Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

Электрическая сеть является сложным и дорогим устройством, существенно влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения потребителей и энергосистем в целом. Поэтому каждому инженеру независимо от конкретной области его деятельности приходится учитывать характеристики электрических цепей при решении различных вопросов.

Курсовой проект является основой для приобретения навыков по расчету и проектированию электрических сетей.

Главная задача курсового проекта состоит в разработке технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35−220 (кВ) для электроснабжения района от подстанции энергосистемы, выбор конструктивного исполнения ВЛ, определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом.

Область, включающая электрифицируемый район — Иркутский.

Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Район по гололеду — 4, по ветру — 2.

Необходимо определить капиталовложения на сооружение линий, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупнённых показателей стоимости (УПС).

Характеристика электрифицируемого района о потребителей электроэнергии

Задачами раздела является выбор конструктивного исполнения ВЛ, определения поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом. Область, включающая электрифицируемый район — Иркутская. Необходимо определить капитальные вложения на сооружение линии, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупненных показателей стоимости (УПС). Для характеристики климатических условий в проекте достаточно определить нормативные значения максимальной скорости ветра V о толщины стенки гололеда. Выбор материала опор производится путем технико — экономического обоснования с учетом климатических условий района сооружения ВЛ. Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Принимаем коэффициент удлинения трассы Кудл = 1,2. С учетом климатических условий данного района целесообразно применять железобетонные опоры.

Определим время максимальных потерь. Это время вычисляется по формуле ([1] 2.2):

Удельные затраты на возмещение потерь определяются по графику для данного района: в'(t') = 2,8 коп/кВтч, В''(t'') = 1,8 коп/кВтч, где t' = ф/бm = 2099 (часов),

где бm — коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы. бm =0,9; t'' = 8760.

Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

Основными задачами раздела являются разработка нескольких схем сети и выбор из их числа двух наиболее предпочтительных. Также следует предварительно оценить возможность ИП обеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных КУ — батарей статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и т. п., мощность которых определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.

Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

Qип+Qку+?Qc У = QУ+?Qл У +У ?QTj ([1], 3,1), где

Qип — реактивная мощность ИП;

Qку — суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий баланса);

?Qc У — зарядная мощность всех линий проектируемой сети,

?Qл У — потери реактивной мощности в линии,

У ?QTj — потери реактивной мощности в трансформаторах, j-й подстанции. Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.

Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:

Данные о подстанциях сведем в таблицу 1,1:

Суммарное потребление мощности:

Активной РУ — 65 МВт; Реактивной Q’У- 35,45 МВт;

Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:

Qип= Рип tgфип = (РУ +? РУ) tgфип ([1], 3,2), где

Рип — активная мощность ИП,

? РУ — суммарные потери активной мощности,

где принято, что равно? РУ 4% от РУ

Qип = 1,04РУ tgфип

tgфип = 0,426 (сosфип = 0,92)

Qип = 1,04Ч65Ч0,426 = 28,79 Мвар

Потери в трансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. ?QT лежат в пределах 6−10% от Smax, таким образом:

У?QTj = (0,06−0,08) = 5,92 Мвар. ([1], 3.3)

Для ВЛ 35−220 кВ принимаются? Qc У и? Qл У равными при ориентировочных расчетах, поэтому эти величины можно исключить из баланса мощности:

Qку = QУ + У? QTj — Qип,

Qку =35,45+5,92 — 28,79 = 12,58 Мвар

Определим мощности Ку на каждой подстанции:

Qку = Q’max — Pmaxi tgфс ([1], 3.5),

Qкуj=Рmaxj (tgфjtgфс) где

tgфс — средний коэффициент мощности для сети, определяемый по формуле:

tgфс = (QУ — Qку) / РУ = (35,45 — 12,58) / 65 = 0,351 ([1], 3.4)

для каждой подстанции:

1. QКУ1 = 10(0,646−0,351) = 2,95 Мвар

2. QКУ2 = 15(0,593−0,351) = 3,63 Мвар

3. QКУ3 = 20(0,426−0,351) = 1,50 Мвар

4. QКУ4 = 15(0,534−0,351) = 2,745 Мвар

5. QКУ5 = 5(0,698−0,351) = 1,735 Мвар

На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку* (ККУ) или синхронных компенсаторов (СК), возьмем единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.

Qку*1=0,48 = 3,2

Qку*2=0,48 = 3,2

Qку*3=0,44 = 1,6

Qку*4=0,48 = 3,2

Qку*5=0,44 = 1,6

После выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку*) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности нагрузок подстанций

Qmax j = Q’max j — Qку*j

Qmax 1= 6.46−3.2 = 3.26 Qmax2 = 8.895−3.2 = 5.695

Qmax3 = 8.52−1.6 = 6.92 Qmax4 = 8.085−3.2 = 4.885

Qmax5 = 3.49−1.6 = 1.89

Smax = ([1], 3,6) Smax1= = 10,518 Smax2= = 16,045 Smax3= = 21,163 Smax4= = 15,773

Smax5= = 5,345

Таблица 1.2

Разработка вариантов схемы районной сети.

Исходными данными этой задачи являются величины максимальных (расчетных) нагрузок потребителей по категориям надежности электроснабжения, а также взаимное расположение понижающих п/ст и источника питания.

Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:

1. Намечаем конфигурацию сети;

2. Определяем приближенное потокораспределение в сети для максимального режима ;

3. Для каждой ветви схемы намечаем одно-два номинальных напряжения;

4. Для всех участков сети выбираем сечение проводов;

5. Производим выбор трансформаторов и схем соединения п/станций;

6. Используя УПС определяем сумму расчетных стоимостей ЛЭП, трансформаторов РУ 35−220 кВ.

Выбор конфигурации сети.

Конфигурация схемы сети является не только условием надежности электроснабжения, но и взаимным расположением понижающих п/ст. между собой и источником питания, а также соотношением нагрузок узлов потребления.

С учетом всех факторов для дальнейшего сравнения выбираем три варианта схемы: 1, 2 и среди 3, 4, 5 выберем схему с наименьшей длинной линий.

Схема 3:

L = L05+2 L03+2 L34+2 L02+2 L12

L=21+2*36+2*23+2*38+2*19=253 км

Схема 4:

L = L05+2 L23+2 L34+2 L02+2 L01

L=21+2*38+2*18+2*23+2*24=227 км

Схема 5:

L = L05+2 L04+2 L03+2 L32+2 L21

L=21+2*26+2*36+2*18+2*19=219 км

Выбираем схему № 5, в дальнейшем схема № 3

Определим распределение мощностей для этих вариантов схемы.

S A1 = 35,489 + j 12,222 (МВ А);

SA5 = 29,511 + j 10,027 (МВ А);

S34 = 9,511 + j 3,652 (МВ А),

S23 = 10,489 + j 3,267 (МВ А),

S12 = 25,489 + j 8,962 (МВ А).

S54 = 24,511 +j 8,137 (МВ А),

Схема 2

SА5=S5= 5+j1,89

SА4=S4=15+j4,485

S21=S1=10+j3,26

S23=S1+S2=25+j8,955

SА3=S1+S2+S3=45+j15,875

SA2=22.619+j7.974

SA4=27.381+j9.126

S23=SA2-S2=7.619+j2.279

S34=SA4-S4=12.381+j4.641

SA1=S1=10+j3.26

SA5=S5=5+j1.89

Выбор номинального напряжения и сечений проводов

Для ориентировочной оценки Uном отдельного участка используем методику, разработанную институтом «Энергосетьпроект», которая заключается в определении напряжения по графикам зависимости активной мощности, передаваемой по линии, от длины этой линии.

Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по формуле Илларионова:

Uэк =

где L — длина линии, км Р — передаваемая мощность, МВт

Схема 1

Участок А-1: Uэк = 104.67 кВ,

Участок А-5: Uэк = 95.99 кВ,

Участок 1−2: Uэк = 89.66 кВ,

Участок 2−3: Uэк = 61.30 кВ,

Участок 3−4: Uэк = 89.90 кВ,

Участок 4−5: Uэк = 89.74 кВ

По графику ([1] 3.1) значения напряжений лежат между 35−110 кВ, т.к. на кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение, поэтому на всех остальных участках принимаем также напряжение 110 кВ.

При проектировании ВЛ 35−220 кВ выбор сечений проводов производится по нормируемым показателям, в качестве которых используется нормированное значение экономической плотности тока Jэк или токовых интервалов.

Кроме того, сечения выбранные из экономических соображений и округленные до стандартного значения, должны быть проверены по длительно допустимому току нагрева, условием коронирования и механической прочности проводов.

Проверка по допустимому нагреву:

Iав? Iдоп, ([1], 3.8) где

Iдоп — величина длительно допустимого тока,

Iав — наибольший ток линии для послеаварийного состояния.

Длительно допустимые токи проводов АС определяются по справочным данным в зависимости от сечения (при t = 20 0С).

Аварийный ток определяется по формуле:

Экономическая плотность тока для всех участков данной сети равна:

Jэк=1,1 А/мм2

Тогда для участка А1:

Fэк = Imax/J = 196,98/1,1 = 179,07 мм 2.

Iав = 68,7/(v3*110) = 360,58 А.

Условие Iав? Iдоп соблюдается, поэтому окончательно принимаем провод АС-185/29

Все дальнейшие расчеты для всех схем и участков сети одинаковы и сведены в таблицы.

Таблица 4.1

K0 — стоимость воздушных линий 110 кВ ([8], П.24)

Kj= K0ln

? Р’max

Схема 2

Схема 3

Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций.

С цель обеспечения встречного регулирования напряжения на всех подстанциях устанавливаются трансформаторы с РПН. Учитывая категорийность потребителей целесообразно устанавливать по 2 трансформатора на каждой подстанции. В этом случае их мощность должна быть :

Sном? (0.65 — 0.7) Sном, ([1], 3.10)

При этом необходимо чтобы:

Sном?Smax K12/Kав ([1], 3.11), где

К12 — удельный вес потребителей 1 и 2 категории, %

Кав — коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. Кав = 1,4.

Схема 1

Для примера рассчитаем трансформаторы на п/ст 1.:

Smax = 10,52 МВ А, K12 = 40%/100% = 0.4, Uном — 110/10 кВ,

Sном? (10,52*0,4) / 1,4 = 3,006 (МВ А)

Sном = 0,7Smax = 7,364 (МВ А)(каждого трансформатора).

Принимаем два трансформатора ТДН 10 000/110.

Дальнейшие расчеты аналогичны для всех вариантов и результаты приведены в таблицах:

Таблица 5.1

Схема 2

Схема 3

Для вариантов с кольцевыми элементами применяем схему: мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схема применяется на напряжение 35−220 кВ. (приложение1) Для 2-ой схемы применяем схему: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии и одна секционированная система шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенным секционным и обходным выключателем. Для 3-ей схемы два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии и мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схемы применяется на напряжения 35−220 кВ. (приложение 2, 3)

Технико-экономическое сравнение вариантов

Задачей расчета является предварительное сопоставление трех схем электрической сети разной конфигурации.

Наивыгоднейшая схема выбирается путем расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

1. Капиталовложения в электрическую сеть К состоят из вложений на содержание воздушных линий (Кл) и подстанций (Кп):

К = К’з К’л + K''з К''л = Кл + Кп ([2], 4.1), где

К’з, K''з — укрупненные зональные коэффициенты.

Для начала определим капиталовложения на содержание ВЛ.

Схема 1

Линии — одноцепные, на железобетонных опорах.

Все линии на напряжение 110 кВ, на участках провода марки АС-185/29, АС-120/19, АС-150/24.

С учетом зонального коэффициента имеем:

Кл = К j * К’з = 1597.8 * 1,1 = 1757.58 тыс. руб.

2. Капиталовложения в подстанции состоят из ряда составляющих:

Кпi = Кпостi + Ктi + Кору ([2], 4.3),

где Кпост — постоянная часть затрат на подстанции, принимаемая в зависимости от напряжения и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для каждой подстанции:

1. Кпост1 = 210 тыс. руб.

2. Кпост2 = 210 тыс. руб.

3. Кпост3 = 210 тыс. руб.

4. Кпост4 = 210 тыс. руб.

5. Кпост5 = 210 тыс. руб.

6. Кпост= 1050 тыс. руб

Кт — сумма расчетных стоимостей трансформаторов на данной подстанции:

1. Кт1 = 2 * 48 = 96 тыс. руб.

2. Кт2 = 2 * 40 = 80 тыс. руб.

3. Кт3 = 2 * 40 = 80 тыс. руб.

4. Кт4 = 2 * 40 = 80 тыс. руб.

5. Кт5 = 2 * 36 = 72 тыс. руб.

6. Кт = 408 тыс. руб

Кору — стоимость распределительного устройства на стороне ВН на i-й подстанции:

1. Кору1 = 75 тыс. руб.

2. Кору2 = 75 тыс. руб.

3. Кору3 = 75 тыс. руб.

4. Кору4 = 75 тыс. руб.

5. Кору5 = 75 тыс. руб.

6. Кору=375тыс.руб

Кору берется в зависимости от схемы присоединения, количества выключателей.

Кп = 1,1(1050+375+408) = 3773,88 тыс. руб.

3. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

U = U’л + U’п + Зпот = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп + Зпот,

где ([2], 4.4)

Uл, Uп — ежегодные сумму отчислений на амортизацию и затрат на обслуживание.

Зпот — затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии сети.

Зпот = ?A' З’э + ?A'' З''э,

где ([2], 4.5)

З’э, З''э — стоимость 1 кВт ч и потерь энергии,

?A' - потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, они складываются из потерь в линиях и потерь КЗ в трансформаторах.

Потери в линии:

где U = 110 кВ, S — максимальная мощность, потребляемая на подстанции,

rУД — удельное сопротивление линии,

l — длина линии,

n — количество цепей (n = 2).(см. табл.)

?A" - потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки — потери холостого хода в трансформаторах.

?Р = 2 *(28+38+38+38+23) = 330 кВт;

Коэффициенты З’э и З''э принимаем по графику:

З’э = 2,8 коп/кВт ч; З''э = 1,8 коп/кВт ч;

Затраты на потери:

Зпот = 52,03+71,56=123,59 тыс. руб.

Суммарные нормы затрат на обслуживание и отчисления на амортизацию для линий (Qл) и подстанций (Qп):

Qл = 2,8%; Qп = 9,4%, — справочные величины.

Тогда:

U = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп + Зпот = (2,8/100)*1757,58 + (9,4/100) * 2016,3 + 123,59 = 495,05 тыс. руб.

4. Приведенные затраты:

З = Ен*К + U, где Ен = 0,12 руб/год

норматив сравнительной эффективности капиталовложений:

З = 0,12*3773,88+495,05 = 947,91 тыс. руб.

Для других схем расчёты аналогичны и приведены в виде таблиц:

электроэнергия схема сеть напряжение

Схема2

Схема 3

После сравнение вариантов схем можно сделать вывод, что строительство сети по схеме 1 выгоднее, т.к.затраты на её строительство и обслуживание меньше, чем для схемы 2 и 3.

Расчет основных режимов электрической сети

К основным режимам работы электрической сети относят режимы максимальных и минимальных нагрузок, а также один из наиболее тяжелых послеаварийных режимов.

Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети. Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к определению узловых напряжений. Исходными данными являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-185/29 с параметрами:

r0 = 0.162 Ом.

х0 = 0,413 Ом,

q0 = 3.7 МВар,

Составление схемы замещения сети.

Параметры схемы замещения определяются выражениями:

R = ro*l / n — активное сопротивление участка ЛЭП; ([2], 5.1)

ro — уд. Активное сопротивление,

l — длина участка,

n — число цепей.

Х = xo*l / n, — индуктивное сопротивление линии

хо — погонное индуктивное сопротивление,

Qc = U2p*bo*l*n = qo*n*l — зарядная мощность ЛЭП.

bo — удельная емкостная проводимость,

Uр — рабочее напряжение сети.

Данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:

Таблица 4.1

R = Rт/m, X = Xт/m, ?Sхх = m (?Pxx + j? Qxx), где ([2], 5.2)

Rт, Xт — расчетные сопротивления каждого трансформатора.

m — число трансформаторов (по два на каждой подстанции).

Параметры трансформаторов для всех подстанций сведем в таблице IV.2:

Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:

Sp = Pн + jQн + ?P + j? Q + ?Рх + j? Qх — У jQc/2, где ([2], 5.4)

Pн + jQн — нагрузка подстанции,

?P + j? Q — потери мощности в трансформаторах,

У jQc/2 — суммарная зарядная мощность линии, входящая в узел.

?S = ?P + j? Q = (Sн/Uном)2(R+jX).

Эквивалентная схема замещения сети (см. приложение 4)

Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 1:

?S = ?P + j? Q = (Sн/Uном)2(R+jX)

Sp =10.061+j3,187 МВ А

Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу IV.3.:

Расчет основных режимов электрической сети.

Значение мощности вычисляется по формуле:

S н = SКн + ?S = Pн + jQн +?P + j? Q, ([2], 5.5)

Где S н и SК — мощность соответственно в начале и конце участка.

?S = (Sн/Uном)2(Rл+jXл) — потери в линии.

Продольную и поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах определим по формулам:

?U = (PR + QX) / U2; дU = (PX — QR) / U2; ([2], 5.6)

где U2 — напряжение в начале участка,

U'2 =

напряжение в конце участка. ([2], 5.7)

Расчет мощностей приведем в таблице IV.4.:

Определим напряжения. Для режима максимальных нагрузок напряжение в начале головных участков (в узле А), выше на 10% от Uном:

UA = 1.1 * 110 = 121 кВ.

Расчет напряжений в таблице IV.5

Режим наименьших нагрузок.

Для режима наименьших нагрузок перетоки мощности остаются такие же как и в режиме наибольших нагрузок.

Для режима минимальных нагрузок напряжение на шинах ИП на 5% выше

Uном, т. е. UA = 1.05 Uн = 115,5 кВ.

Расчет продольной и поперечной составляющих произведем по формулам 5.6 и 5.7 и представим в таблице IV.8.:

Таблица IV.8.

Послеаварийный режим.

Наиболее опасная авария — это обрыв провода на головных участках сети.

a) Обрыв участка А-5:

Расчет потерь мощности :

SA1=65.372+j23.012

S12=55.311+j19.825

S23=40.23+j13.747

S34=20.118+j5.893

S45=5.039+j1.323

Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ

При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу IV.12.:

Выбор средств регулирования напряжения

Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации электрической системы при изменении нагрузок системы.

В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих подстанциях применяются трансформаторы с РПН.

По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны уровни напряжений на шинах ВН подстанций.

Напряжение на низкой стороне подстанций:

U2Н = U'2Н — ?Uт ([2], 5.8)

Потери напряжения в трансформаторе:

?Uт = (PнRт + QнXт) / U'2Н ([2], 5.9)

1. Режим наибольших нагрузок.

?Uт1 =2.312 кВ, U2Н = 118,688 кВ,

Дальнейший расчет представим в виде таблицы V.1.:

2. Режим наименьших нагрузок.

Потерю напряжения в режиме min нагрузок можно найти, умножив полную потерю напряжения в режиме max нагрузок? U на коэффициент min нагрузок 0,55.

U1Н = U'2 — ?U1 * 0,55 = 113,2 кВ,

U2Н = 111.8 кВ,

U3Н = 111.3 кВ,

U4Н = 112 кВ,

U5Н = 113.88 кВ.

3. Послеаварийный режим. Для подстанции 1:

?Uт1 = (65.372*3.888+23.012*9.912)/ 121 = 3.986 кВ,

U2Н = U'2 — ?Uт1 = 117.014 кВ.

Данные об остальных п/ст. в таблице V.2.:

Номинальное напряжение на шинах НН подстанций Uн.ном. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое напряжение на шинах НН:

Напряжение ответвления:

Up = U2Н (Uн.ном/ Uжел2н),

тогда номер регулировочного ответвления равен:

где ([2], 5.12)

Uнт = 115 кВ — номинальное напряжение высокой стороны трансформатора.

Uн.ном = 11 кВ — номинальное напряжение низкой стороны трансформатора.

Ео = 1,78% - вольтодобавка одного ответвления.

Регулирование ± 9×1,78%

Действительное напряжения на стороне НН:

([2], 5.13)

1. Режим наибольших нагрузок:

Рассмотрим на примере п/ст 1:

Uр1= 116.257 (11/10,5) = 121.793 кВ

n = (121.793−115/115*1.78) 100? +3,

Uотв1 = 115+(3*115*178)/100 = 121,141 кВ

Uд = 116,257*(11/121,141)=10,55

Остальные данные занесем в таблицу V.3.:

2. Режим наименьших нагрузок. Аналогично.

Результаты расчета в таблице V.4.:

Результаты в таблице V.5.:

Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся:

1. Капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кп/ст):

(определено в п.3),

Кзру = Кяч*Nяч= 133,846*2,3=307,846 тыс. руб.

Nяч = SУ+3*5+Nку+Nрез=68,846+15+40+10=133,846 тыс. руб. Кяч = 2.3 тыс. руб.

Кку=УQку*Rку=12,8*10=128 тыс. руб

Rку=7…10 тыс. руб./МВар

тыс.руб.

К==2495,731+1757,58=4253,311 тыс. руб.

2. Годовые эксплуатационные затраты:

U = (2,8/100)*1757,58 + (9,4/100) * 2495,731 + 123,59 = 407,4 тыс. руб.

3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Агод — полезнопереданная электроэнергия за год.

Sэ/э = 407,4 / 208 000 = 0.19 (коп./кВт ч)

4. Суммарные максимальные потери активной мощности сети:

5. Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:

где Рип = 80 — мощность выработанная источником питания.

6. Коэффициент полезного действия по передаче электрической энергии:

Заключение

При расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций энергосистемы. Схема выбранная в результате расчета и технико-экономического сравнения вариантов не требует трехобмоточных трансформаторов, так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ). В курсовом проекте были рассчитаны три основные схемы электроснабжения, из которых мы выбираем одну. Главным критерием выбора схемы электроснабжения являются: экономичность и надежность электроснабжения потребителей. В моей схеме применены двухобмоточные трансформаторные подстанции, имеющие потребителей первой и второй категории. Себестоимость передачи электрической энергии 0,19(коп/ кВт*ч) КПД по передачи активной мощности 98,1% КПД по передачи электроэнергии 99,2%.

1. Методические указания (к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы») Часть 1. Метод. Указ. Чита: Чит. ПИ 1989.30 с.

2. Методические указания (к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы») Часть 2. Метод. Указ. Чита: Чит. ПИ 1993.15 с.

3. Справочник по проектированию электро-энергетических систем. Издательство «Энергия» 1977. Энергомаш. Издан 1985 с изменениями под редакцией С. С. Рокотяна. И. М. Шапиро.

4. Справочник по проектированию электроснабжения. Москва. «Энергия» 1980. Изданье третье переработанное и дополненное под редакцией В. И. Круповича, Ю. Г. Барыбина, М. Л. Самовера.

5. Бацежев Ю. Г., Грунин О. М. Электрические системы и сети — сборник задач М.:1992

6. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.-592 с.