты на неё меньше, чем затраты на сеть с односторонним питанием.

Заключение

В данной работе был произведен расчёт распределительной сети напряжением 0,4кВ, а также расчёт сети 10 кВ с односторонним и двухсторонним питанием. Сделан выбор количества и мощности трансформаторов подстанции, посредством расчета потерь его мощности и полной мощности сети, выбраны сечения проводов для реализации различных схем питания, рассчитаны потери электрической энергии в элементах сети, рассчитаны суммарные дисконтированные приведённые затраты, годовые эксплуатационные издержки.

В качестве оптимальной схемы питания выбрана схема двухстороннего питания, так как сеть, соединенная по такой схеме является экономически более выгодной, чем сеть, соединенная по схеме одностороннего питания.