Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Построение 3-4 вариантов конфигурации схемы сети

2. Определение предварительного потокораспределения по ветвям двух выбранных вариантов конфигурации схемы сети

3. Определение предварительного потокораспределения по ветвям двух выбранных вариантов конфигурации схемы сети

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

5. Выбор площади поперечного сечения проводов

6. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

7. Электрический расчет режимов максимальных нагрузок

8. Выбор средств регулирования напряжения и проверка действительных напряжений во всех точках

9. Технико-экономические показатели сети

Выводы

Список использованных источников

Введение

Электрическая сеть представляет собой совокупность воздушных линий электропередач, подстанций с установленными на них трансформаторами и распределительных устройств, расположенных на определённой территории. Она обеспечивает надежную и качественную передачу электрической энергии от электростанций к потребителям.

В данном курсовом проекте задача стоит спроектировать электрическую сеть промышленного района.

Для достижения поставленной цели надо выполнить следующие действия: разработать несколько вариантов схем сети с учетом соответствующих критериев по надежности каждого потребителя; выбрать два наиболее рациональных варианта схем электрической сети с различным числом контуров: одноконтурную и двухконтурную схемы; определить число и мощность трансформаторов, выбрать номинальное напряжение сети и площадь поперечного сечения проводов; произвести технико-экономическое сопоставление двух вариантов сети и выбрать наиболее дешевый по затратам вариант; рассчитать характерный режим работы электрической сети: наибольших нагрузок; выбрать средства регулирования напряжения и если необходимо использовать соответствующие компенсирующие устройства; определить технико-экономические показатели электрической сети..

Более подробно указанные вопросы рассмотрены ниже.

1. Построение 3-4 вариантов конфигурации схемы сети

Основные требования к построению схемы конфигурации сети: электрические станции должны выдавать мощность не менее, чем на два направления; потребители первой категории должны получать питание не менее, чем от двух независимых источников; потребители второй категории могут питаться по одно- или двухцепным линиям; потребители третьей

категории могут получать питание от одного источника, а также могут присоединяться с помощью отпаек от магистральных линий.

Рисунок 1.1 - Разработка конфигурации схем сети

Таблица 1.1 Протяженность участков электрической сети

Участок	А-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-B	B-A	B-6
Длина, км	24	39	28,5	37,5	36	30	31,5	33

а) L=259,5 км - суммарная длина линий в одноконтурной схеме а;

б) L=328,5 км - суммарная длина линий в двухконтурной схеме б;

в) L=282 км - суммарная длина линий в одноконтурной схеме в.

Для дальнейшей разработки оставляем варианты аи б, имеющие наименьшую протяженность.

2.Определение предварительного потокораспределения по ветвям двух выбранных вариантов конфигурации схемы сети

СхемаI. Потокораспределение для одноконтурной схемы (схема A) будем производить путем разрезания контура:

Рис. 2.1 Потокораспределение для одноконтурной схемы (схема а).

, (2.1)

где - поток мощности выходящий из станции А в сторону узла 1; - длина линии от станции А до узлов схемы; - потребляемая мощность в узлах сети; - длина линии .



Рисунок 2.2 - Потокораспределение для одноконтурной схемы (схема а)

СхемаII. Потокораспределение для двухконтурной схемы (схема Б) будем производить по методу контурных уравнений

,:

Составим систему уравнений для двухконтурной схемы по методу конкурных уравнений

():

(2.2)

Выразим все потоки через Р_В5, Р₁₂, Р₁, Р₂, Р₃, Р₄, Р₅.

Подставляя данные потоки в систему, получим:

Подставив численные значения, получим:

Решив данное уравнение, получим:

Рисунок 2.3 - Потокораспределение и направление контуров в двухконтурной схеме (схема б).

3. Определение предварительного потокораспределения по ветвям двух выбранных вариантов конфигурации схемы сети

Номинальное напряжение - это то напряжении, на которое спроектирована электроустановка для длительной работы и при котором она имеет наиболее целесообразные технические и экономические характеристики. Это основной параметр, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Номинальное напряжение выбирается на основе сопоставления вариантов по их технико-экономическим показателям. Предварительный выбор номинальных напряжений в данном проекте осуществляется по экономическим зонам.

электропередача трансформатор мощность

Расчетные параметры представлены в таблицах 3.1 и 3.2:

Таблица 3.1 - Выбор номинального напряжения (схема 1)

Схема I
Номер ЛЭП	Длина линии, км	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ
			По экономическим зонам
А-1	24	81,3	110
1-2	39	49,8	110
2-3	28,5	28,8	110
3-4	37,5	13,2	110
4-5	36	39,45	110
5-В	30	65,7	110
В-А	31,5	26,2	110
В-6	33	10,5	110

Таблица 3.2 - Выбор номинального напряжения (схема 2)

Схема II
Номер ЛЭП	Длина линии	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ
			По экономическим зонам
А-1	24	9,5	110
1-2	39	46,3	110
2-3	28,5	25,3	110
3-4	37,5	16,7	110
4-5	36	42,95	110
5-В	30	63,9	110
В-А	31,5	13,9	110
В-6	33	10,5	110
1-5	67,5	5,3	110

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

Во всех нагрузочных узлах, где находятся потребители I или II категории, на подстанциях следует установить не менее двух трансформаторов, желательно одинаковой мощности. С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых будет равна , где - наибольшая нагрузка подстанции. Расчётная мощность трансформатора округляется до ближайшей стандартной величины в большую сторону. Для узлов, где находятся потребители III категории, установим один трансформатор.

Таблица 4.1 - Выбор трансформаторов

Номер узла	Наибольшая нагрузка подстанции, МВА	Категория потребителей электроэнергии	Количество трансформаторов	Тип и Sвыбр. тр-в, их осн. параметры
Вариант 1
1	31,5/0,9=35	I	2	ТРДН-25000/110
2	21/0,9=23,3	I	2	ТДН-16000/110
3	42/0,9=46,7	II	2	ТРДЦН-63000/110
4	26,25/0,9=29,2	II	2	ТРДН-25000/110
5	26,25/0,9=29,2	I	2	ТРДН-40000/110
6	10,5/0,9=11,7	III	1	ТДН-16000/110
А	107,5/0,9=119,4	-	2	ТРДЦН-80000/110
В	50/0,9=55,6	-	2	ТРДН-40000/110

Таблица 4.2 - Параметры силовых двухобмоточных трансформаторов 110 кВ

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Uном обмоток, кВ	Uк, %	Rт, Ом	Хт, Ом	Рх, кВт	Рк, кВт	Iх, %
			ВН	НН
ТДН-16000/110	16	+ 9х1,78%	115	6,5;11	10,5	4,38	86,7	19	85	0,7
ТРДН-25000/110	25	+ 9х1,78%	115	6,3/10,5	10,5	2,54	55,9	27	120	0,7
ТРДН-40000/110	40	+ 9х1,78%	115	6,3/10,5	10,5	1,4	34,7	36	172	0,65
ТРДЦН-63000/110	63	+ 9х1,78%	115	6,3/10,5	10,5	0,87	22	59	260	0,6
ТРДЦН-80000/110	80	+ 9х1,78%	115	6,3/10,5	10,5	0,6	17,4	70	310	0,6

5. Выбор площади поперечного сечения проводов

Провода воздушных линий сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по условиям короны и по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Схема 1.Для нахождения наибольших послеаварийных токов найдем потокораспределение при отключенной линии А-1.

Рисунок 5.1 - Потокораспределение послеаварийного режима для схемы 1

Таблица 5.1 - Выбранные сечения проводов для схемы 1

Ветвь	Пере-давае-мая активная мощностьМВт	Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, А	Наибольший послеава-рийныйток, А	Сечение, мм, по условиям	Приня-тое сечение (А/С)
				экономическим	Коро-ны	нагрева (А/С)
				Расчет-ное	Приня-тое
1-2	31,5	290	183,7	263,6мм	240/32	70/11	240/32	240/32
2-3	52,5	168	306,2	152,7мм	150/24	70/11	150/24	150/24
3-4	94,5	76,9	551	69,9мм	70/11	70/11	240/32	240/32
4-5	120,75	230	704	209,1мм	240/32	70/11	2х150/24	2х150/24
5-В	147	303	857,3	275,5мм	2х150/24	70/11	2х150/24	2х150/24
В-А	107,5	153	626	139,1мм	150/24	70/11	2х95/16	2х95/16
6-В	10,5	61,2	61,2	55,6мм	70/11	70/11	70/11	70/11
А-1	81,3	474	откл.	430,9мм	2х240/32	70/11	откл.	2х240/32

Размещено на http://www.allbest.ru/

Схема 2. Для нахождения наибольших послеаварийных токов найдем потокораспределение при отключенной линии 5-В.Рисунок 5.2 - Потокораспределение послеаварийного режима для схемы 2

Таблица 5.2 - Выбранные сечения проводов для схемы 2

Ветвь	Переда-ваемая актив-наямощ-ность, МВт	Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок,А	Наиболь-ший послеава-рийныйток, А	Сечение, мм, по условиям	Принято сечение (А/С)
				экономическим	короны	нагрева (А/С)
				расчетное	принятое
А-1	147	55,4	858,3	50,4 мм	70/11	70/11	2х150/24	2х150/24
1-2	67	270	390,7	245,5 мм	240/32	70/11	240/32	240/32
2-3	46	147,5	268,6	134,1 мм	150/24	70/11	150/24	150/24
3-4	4	97,4	23,4	88,5 мм	95/16	70/11	95/16	95/16
4-5	22,25	250,5	129,9	227,7 мм	240/32	70/11	240/32	240/32
5-1	48,5	30,9	283,2	28,1 мм	70/11	70/11	95/16	95/16
В-А	39,5	81,1	230,6	73,7 мм	70/11	70/11	70/11	70/11
6-В	10,5	61,2	61,3	55,6 мм	70/11	70/11	70/11	70/11
В-5	63,9	372,6	откл.	338,7 мм	2х240/32	70/11	откл.	2х240/32

Расчет сечений проводов проводился по экономической плотности тока [1,c.96]:

(5.1)

где I - расчетный ток в режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии; J_Э - экономическая плотность тока для заданных условий работы линии, J_Э=1,1 А/мм².

Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок:

(5.2)

где Р - нагрузка подстанции, МВт.

Проверка на корону осуществлялась по формуле [1, c.98]:

(5.3)

где m₀ - коэффициент, по которому учитывается состояние поверхночти провода (m₀=083…0,87);

m_п - коэффициент, согласно которому учитывается состояние погоды. (m_п=1);

д=3,92b/(273+t⁰)

коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление b и температуру воздуха t⁰C. При b=76 см. рт.ст. и t=25⁰Cд=1.

r - радиус провода, см;

D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см.

Необходимо чтобы U_кр было больше U_н. Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения U_кр., т.е. следует взять большее сечение провода.

6.Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Капитальные затраты вычисляются по формуле:

(6.1)

, (6.2)

где К_л - капитальные затраты на линии;

j - номер линии;

К_оj - удельная стоимость j-ой линии, тыс.у.е./км;

L_j- протяженность j-ой линии, км.

Воздушная линия 110кВ сооружена в первом районе по гололеду на стальных опорах.

Рассчитаем стоимость линий для варианта 1:



Таблица 6.1- Стоимость линий для варианта 1

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода	Удельная стоимость, тыс. у.е/км	Полная стоимость линий, тыс. у.е
А-1	24	2*240/32	30,6	734,4
1-2	39	240/32	18,7	729,3
2-3	28,5	150/24	16,0	456
3-4	37,5	240/32	18,7	701,3
4-5	36	2*150/24	24,6	885,6
5-В	30	2*150/24	24,6	885,6
В-6	33	70/11	14,5	478,9
В-А	31,5	2*95/16	22,1	696,2
Суммарная стоимость линий: 5567,3 тыс. у.е

Рассчитаем стоимость линий для варианта 2:

Таблица 6.2 - Стоимость линий для варианта 2

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода	Удельная стоимость, тыс. у.е /км	Полная стоимость линий, тыс. у.е
А-1	24	2*150/24	24,6	590,4
1-2	39	240/32	18,7	729,3
2-3	28,5	150/24	16	456
3-4	37,5	95/16	14,8	555
4-5	36	240/32	18,7	673,2
5-1	67,5	95/16	14,8	999
5-В	30	2*240/32	30,6	918
В-6	33	70/11	14,5	478,5
В-А	31,5	70/11	14,5	456,8
Суммарная стоимость линий: 5856,2 тыс. у.е

(6.3)

(6.4)



где К_тр-ов - расчетная стоимость трансформаторов на j-ой подстанции, тыс.у.е;

К_ору - стоимость ОРУ подстанций, тыс.у.е.;

К_зру - стоимость ЗРУ подстанций, тыс.у.е.;

К_пост - постоянная часть затрат в j-ую подстанцию (зависит от типа подстанции), тыс.у.е.

Рассчитаем стоимость подстанций для варианта 1:

Таблица 6.3- Стоимость подстанций для варианта 1

Номер узла	Стоимость трансформа-торов, тыс. у.е	Стоимость ОРУ, тыс. у.е	Стоимость ЗРУ, тыс. у.е	Постоянная часть затрат, тыс. у.е	Полная стоимость подстанции, тыс. у.е
А	2*144	6*42	-	290	830
В	2*109	7*42	-	290	802
1	2*84	5*42	155	210	743
2	2*63	5*42	70	210	616
3	2*136	5*42	155	210	847
4	2*84	5*42	155	210	743
5	2*109	5*42	155	210	793
6	63	36	70	210	379
Суммарная стоимость подстанций: 5753 тыс. у.е

Таблица 6.4- Стоимость подстанций для варианта 2

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. у.е	Стоимость ОРУ, тыс. у.е	Стоимость ЗРУ, тыс. у.е	Постоянная часть затрат, тыс. у.е	Полная стоимость подстанции, тыс. у.е
А	2*144	6*42	-	290	830
В	2*109	7*42	-	290	802
1	2*84	7*42	155	290	907
2	2*63	5*42	70	210	616
3	2*136	5*42	155	210	817
4	2*84	5*42	155	210	743
5	2*109	7*42	155	290	957
6	63	36	70	210	379
Суммарная стоимость подстанций: 6051тыс. у.е.

Капитальные вложения для схем:

К1=К_л1+К_п/ст1=5567,3+5753=11320,3тыс.у.е К2=К_л2+К_п/ст2=5856,2+6051=11907,2 тыс.у.е

Издержки

И = И_а+ И_ро+ ?W•в (6.5)

(И_а+ И_ро) = б'К = б₁К_л + б₂К_п/ст+ б₃К_10кВ, (6.6)

где б₁=0,028;

б₂=0,094;

б₃=0,056.

К_п/ст= К_ОРУ + К_тр + К_пост

(И_а+ И_ро)₁= 0,028•5567,3+0,094•4993+0,056•760=667,9 тыс. у.д.е.

(И_а+ И_ро)₂= 0,028•5856,2+0,094•5291+0,056•760=696,5 тыс. у.д.е.

?W•в = ?PT•в; (6.7)

?P = ?Р_л + ?Р_тр. (6.8)

Потери электроэнергии в линиях:

?W_л=?P_л•ф=3I²R_л•ф=3I²•r₀l•ф; (6.9)

часов, где =3500 часов.



Таблица 6.5 - Потери электроэнергии в линиях

Схема 1	Схема 2
Участок сети	Rл, Ом	?Рл1, кВт	Участок сети	Rл, Ом	?Рл2, кВт
А-1	1,44	970,6	А-1	2,38	21,88
1-2	4,68	1180,8	1-2	4,68	1023,5
2-3	5,64	477,8	2-3	5,64	368,3
3-4	4,5	79,8	3-4	11,48	326,6
4-5	3,56	565,6	4-5	4,32	831,2
5-В	2,97	818,0	5-B	1,8	749,7
В-А	4,82	338,5	B-A	13,48	266,02
В-6	14,12	158,7	B-6	14,12	158,7
Всего	4589,8	1-5	20,66	59,16
		Всего	3805,1

Таблица 6.6 - Потери в трансформаторах

Узел	Тип трансформатора	?Pх, кВт	?Pк, кВт
А	2*ТРДЦН-80000/110	140,0	620,0
В	2*ТРДН-40000/110	72,0	344,0
1	2*ТРДН-25000/110	54,0	240,0
2	2*ТДН-16000/110	38,0	170,0
3	2*ТРДН-63000/110	118,0	520,0
4	2*ТДН-25000/110	54,0	240,0
5	2*ТРДН-40000/110	72,0	344,0
6	ТДН-16000/110	19	85,0
	Всего:	567	2563

?Wв=(?W_л+?W_п/ст)в=?Р_лфв_нагр+?Р_хn_трТв_х+?Р_кn_трфв_нагр, (6.10)

где в_х=1,75•10^-2у.д.е./кВт;

в_нагр=2,5•10^-2у.д.е./кВт.

(?Wв)₁=4589,8•1968,16•2,5•10^-2+567•8760•1,75•10^-2+

+2563•1968,16•2,5•10^-2= 438,8 тыс. у.д.е.

(?Wв)₂=3805,1•1968,16•2,5•10^-2+567•8760•1,75•10^-2+

+2563•1968,16•2,5•10^-2= 400,2 тыс. у.д.е.

И₁= 667,8+438,8 = 1106,6 тыс. у.д.е.;

И₂= 696,5 +400,2 = 1096,7 тыс. у.д.е.

Дисконтированные затраты

З_д=К+б_t И, (6.11)

где (6.12)

З_д1=К₁+б_t И₁= 11320,3 +7,69•1106,6 = 19830,05 тыс. у.е,

З_д2=К₂+б_t И₂= 11907,2 +7,69•1096,7 = 20340,82 тыс. у.е,

гдеК - капитальные затраты варианта сети;

E - норма дисконта;

И - ежегодные издержки.

6.13)

Так как разница между затратами меньше 5%, то выбираем более надежную схему, которой является схема №2 (двухконтурная схема).

7. Электрический расчет режимов максимальных нагрузок

Режим наибольших нагрузок

Приведём нагрузки потребителей к стороне высшего напряжения.

Активная мощность для одного трансформатора:

(7.1)

Для двух трансформаторов:

(7.2)

где - активная мощность потребителя, станции, МВт; ? потери активной мощности холостого хода в трансформаторе, МВт; - нагрузочные активные потери мощности, МВт; - коэффициент трансформации.

Таблица 7.1 - Активные мощности нагрузок

Номер узла	1	2	3	4	5	6	А	В
Мощности потребителей	31,5	21	42	26,25	26,25	10,5	107,5	50
Приведенные мощности	31,67	21,13	42,19	26,28	26,37	10,53	107	49,76

Реактивная мощность для одного трансформатора:

(7.3)

Для двух трансформаторов:

(7.4)



где? реактивная мощность потребителя, Мвар; ?потери реактивной мощности холостого хода в трансформаторе, Мвар; ? зарядная мощность линии i-j, Мвар.

(7.5) где

ток холостого хода трансформатора, А; ? номинальная мощность трансформатора, МВА; ? емкостная проводимость линии i-j, См/км; ? длина линии i-j, км.

Таблица 7.2 - Параметры линий

Линия	А-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-В	В-А	В-6	1-5
Зарядная мощность Qз, Мвар	1,57	1,326	0,931	1,18	1,22	1,96	1,99	1,02	2,13
Rл, Ом	2,375	4,68	5,64	11,48	4,32	1,8	13,48	14,12	20,66
Xл, Ом	5,04	7,89	11,97	16,27	14,58	6,08	13,98	14,65	29,29

Таблица 7.3 - Реактивные мощности нагрузок

Номер узла	1	2	3	4	5	6	В	А
Мощности потребителей,	15,12	21,12	20,16	12,6	12,6	5,04	24	51,36
Приведенные мощности ,	24,24	16,29	27,05	18,26	15,96	5,02	39,004	65,3

Точка потокораздела - узел 3. Из предварительного потокораспределения принимаем:



(7.6)

(7.7)

(7.7)

(7.7)

(7.10)

Дальше по формулам 7.6-7.10 произведем расчет потоков и напряжений во всех линиях и узлах, данные занесем в таблицу 7.4 и 7.5.

Таблица 7.4 - Потоки в режиме наибольших нагрузок

Линии\Потоки	,	,	,	,
2-3	16,778	14,643	18,009	16,134
1-2	39,139	32,424	41,138	36,796
А-1	75,756	66,73	78,757	71,975
Расчет от узла 3 в другую сторону:
4-3	24,181	10,916	25,848	12,863
5-4	52,228	31,123	54,548	36,577
В-5	79,041	47,942	81,312	53,944
А-В	21,022	9,22	22,609	10,829
Расчет от узла 6:
6-B	10,53	5,02	11,689	6,185
Расчет от узла 1:
1-5	1,877	4,595	2,948	5,694

Таблица 7.5 - Напряжения в узлах в режиме наибольших нагрузок

узел	Напряжение,кВ		узел	Напряжение,кВ		узел	Напряжение,кВ
3	110		3	110		6	120,1
2	113,7		4	115,6		В	124,0
1	121,5		5	123,3
А	127,1		В	124,0		1	121,5
			А	128,7		5	119,1



8. Выбор средств регулирования напряжения и проверка действительных напряжений во всех точках

Расчёт встречного режима регулирования ведётся по следующим этапам:

1.Определяем напряжение низшей стороны, приведенное к напряжению высшей стороны по результатам расчета:.

2. Определяем расчётное напряжение на шинах высшего напряжения по формуле:

, (8.1)

где - желаемое напряжение на шинах НН (=10,5 кВ - в режиме наибольших нагрузок).

3. Определяем напряжение ответвления кВ, номер ответвления и добавка напряжения в процентах, исходя из таблицы.

4. Определяем действительное напряжение на шинах НН:

(8.2)

5. Сравниваем с желаемым значениями напряжения:

(8.3)

Приведём пример расчёта в режиме наибольших нагрузок в узле 1.

(8.4)

(8.5)

(8.6)

(8.7) (8.8)

Произведем расчет ответвлений трансформаторов всех подстанций по формулам 8.4-8.8 для всех режимов. Результаты вычислений занесем в таблицы 8.1-8.3

Таблица 8.1 - Режим наибольших нагрузок

Узел	1	2	3	4	5	6
Тип трансформатора	ТРДН-25000/110	ТДН-16000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДН-25000/110	ТРДН-40000/110	ТДН-16000/110
	121,5	113,7	110	115,6	121,2	120,1
	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
	121,5	119,1	110	115,6	121,2	125,8
Ответвление	+5,34%	+3,56%	-3,56%	0	+5,34%	+8,9%
	121,1	119,1	110,9	115,0	121,1	125,2
	10,54	10,5	10,41	10,55	10,51	10,55
	0,379	0	0,865	0,474	0,095	0,474

9.Технико-экономические показатели сети

Таблица 9.1 - Технико-экономические показатели сети

№ п/п	Наименование показателей	Единицы измерения	Значение
1.	Капитальные затраты	тыс. у.е.	11907,2
2.	Ежегодные издержки	тыс. у.е.	1096,7
	в том числе:
	стоимость потерь электроэнергии в линиях	тыс. у.е.	400,2
	стоимость потерь на подстанциях	тыс. у.е.	696,5
3.	Себестоимость передачи электроэнергии	у.е./кВт ч	0,00199
4.	Дисконтированные затраты	тыс. у.е.	20340,82
5.	Удельные капитальные затраты	у.е. /кВт	75,6
6.	Рентабельность	%	7

Капитальные затраты и издержки берем из ранее полученных результатов в п.6:

К₁=11907,2 тыс. у.е.,

Ил=400,2 тыс. у.е.,

Ипс= 696,5 тыс. у.е.,

И= 1096,7 тыс. у.е.

Себестоимость вычисляется по формуле :

,

где - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том узле;

- активная мощность потребителей в i-том узле.

Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой мощности:



Рентабельность:

Выводы

Целью данного курсового проекта является разработка электрической сети промышленного района. Мною было предложено несколько вариантов схем этой сети и по критерию наименьшей длины выбраны две: одноконтурная и двухконтурная. Рассмотренные варианты являются удовлетворительными по технико-экономическим требованиям. Решила сложную техническую задачу: выбор номинального напряжения сети. Далее подобрала сечения проводов по нескольким условиям, которые мы выполнили. Успешный выбор числа и мощности трансформаторов позволяет мне судить о достаточности регулирования напряжения из условия встречного регулирования напряжения для характерного режима сети. В результате технико-экономического расчета приведенные затраты у двух вариантов оказались примерно равны, поэтому в дальнейшем я выбрала схему №2 для обеспечения большей надежности.

Для выбранной схемы был рассчитан наиболее характерный режим работы: наибольших нагрузок. Далее убедилась в достаточности регулировочного диапазона выбранных трансформаторов для обеспечения регулирования напряжения и поддержании его в допустимом диапазоне. В конце проекта приводятся технические и экономические показатели спроектированной электрической сети, в графической части проекта выполнен чертеж опоры сети. В ходе курсового проекта была спроектирована электрическая сеть промышленного района.

При проектировании были соблюдены основные положения:

1.Надежность.

2.Минимальная суммарная протяженность электрической сети.

3.Минимальные суммарные затраты на сооружение сети.

4.Обеспечение допустимого падения напряжения.

5.Токи в режиме сети не превышают допустимые.

Список использованных источников

Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование - Минск: Вышэйшая школа, 1988.

1. Справочник по проектированию электрических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро, - Москва: Энергия, 1971.

2. Околович М.Н. Проектирование электрических станций - М.:Энергоиздат, 1982

3. Поспелов Г.Е., Федин В.Т., Лычев П.В. Электрические системы и цепи. - Мн.: УП «Технопринт», 2004.

Размещено на Allbest.ru