Электрическая сеть промышленного района

;

;

,

В соответствии с желаемыми напряжениями на шинах 10 кВ выберем регулировочные ответвления  в нормальном режиме наибольших, наименьших и в послеаварийном режиме при отключенной одной из цепей линии 1–3.

 

Выбираем  стандартные напряжения ответвлений  обмотки ВН:

(0%);

(+7,12%);

(0%).

Тогда действительные напряжения на шинах НН будут равны:

 

 

 

Определим одно желаемое напряжения ответвления  со стороны среднего напряжения по формуле 14:

, (14)

где – желаемое напряжение на шинах среднего напряжения (примем 36,5 кВ);

 –  напряжения на шинах среднего  напряжения соответственно в максимальном и минимальном режимах, приведенные к высшей стороне.

По полученным в программе RASTR значениям напряжений на шинах СН трехобмоточного трансформатора при расчете режимов получим напряжения, приведенные к обмотке ВН:

;

 

 

Желаемое  напряжения ответвления со стороны  среднего напряжения равно:

.

По таблице 30 определим стандартные напряжения ответвлений обмотки СН.

 

Таблица 30 – Параметры регулирования напряжения трансформаторов с диапазоном регулирования ±(2х2,5)%

Номер ответвления	Добавка напряжения, %	Напряжение ответвления
1	-5%	36,575
2	-2,5%	37,538
3	0	38,5
4	+5%	39,463
5	+2,5%	40,425

 

Выбираем  стандартные напряжения ответвлений  обмотки СН:

(0%);

Тогда действительные напряжения на шинах НН будут равны:

 

 

 

Ниже  в пояснительной записке указаны  режимные схемы электрических расчетов (рисунки 13, 14, 15) с нанесенными потоками мощностей и выбранными ответвлениями.

 

Рисунок 13 – Режим наибольших нагрузок

 

 

Рисунок 14 – Режим наименьших нагрузок

 

 

 

РиРисунок15 – Послеаварийный режим наибольших нагрузок (отключена  
цепь линии 7–4).

 

10 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

 

 

Приведем  основные технико-экономические показатели электрической сети.

1.Номинальное напряжение сети U_НОМ=110 кВ.

2.Протяженность линий электропередачи определяется по формуле 15:

 км. (15)

3. Суммарная потребляемая мощность определяется по формуле 16:

, (16)

где Р_i – активная мощность i-го потребителя.

МВт.

4. Суммарная электроэнергия, передаваемая потребителям определяется по формуле 17:

, (17)

где Т_нбi – время использования максимальной нагрузки i-го потребителя.

кВт∙ч.

5. Суммарные потери мощности (по линиям и трансформаторам) определим по формуле 18:

, (18)

где – нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах для режима наибольших нагрузок;

 –  потери холостого хода в трансформаторах.

 

 

 МВт,

МВт,

МВт,

6.Потери электроэнергии (по линиям и трансформаторам) определим по формуле 19:

, (19)

где –потери электроэнергии в линиях;

 –  потери электроэнергии в трансформаторах.

По данным полученным в пункте 7 получим:

кВт∙ч.

7. Капитальные вложения в строительство ЛЭП и подстанций определим по данным пункта 7:

 

8.Годовые эксплуатационные расходы определим по данным пункта           7.

 

9.Приведенные затраты будут равны:

 

10.Себестоимость электроэнергии определим по выражению 20:

. (20)

11.Стоимость передачи электроэнергии определим по формуле 21:

, (21)

В таблице 31 приведены технико-экономические показатели выбранного варианта сети

 

Таблица 31 – Технико-экономические показатели выбранного варианта сети.

Номинальное напряжение сети, кВ	UН	110
Суммарная длина линий, км	L	184,0
Установленная мощность нагрузки, МВт	P	130
Передаваемая электроэнергия, кВт∙ч	Э	712,6∙106
Потери мощности, МВт	ΔP	3,148
Потери электроэнергии, кВт∙ч	ΔЭ	14,806∙106
Капитальные вложения, тыс. у.е.	К	7683,6
Годовые эксплуатационные расходы, тыс. у.е.	ГЭ	1938,393
Приведенные затраты, тыс. у.е.	З	2860,425
Себестоимость электроэнергии, у.е./кВт∙ч	Сe	2,72∙10-3
Стоимость передачи электроэнергии, у.е./кВт∙ч	С	4,014∙10-3

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

В данном курсовом проекте  была разработана электрическая сеть промышленного района.

В ходе выполнения проекта было разработано пять вариантов схем электрической сети. Из них было выбрано два наиболее лучших варианта по критерию наименьшей длины и надежности электроснабжения.

Затем, рассчитав приближенные значения потоков мощностей в линиях, было выбрано по экономическим зонам номинальное напряжение 110 кВ. Также были рассчитаны сечения и марки проводов для этих сетей по экономической плотности тока, при этом были учтены такие факторы как нагрев проводников и корона.

После этого выбиралось число и мощность трансформаторов для узлов подстанций для своего номинального напряжения. Затем по полученным и расчетным данным сформированы однолинейные схемы электрических сетей. А в результате технико-экономического расчета приведенные затраты у варианта №2 оказались меньше, поэтому в дальнейшем идет расчет этого варианта сети, как более экономичного.

Для выбранного варианта сети были рассчитаны режимы работы: наибольших и наименьших нагрузок, а также послеаварийный режим. Далее произведен расчет регулировочного диапазона выбранных трансформаторов для обеспечения регулирования напряжения и поддержания его в допустимом диапазоне.

В конце проекта приводятся технико-экономические показатели спроектированной электрической сети, в графической части проекта выполнен чертеж опоры сети.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

 

1. Поспелов  Г.Е., Федин В.Т. Электрические  системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для вузов. - 2-е изд., испр. и доп. - Мн: Вышэйшая школа, 1988 - 308 с.

2. Справочник  по проектированию линий электропередачи  / М.Б. Крюков и др. Под ред. И.М.Шапиро и С.С. Рокотяна.-2-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергия, 1977г.

3.Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем (Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине “Электрические системы и сети”).  Н.М.Сыч и В.Т.Федин. Минск. УП ”Технопринт” 2001.