Районная электрическая сеть
Министерство образования и науки РФ
ФГБОУ ВПО "Марийский
государственный университет "
Электроэнергетический факультет
Кафедра электроснабжения и
технической диагностики
Курсовой проект
по дисциплине
"Электроэнергетические системы и сети"
на тему: Районная электрическая сеть
Йошкар-Ола 2015
Содержание
Введение
1. Расположение пунктов питания и потребления
электрической энергии
2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в
проектируемой сети
.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности
.2 Баланс реактивной мощности
3. Выбор номинального напряжения, схемы основных
параметров линий и подстанций
.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и
пунктов потребления между собой
.1.1 Потокораспределение для варианта схемы I
.1.2 Потокораспределение для варианта схемы II
.1.3 Потокораспределение для варианта схемы III
.2 Выбор номинального напряжения
.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта I
.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта II
.2.3 Выбор номинального напряжения для варианта III
.3 Выбор сечений проводов
.3.1 Выбор сечений проводов для варианта I
.3.2 Выбор сечений проводов для варианта II
.3.3 Выбор сечений проводов для варианта III
.4 Определение потерь напряжения на участках линий в
нормальном и послеаварийном режимах
.4.1 Определение потерь напряжения на участках линий в
нормальном и послеаварийном режимах для варианта I
.4.2 Определение потерь напряжения на участках линий в
нормальном и послеаварийном режимах для варианта II
.4.3 Определение потерь напряжения на участках линий в
нормальном и послеаварийном режимах для варианта III
4. Выбор числа и мощности трансформаторов
5. Выбор главных схем электрических соединений
подстанций
6. Технико-экономический выбор
.1 Технико-экономический расчет второго варианта
.2 Технико-экономический расчет третьего варианта
7. Расчет параметров основных режимов сети
.1 Составление схемы замещения районной сети
.2 Электрический расчет
8. Регулирование напряжения в сети
Заключение
Литература
Список сокращений
Введение
Электрическая сеть - это совокупность электроустановок для передачи и
распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного
оборудования подстанций, их распределительных устройств, токопроводов,
воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной
территории.
Электрическая сеть должна проектироваться и эксплуатироваться таким
образом, чтобы была обеспечена ее работоспособность во всех возможных режимах
работы: нормальном и послеаварийном.
В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть с номинальными
напряжениями 35-220 кВ как составная часть электрической системы.
Рассматриваемая электрическая сеть содержит шесть пунктов электроснабжения,
питание которых осуществляется от ТЭЦ-4. Необходимо разработать наиболее экономичную
и надежную схему питания районных потребителей.
Исходными данными для проектирования является графическое расположение
пунктов питания и ТЭЦ-4, характеристики потребителей, характеристика местности.
Для определения наиболее экономически и технически целесообразной схемы
питания необходимо рассмотреть несколько вариантов схем и на основе
технико-экономического сравнения этих вариантов принять наилучшую схему сети.
Для выбранной схемы сети необходимо провести расчет основных электрических
параметров (падение напряжения в линиях и в трансформаторах, напряжение в
конечных пунктах, распределение потока мощности по линиям и т.д.).
1.
Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии
Рисунок 1 - Расположение пунктов питания потребления электрической
энергии
При определении длины линий учитываем, что длина трассы из-за
непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 10% больше расстояния по
прямой между рассматриваемыми пунктами.
Таблица 1 - Длина линий
Линия
|
Т6
|
36
|
23
|
25
|
15
|
14
|
Т4
|
Т3
|
Т1
|
Т2
|
Т5
|
Длина, км
|
44
|
67,1
|
49,5
|
23,1
|
33
|
25,3
|
66
|
36,3
|
52,8
|
44
|
50,6
|
Определим с учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку
каждого пункта потребления по формулам:
(1.1)
(1.2)
Занесем полученные данные в таблицу 2.
Таблица 2 - Исходные данные пунктов питания электрической энергии.
|
Пункты потребления
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
Активная мощность Рi,
МВт
|
10
|
15
|
25
|
30
|
40
|
36
|
Реактивная мощность Qi,
МВАр
|
6,98
|
8,5
|
16,15
|
22,5
|
23,73
|
19,43
|
Полная мощность Si,
МВА
|
012,2
|
17,24
|
29,76
|
37,5
|
46,51
|
40,91
|
cosц
|
0,82
|
0,87
|
0,84
|
0,8
|
0,86
|
0,88
|
sinц
|
0,57
|
0,49
|
0,54
|
0,6
|
0,51
|
0,47
|
tgц
|
0,7
|
0,57
|
0,65
|
0,75
|
0,59
|
0,54
|
2.
Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
.1
Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности
Задачами расчетов и анализа получаемых результатов в данном разделе
проекта являются:
·
оценка суммарного
потребления реактивной мощности в проектируемой электрической сети;
·
анализ выполнения
условия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;
·
определение
суммарной мощности компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;
·
определение
мощности компенсирующих устройств и их размещение в узлах электрической сети.
Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой
сети, составляет:
, (2.1)
где Рi.нб - наибольшая активная нагрузка подстанции i, i =
1,2,...n;0(p) = 0,95...0,96 - коэффициент одновременности наибольших
нагрузок подстанции;
= 0,05 -
суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанции.
МВт.
Соответствующая
данной Рn.нб необходимая установленная мощность генераторов
электростанций определяется следующим образом:
Рэс = Рn.нб + Рэс.сн + Рэс.рез,
(2.2)
где Рэс.сн - электрическая нагрузка собственных нужд;
Рэс.рез - оперативный резерв мощности электростанции.
Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может
быть ориентировочно принята для ТЭЦ-4 равной 8%.
Оперативный резерв Рэс.рез обоснован экономическими
сопоставлениями ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном
повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание
резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций составляет
10% от суммарной установленной мощности генераторов, но должна быть не менее
номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых
потребителей.
Тогда Рэс = 156 + 156∙0,08 + 156∙0,1 =
184,08 МВт.
.2 Баланс
реактивной мощности
Основным, но не единственным источником реактивной мощности в системе
являются генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность
электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности
установленных на станциях генераторов. Кроме этого, в электрических сетях
широко используются дополнительные источники реактивной мощности
-компенсирующие устройства (КУ). Основным типом КУ, устанавливаемых на
подстанциях потребителей, являются конденсаторные батареи.
Уравнение баланса реактивной мощности в электрической сети имеет вид:
, (2.4)
где Qку - суммарная мощность компенсирующих устройств,
необходимая по условию баланса;
DQл - потери в сопротивлениях линии;0 = 0,98-1 -
коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;
, (2.5)
где DQт =
0,1 - относительная величина потерь мощности при каждой трансформации
напряжения;
aтa - число трансформаций по мощности для a-групп из d-подстанций;
b - количество групп подстанций с разным числом трансформаций напряжения;
d - количество подстанций, имеющих одинаковое число трансформаций
нагрузки;j - номинальная мощность j-й подстанции.
ГS = РГS×tgj
ГS - наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети
(cosj=0,8=˃ tgj=0,75);
Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:
(2.6)
m - предварительное число трансформаций, для ТЭЦ-4 m = 2;
Так как мощность компенсирующих устройств, необходимая по уравнению
баланса, оказалась отрицательной, то установка КУ в электрической сети не
требуется.
3.
Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций
.1 Выбор
вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой
Общие принципы экономически целесообразного формирования электрических
сетей могут быть сформулированы следующим образом:
а) схема сети должна быть по возможности простой и передача
электроэнергии потребителям должна осуществляться по возможно кратчайшему пути,
что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности
и электроэнергии;
б) схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть
возможно простыми, что обеспечивает снижения их стоимости сооружения и
эксплуатации, а также повышение надежности их работ;
в) следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным
количеством трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную
мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также потери мощности и
электроэнергии;
г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать
необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических
ограничений электрооборудования линий и подстанций (по токам в различных
режимах сети, по механической прочности и т.д.)
На основе изложенных принципов составим несколько вариантов схем
соединения (рисунки 2 - 4).
Рисунок 2 - Вариант I
Рисунок 3 - Вариант II
Рисунок 4 - Вариант III
.1.1
Потокораспределение для варианта схемы I
· Нормальный режим
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
· Послеаварийный режим
Рассмотрим отказ линии Т6 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при
такой аварии.
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
Таблица
3 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта I
Линия
|
n
|
L, км
|
Pн, MBт
|
Qн, МВАр
|
Pп.ав, MBт
|
Qп.ав, МВАр
|
Т 6
|
1
|
44
|
79,55
|
47,52
|
-
|
-
|
36
|
1
|
67,1
|
43,55
|
28,09
|
36
|
19,43
|
23
|
1
|
49,5
|
18,55
|
11,94
|
61
|
35,58
|
25
|
1
|
23,1
|
3,55
|
3,44
|
76
|
44,08
|
15
|
1
|
33
|
36,45
|
20,3
|
116
|
67,81
|
14
|
1
|
25,3
|
44,45
|
27,28
|
126
|
74,79
|
Т 4
|
1
|
66
|
76,45
|
49,78
|
156
|
97,29
|
3.1.2
Потокораспределение для варианта схемы II
· Нормальный режим
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
· Послеаварийный режим
Наиболее тяжелым будет отказ одной линии цепи Т1 или Т3. Вторая цепь при
этом должна нести на всю нагрузку.
Таблица 4 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта II
Линия
|
n
|
L, км
|
Pн, MBт
|
Qн, МВАр
|
Pп.ав, MBт
|
Qп.ав, МВАр
|
Т 3
|
2
|
36,3
|
76
|
44,08
|
76
|
44,08
|
23
|
2
|
49,5
|
15
|
8,5
|
15
|
8,5
|
36
|
2
|
67,1
|
36
|
19,43
|
36
|
19,43
|
Т 1
|
2
|
52,8
|
80
|
53,21
|
80
|
53,21
|
14
|
2
|
25,3
|
30
|
22,5
|
30
|
22,5
|
15
|
2
|
33
|
40
|
23,73
|
40
|
23,73
|
3.1.3
Потокораспределение для варианта схемы III
· Нормальный режим
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
· Послеаварийный режим
Рассмотрим отказ линий Т6 и Т5 в кольце. Рассчитаем потокораспределение
при такой аварии.
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
Таблица
5 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта III
ЛинияnL, кмPн,
MBтQн, МВАрPп.ав, MBтQп.ав, МВАр
|
|
|
|
|
|
|
Т6
|
1
|
44
|
43,09
|
24,56
|
-
|
-
|
36
|
1
|
67,1
|
7,09
|
5,13
|
36
|
19,43
|
23
|
1
|
49,5
|
17,91
|
11,01
|
61
|
35,58
|
Т2
|
1
|
45,1
|
32,91
|
19,52
|
44,08
|
Т4
|
1
|
66
|
35,03
|
24,21
|
80
|
53,21
|
14
|
1
|
25,3
|
5,03
|
1,71
|
50
|
30,71
|
15
|
1
|
33
|
4,97
|
5,27
|
40
|
23,73
|
Т 5
|
1
|
50,6
|
44,97
|
29
|
-
|
-
|
3.2 Выбор
номинального напряжения
.2.1 Выбор
номинального напряжения для варианта I
Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной
передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова:
(3.1)
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков запишем результаты в
таблицу 6.
Таблица 6 - Результаты расчетов напряжения
Линия
|
Т6
|
36
|
23
|
25
|
15
|
14
|
Т4
|
U,кВ
|
152,87
|
124,18
|
83,09
|
31,13
|
109,27
|
116,57
|
157,57
|
Для этих линий выбираем Uном = 220 кВ, т.к. все линии в
кольце должны быть одного напряжения, а так же с учетом возможности дальнейшего
расширения сети.
3.2.2
Выбор номинального напряжения для варианта II
Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной
передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова (3.1).
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем результаты в
таблицу 7.
Таблица 7 - Результаты расчетов напряжения
Линия
|
Т3
|
23
|
36
|
Т1
|
14
|
15
|
U,кВ
|
112,11
|
53,96
|
82,66
|
117,88
|
73,24
|
84,47
|
Для этих линий также выбираем Uном = 110 кВ с учетом
возможности дальнейшего расширения сети.
.2.3 Выбор
номинального напряжения для варианта III
Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной
передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова (3.1).
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем результаты в
таблицу 8.
Таблица 8 - Результаты расчетов напряжения
Линия
|
Т6
|
36
|
23
|
Т2
|
Т 4
|
14
|
15
|
Т5
|
U,кВ
|
120,05
|
52,68
|
81,74
|
107,19
|
112,55
|
44
|
43,92
|
123,58
|
Для этих линий выбираем Uном = 110 кВ, т.к. все линии в
кольце должны быть одного напряжения, а так же с учетом возможности дальнейшего
расширения сети.
.3 Выбор
сечений проводов
.3.1 Выбор
сечений проводов для варианта I
Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи
проводится по экономической плотности тока jэк. Порядок расчета при
этом следующий.
Определяем токи на каждом участке сети:
, (3.2)
где Pj, Qj - активная и реактивная мощности j-й
линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАр;- количество цепей линии
электропередачи;ном - номинальное напряжение линии, кВ.
А;
А;
В зависимости от материала проводника, района страны и времени
использования наибольших нагрузок Тнб определяем jэк 1=1
А/мм2 [2].
Выбираем стандартное сечение, ближайшее к экономическому, определенному
по формуле:
. (3.3)
При выборе стандартного сечения следует учитывать, что по механической
прочности и отсутствию общей короны, марки проводов линий электропередачи
напряжением 110 кВ - АС-70-АС-240[3].
,
принимаем FТ 6 = 240 мм2;
,
принимаем F36 = 120 мм2;
Так
как для замкнутых схем все участки сети выполняются проводами одного сечения,
то примем сечение 240 мм2
Проверим
выбранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях
подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4
при тяжелых авариях в сети равно
=
1,1∙Uн = 1,1*220 = 242 кВ.
Токи
в ветвях системы в послеаварийном режиме:
А;
А;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 9.
Таблица 9 - Данные по выбору проводов для варианта I
№
|
n
|
L, км
|
Iн, А
|
Iп.ав,А
|
Iдоп,,А
|
Марка
|
R0, Ом
|
X0, Ом
|
Т 6
|
1
|
44
|
243,18
|
-
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,435
|
36
|
1
|
67,1
|
136
|
97,6
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,435
|
23
|
1
|
49,5
|
57,9
|
68,48
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,435
|
25
|
1
|
23,1
|
12,97
|
209,61
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,435
|
15
|
1
|
33
|
109,48
|
320,57
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,435
|
14
|
1
|
25,3
|
141,36
|
349,58
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,435
|
Т 4
|
1
|
66
|
239,4
|
438,63
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,435
|
3.3.2
Выбор сечений проводов для варианта II
Выбор сечений для варианта II проводим аналогично варианту I, результаты
записываем в таблицу 10.
А;
А;
,
принимаем FТ 3 = 240 мм2,
,
принимаем F23 = 70 мм2;
Токи
в ветвях системы в послеаварийном режиме:
А;
А;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 10.
Таблица 10 - Данные по выбору проводов для варианта II
№
|
n
|
L, км
|
Iн, А
|
I п.ав,А
|
Iдоп,,А
|
Марка
|
R0, Ом
|
X0, Ом
|
Т 3
|
2
|
36,3
|
230,57
|
419,21
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
23
|
2
|
49,5
|
45,25
|
41,13
|
265
|
АС-70/11
|
0,422
|
0,444
|
36
|
2
|
67,1
|
107,36
|
97,6
|
330
|
АС-95/16
|
0,301
|
0,434
|
Т 1
|
2
|
52,8
|
252,15
|
458,46
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
14
|
2
|
25,3
|
98,41
|
89,47
|
330
|
АС-95/16
|
0,301
|
0,434
|
15
|
2
|
33
|
122,06
|
110,96
|
390
|
АС-120/19
|
0,244
|
0,427
|
3.3.3
Выбор сечений проводов для варианта III
Выбор сечений для варианта III проводим аналогично варианту I, результаты
записываем в таблицу 11.
А;
А;
,
принимаем FТ 6 = 240 мм2,;
,
принимаем F36 = 70 мм2;
Токи
в ветвях системы в послеаварийном режиме:
А;
А;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 11.
Для замкнутых схем все участки сети выполняются проводами одного сечения:
Таблица 11 - Данные по выбору проводов для варианта III
№nL, кмIн, АI п.ав,АIдоп,,АМаркаR0,
ОмX0, Ом
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т 6
|
1
|
44
|
260,31
|
-
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
36
|
1
|
67,1
|
45,93
|
195,2
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
23
|
1
|
49,5
|
110,38
|
336,95
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
Т 2
|
1
|
45,1
|
200,81
|
419,21
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
Т 4
|
1
|
66
|
223,51
|
458,46
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
14
|
1
|
25,3
|
27,9
|
280
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
15
|
1
|
33
|
38
|
221,93
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
Т 5
|
1
|
5,06
|
280,85
|
-
|
610
|
АС-240/32
|
0,118
|
0,405
|
3.4
Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном
режимах
.4.1
Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном
режимах для варианта I
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для
послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее
удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме
работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях
линий 20%.
Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:
(3.4)
где Pj, Qj - активная и реактивная мощности линии
кВт, кВАр;0j, x0j - активные и реактивные удельные
сопротивления линии, Ом/км;- длина линии.
Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме
работы сети - таблица 3).
кВ;
кВ;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты
в таблицу 12.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой
удаленной точки при нормальном режиме работы:
Аварийный
режим.
Рассмотрим отказ линии Т6 в кольце. Потери напряжения в линиях
подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4
при тяжелых авариях в сети равно
= 1,10∙Uн = 1,1∙220 = 242 кВ.
кВ;
кВ;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты
в таблицу 12.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой
удаленной точки при аварийном режиме работы (отказ линии Т 6):
Таблица
12 - Результаты расчета потерь напряжения для варианта I
№
|
n
|
DUн, кВ
|
DUп.ав, кВ
|
Т6
|
1
|
6,01
|
-
|
36
|
1
|
5,29
|
3,52
|
23
|
1
|
1,66
|
4,64
|
25
|
1
|
0,2
|
2,69
|
15
|
1
|
1,97
|
5,89
|
14
|
1
|
1,99
|
4,96
|
Т 4
|
1
|
9,2
|
16,56
|
Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%,
а в аварийном режиме - 20%. Следовательно сечения проводов воздушных линий
выбраны верно.
.4.2
Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном
режимах для варианта II
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для
послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее
удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы
не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий
20%.
Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:
(3.4)
где Pj, Qj - активная и реактивная мощности линии
кВт, кВАр;0j, x0j - активные и реактивные удельные
сопротивления линии, Ом/км;- длина линии.
Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном
режиме работы сети - таблица 4).
кВ;
кВ;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты
в таблицу 13.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой
удаленной точки при нормальном режиме работы:
.
.
Аварийный
режим.
Рассмотрим отказ одной из двух линий в цепи Т3 и Т1. Потери напряжения в
линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах
ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно
= 1,10∙Uн = 1,1∙110 = 121 кВ.
кВ;
кВ;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты
в таблицу 13.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой
удаленной точки при аварийном режиме работы:
.
Таблица
13 - Результаты расчета потерь напряжения варианта 2
№
|
n
|
ДUнорм, кВ
|
ДUп.ав,кВ
|
Т 3
|
2
|
4,43
|
8,05
|
23
|
2
|
2,27
|
2,07
|
36
|
2
|
5,88
|
5,34
|
Т 1
|
2
|
7,44
|
13,52
|
14
|
2
|
2,16
|
1,96
|
15
|
2
|
2,98
|
2,71
|
Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%,
а в аварийном режиме - 20%. Следовательно сечения проводов воздушных линий
выбраны верно.
.4.3
Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном
режимах для варианта III
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для
послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее
удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме
работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях
линий 20%.
Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:
(3.4)
где Pj, Qj - активная и реактивная мощности линии
кВт, кВАр;0j, x0j - активные и реактивные удельные
сопротивления линии, Ом/км;- длина линии.
Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном
режиме работы сети - таблица 5).
кВ;
кВ;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты
в таблицу 14.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой
удаленной точки при нормальном режиме работы:
.
.
Аварийный
режим.
Рассмотрим отказ линий Т6 и Т5. Потери напряжения в линиях подсчитываем с
учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых
авариях в сети равно
= 1,10∙Uн = 1,1∙110 = 121 кВ.
кВ;
кВ;
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты
в таблицу 14.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой
удаленной точки при аварийном режиме работы (отказ линии Т6):
.
Таблица 14 - Результаты расчета потерь напряжения варианта 3
№
|
n
|
ДUнорм, кВ
|
ДUп.ав, кВ
|
Т 6
|
1
|
6,01
|
-
|
36
|
1
|
1,78
|
6,72
|
23
|
1
|
2,96
|
8,84
|
Т 2
|
1
|
4,83
|
10
|
Т 4
|
1
|
8,36
|
16,9
|
14
|
1
|
0,3
|
3,83
|
15
|
1
|
0,82
|
3,91
|
Т 5
|
1
|
7,84
|
-
|
Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%,
а в аварийном режиме превышают 20%. Потери напряжения больше указанных
допустимых значений, такой вариант сети необходимо исключить из дальнейшего
рассмотрения, обеспечение необходимого уровня напряжения у потребителей
потребует чрезмерно больших затрат на установку устройств регулирования
напряжения и данный вариант сети будет экономически нецелесообразным.
4. Выбор
числа и мощности трансформаторов
электрический напряжение потребление трансформатор
При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий
рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. При
определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать
допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях
снижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта
конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления
не заданы и оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не
представляется возможным. Поэтому при расчете номинальных мощностей
трансформаторов следует исходить из следующих положений:
. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по
сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не
более 0,7…0,8 суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период
максимальной нагрузки).
. При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе
должен обеспечить питание потребителей I, II категорий во время ремонта или
замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.
Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать
с учетом коэффициента перегрузки 1,4, т.е. по условию
(4.1)
где nТ = 2 - число однотипных трансформаторов, устанавливаемых
на подстанции.
Для
расчетной сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов [3]. Данные
занесем в таблицы 15.1 и 15.2.
Таблица
15.1 - Данные по трансформаторам для II варианта.
ПС
|
Тип трансформатора
|
SТ.расч, МВА
|
SТ.ном, МВА
|
ДРхх, кВт
|
ДРк, кВт
|
Uк, %
|
Iх, %
|
1
|
ТРДН-25000/110
|
8,71
|
25
|
22
|
120
|
11,5
|
0,2
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
12,32
|
25
|
22
|
120
|
11,5
|
0,2
|
3
|
ТРДН-25000/110
|
21,23
|
25
|
22
|
120
|
11,5
|
0,2
|
4
|
ТРДН-32000/110
|
26,79
|
32
|
45
|
150
|
11,5
|
0,65
|
5
|
ТРДН-40000/110
|
33,22
|
40
|
50
|
170
|
11,5
|
0,9
|
6
|
ТРДН-32000/110
|
29,2
|
32
|
45
|
150
|
11,5
|
0,65
|
Таблица 15.2 - Данные по трансформаторам для III варианта.
ПСТип трансформатораSТ.расч,
МВАSТ.ном, МВАДРхх, кВтДРк, кВтUк, %Iх,
%
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
ТДН-10000/110
|
8,71
|
10
|
14
|
60
|
10,5
|
0,7
|
2
|
ТДН-16000/110
|
12,32
|
16
|
19
|
85
|
10,5
|
0,7
|
3
|
ТДН-25000/110
|
21,23
|
25
|
27
|
120
|
10,5
|
0,7
|
4
|
ТДН-40000/110
|
26,79
|
40
|
34
|
170
|
10,5
|
0,55
|
5
|
ТДН-40000/110
|
33,22
|
40
|
34
|
170
|
10,5
|
0,55
|
6
|
ТДН-40000/110
|
29,2
|
40
|
34
|
170
|
10,5
|
0,55
|
5.
Выбор главных схем электрических соединений подстанций
Схемы электрических соединений понижающих ПС 110…220/10 кВ на стороне ВН
определяется назначением каждой из ПС и ее местоположением в составе сети. Это
могут быть узловая, проходная, тупиковая или на ответвлениях от линии ПС. В
соответствии с классификацией ПС подразделяются на подгруппы:
. ПС 110…330 кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на
стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одним или двумя
трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне СН (110
или 35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.
. ПС проходные 110…500 кВ с количеством трансформаторов или
автотрансформаторов от двух до четырех, с количеством присоединяемых воздушных
линий ВН - до четырех и на СН до десяти с количеством выключателей на ВН до
девяти.
. Узловые ПС (общесистемного значения) 35…1150 кВ с количеством
автотрансформаторов - до четырех, воздушных линий на ВН - до восьми и на СН -
до десяти.
Для рассматриваемых вариантов выбираем главные схемы электрических
соединений подстанций [4]:
А) для кольцевых сетей применяется схема "мостик" (рисунок 5);
Б) для тупиковых ПС в радиальных сетях применяем схему с двумя блочными
соединениями воздушных линий и трансформаторов (рисунок 6);
В) для кольцевых и магистральных схем, если количество приходящих и
отходящих линий 4 и более, применяем схему с одной рабочей, секционированной
выключателем, и обходной системами шин (рисунок 7).
Рисунок 5 - Схема "мостик"
Рисунок 6 - Схема с двумя блочными соединениями воздушных линий и
трансформаторов
Рисунок 7 - Схема с одной рабочей, секционированной выключателем, и
обходной системами шин
Сведем результаты выбора главных схем для вариантов в таблицу 16.
Таблица 16 - Результаты выбора главных схем для вариантов сетей
Вариант
|
Пункты питания
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
II
|
А
|
А
|
А
|
А
|
А
|
А
|
III
|
В
|
Б
|
В
|
Б
|
Б
|
Б
|
6.
Технико-экономический выбор
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными
дисконтированными затратами по формуле:
= Dэкв·Kсоор + Зпот, (6.1)
где Dэкв - эквивалентный дисконтированный множитель;соор -
капиталовложения на сооружение объекта;
Зпот - затраты на потери электроэнергии.
, (6.2)
где арен - коэффициент отчислений на реновацию;
а - общие нормы отчислений от капиталовложений;
Е = 0,1 - норматив дисконтирования;
Тэ- время эксплуатации объекта до окончания расчетного
периода;
Тэ = Тр - Тс = 10 - 2 = 8 лет
эр - расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания
расчетного периода.
(6.3)
(6.4)
где
- издержки на возмещение потерь электроэнергии;
ДW
- потери электроэнергии в объекте;
ДW
= (ДРтр + ДРл)∙ф
- время
максимальных потерь;
Тнб
= 5500 ч - максимальная продолжительность использования наибольшей нагрузки в
году;
С
- стоимость 1 кВт, руб./кВт·ч.
.1
Технико-экономический расчет второго варианта
Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания
расчетного периода по формуле (6.3):
.
Эквивалентный
дисконтированный множитель для ЛЭП по формуле (6.2):
Эквивалентный
дисконтированный множитель для ПС по формуле (6.2):
Затраты
на потери электроэнергии определяются по формуле:
(6.5)
ч.
Потери
в линиях определяем по формуле:
, (6.6)
МВА.
МВА.
аналогично:
МВА.
МВА.
МВА.
МВА.
МВА.
ДРЛ
= 0,92+0,44+0,06+0,001+0,14+0,18+1,34=3,079 МВт.
Потери
в трансформаторах определяем по формулам:
. (6.7)
. (6.8)
кВт.
Проведя аналогичные расчеты для остальных пунктов, запишем их результаты
в таблицу 17.
Таблица 17 - Потери мощности в трансформаторах
№ пункта питания
|
Активные DP, кВт
|
Реактивные DQ, кВАр
|
1
|
51,28
|
274,52
|
2
|
55,56
|
448,83
|
3
|
87,38
|
1139,43
|
4
|
142,55
|
1705,21
|
5
|
105,86
|
2306,63
|
6
|
152,54
|
1950,27
|
ДPТ =51,28+55,56+87,38+142,55+105,86+152,54=598,18 кВт.
Общие активные потери линий и трансформаторов:
ДРS = ДРТ + ДРЛ.
(6.9)
ДРS =
3079+598,18=3677,18 кВт.
Затраты на потери электроэнергии по формуле (6.5):
тыс. руб.
Капитальные
затраты на сооружение линий определяются по формуле:
(6.10)
где Слi - стоимость 1 км линии [5], тыс.руб./км;i -
длина линии, км;- число линий.
тыс. руб.
Капитальные
затраты на сооружение подстанций соответственно [5].
тыс. руб.
Общие
минимальные дисконтированные затраты по формуле:
(6.12)
З1
= 0,71∙344960+ 0,98∙744000 + 613,06 = 974655 тыс. руб.
.2
Технико-экономический расчет третьего варианта
Потери в линиях по формуле (6.6):
МВА.
МВА.
аналогично:
МВА.
МВА.
МВА.
МВА.
ДРЛ
= 1,37+0,26+1,4+2,38+0,44+0,72=6,559 МВт.
Потери
в трансформаторах определяем по формулам:
. (6.7)
. (6.8)
кВт.
кВАр.
Проведя аналогичные расчеты для остальных пунктов, запишем их результаты
в таблицу 18.
Таблица 18 - Потери мощности в трансформаторах
№ пункта питанияАктивные DP, кВтРеактивные DQ, кВАр
|
|
|
1
|
50,76
|
538,36
|
2
|
63,18
|
721,65
|
3
|
97,38
|
1299,04
|
4
|
106,12
|
1381,69
|
5
|
126,64
|
1888,66
|
6
|
113,36
|
1560,68
|
ДPТ = 50,76+63,18+97,38+106,12+126,64+113,36=557,44кВт.
Общие активные потери линий и трансформаторов по формуле (6.9):
ДРS =
557,44+6559=7116,44 кВт.
Затраты на потери электроэнергии по формуле (6.5):
тыс. руб.
Капитальные
затраты на сооружение линий по формуле (6.10):
Капитальные
затраты на сооружение подстанций соответственно [5].
тыс. руб.
Общие
минимальные дисконтированные затраты по формуле (6.12):
З2
= 0,71∙396000 + 0,98∙414000 + 1186,45 = 640808 тыс. руб.
Таблица
19 - Капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию вариантов сети
Вариант сети
|
II
|
III
|
Капитальные затраты,
тыс.руб.
|
974655
|
640808
|
Выбираем третий вариант сети (рисунок 5).
Удельная себестоимость передачи полезно отпущенной потребителям
электроэнергии в спроектированной сети определяется по формуле:
, (6.13)
где ИS - суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети,
определяются по формуле:
. (6.14)
7.
Расчет параметров основных режимов сети
Задачей данного раздела курсового проекта является определение потоков
мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах
подстанций в основных расчетных нормальных и послеаварийных режимах работы с
учетом потерь мощности и напряжения в элементах сети.
.1
Составление схемы замещения районной сети
Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов
подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов в
соответствии с коммутационной схемой системы.
В целях упрощения расчетов проводимости трансформаторов учитываются
потерями холостого хода трансформаторов:
, (7.1)
а емкостные проводимости линии - зарядной мощностью Qc:
(7.2)
Схема замещения данной энергосистемы приведена на рисунке 8.
Рисунок 8 - Схема замещения энергосистемы
Все параметры схемы замещения вычисляются в именованных единицах по
удельным параметрам r0, х 0, b0 для ВЛ и
паспортным данным Uк, DPк, Iк и DPх - для трансформаторов по следующим
формулам:
(7.3)
где
n - число цепей в линии.
Для двух параллельно работающих трансформаторов данные возьмем из таблицы
18 и занесем в таблицу 21.
Таблица 20 - Расчетные параметры воздушных линий
Линия
|
Активное сопротивление RЛ, Ом
|
Реактивное сопротивление XЛ, Ом
|
Проводимость bЛ, 10-6 Cм
|
Зарядная мощность QC/2, МВАр
|
Т3
|
2,14
|
7,35
|
203,86
|
1,23
|
23
|
10,44
|
10,99
|
252,15
|
1,53
|
36
|
10,10
|
14,56
|
350,4
|
2,12
|
Т1
|
3,12
|
10,69
|
296,52
|
1,79
|
14
|
3,81
|
5,49
|
132,12
|
0,8
|
15
|
4,03
|
7,05
|
175,43
|
1,06
|
Таблица 21 - Расчетные параметры трансформаторов
№ пункта питания
|
Сопротивления
|
Потери мощности в
трансформаторе
|
|
активное RТР, Ом
|
реактивное XTР, Ом
|
активные DPТР, кВт
|
реактивные QТР, кВАр
|
полные DSТР, кВА
|
1
|
7,95
|
139
|
50,76
|
538,36
|
540,75
|
2
|
4,38
|
86,7
|
63,18
|
721,65
|
724,41
|
3
|
2,54
|
55,9
|
97,38
|
1299,04
|
1302,69
|
4
|
1,4
|
34,7
|
106,12
|
1381,69
|
1385,75
|
5
|
1,4
|
34,7
|
126,64
|
1888,66
|
1892,9
|
6
|
1,4
|
34,7
|
113,36
|
1560,68
|
1564,8
|
.2
Электрический расчет
Электрический расчет предлагается проводится для случая, когда известна
максимальная нагрузка на шинах НН трансформаторов. Расчет режимов выполняется
методом последовательных приближений. По заданию, напряжение при наибольших
нагрузках равно 1,15Uн, а при тяжелых авариях 1,1Uн. При
таком условии находимо распределение мощностей в сети с учетом потерь мощности
и зарядных мощностей, генерируемых линиями.
Электрический расчет производим для двух режимов:
1) режим максимальных нагрузок;
2) послеаварийный режим.
При расчете этих режимов используются следующие формулы:
мощность в конце линии:
, (7.5)
мощность в начале линии:
, (7.7)
поток мощности в линии:
. (7.8)
Режим максимальных нагрузок.
Линия Т3.
Расчет
для остальных линий аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в
таблицу 22.
Таблица
22 - Электрический расчет для режима максимальной мощности
Линия Мощность в конце линии , МВАПотери мощности
DSл, МВАМощность в начале линии
, МВАПоток мощности
Sл, МВА
|
|
|
|
|
Т3
|
76,1+j44,15
|
1,04+j3,56
|
77,13+j47,7
|
77,13+j46,47
|
23
|
15,06+j7,42
|
0,18+j0,19
|
15,24+j7,62
|
15,24+j6,09
|
36
|
36,11+j18,87
|
1,05+j1,51
|
37,16+j20,38
|
37,16+j18,26
|
Т1
|
80,05+j51,96
|
1,77+j6,09
|
81,82+j58,04
|
81,82+j56,25
|
14
|
30,11+j23,08
|
0,34+j0,49
|
30,45+j23,58
|
30,45+j22,78
|
15
|
40,13+j24,56
|
0,56+j0,97
|
40,68+j25,54
|
40,68+j24,48
|
Послеаварийный режим.
Расчет послеаварийных режимов производится для максимальных нагрузок.
В дальнейшем будем рассматривать обрыв линий А1 и А6.
Значения, вычисленные по формулам (7.5); (7.6); (7.7); (7.8).
Линия Т3.
Расчет
для остальных линий аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в
таблицу 23.
Таблица 23 - Электрический расчет для послеаварийного режима
ЛинияМощность в конце линии , МВАПотери мощности
DSл, МВАМощность в начале линии
, МВАПоток мощности
Sл, МВА
|
|
|
|
|
Т3
|
76,1+j44,15
|
2,26+j7,77
|
78,36+j51,92
|
78,36+j50,68
|
23
|
15,06+j7,42
|
0,2+j0,21
|
15,26+j7,64
|
15,26+j6,11
|
36
|
36,11+j18,87
|
1,15+j1,65
|
37,26+j20,52
|
37,26+j18,4
|
Т1
|
80,05+j51,96
|
3,88+j13,30
|
83,93+j65,26
|
83,93+j63,47
|
14
|
30,11+j23,08
|
0,37+j0,54
|
30,48+j23,62
|
30,48+j22,82
|
15
|
40,13+j24,56
|
0,61+j1,07
|
40,74+j25,63
|
40,74+j24,57
|
На следующем этапе расчета определяются напряжения в узловых точках.
Исходными данными при этом служат: напряжение в точках сети, т.е. на шинах
системной подстанции, и значение мощностей в начале каждой схемы замещения,
определенные на первом этапе.
Напряжения в узловых точках в режиме максимальных нагрузок.
Напряжение на источнике питания составляет UИП = 1,15Uном
=126,5 кВ.
Напряжение в k-м узле находится по формуле:
(7.9)
кВ.
кВ.
Аналогично:
кВ.
кВ.
кВ.
кВ.
Напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме.
Рассматриваем обрыв линий Т 1и Т 3.
Напряжение на источнике питания составляет
ИП = 1,1Uном =121 кВ.
кВ.
кВ.
Аналогично:
кВ.
кВ.
кВ.
кВ.
8.
Регулирование напряжения в сети
Одним из важнейших показателей качества электроэнергии служит отклонение
напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определенной
степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее
эффективным методом регулирования напряжения является регулирование под
нагрузкой (РПН). Они способны обеспечивать любой вид регулирования напряжения,
включая и встречное регулирование.
Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон
встречного регулирования напряжения от +5 (или более) до 0% при изменении
нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей.
Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих
шинах в пределах 5…6%.
Режим максимальных нагрузок.
Для пункта 1.
Напряжение на шинах НН, приведенное к стороне ВН, определяется по
формуле:
(8.1)
где Рн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузки
в рассматриваемом режиме;Т, ХТ - активное и реактивное
сопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающих
трансформаторов, Ом.
Число
рабочих ответвлений понижающих трансформаторов, а также линейных регулировочных
трансформаторов:
(8.2)
где Uнн, Uвн - номинальные напряжения обмоток НН и
ВН;н.жел - желаемое напряжение на шинах НН;
DUотв - степень регулирования напряжения в процентах.
Вычисленное
значение округляется до ближайшего целого числа nотв c учетом
максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для
различных типов трансформаторов. Принимаем nотв = 3.
Действительное
напряжение на шинах НН:
(8.3)
кВ.
Отклонение
напряжения на шинах НН от номинального (Uном = 10,5кВ):
(8.4)
Расчеты
для остальных пунктов сведем в таблицу 24.
Таблица 24 - Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в режиме
максимальных нагрузок
пункт питания
|
Uн’,
кВ
|
nотв.жел
|
nотв
|
Uн, кВ
|
dU,%
|
1
|
115,17
|
2,9
|
3
|
5,99
|
0,17
|
2
|
117,29
|
3,98
|
6
|
0,03
|
3
|
118,41
|
4,42
|
4
|
10,57
|
0,7
|
4
|
114,23
|
2,28
|
2
|
10,55
|
0,48
|
5
|
113,18
|
1,88
|
2
|
5,99
|
0,21
|
6
|
114,26
|
2,43
|
2
|
6,04
|
0,74
|
Послеаварийный режим.
Для пункта 1:
кВ.
Расчеты
для остальных пунктов сведем в таблицу 25.
Таблица 25 - Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в
послеаварийном режиме
пункт питанияUн’,
кВnотв.желnотвUн, кВdU,%
|
|
|
|
|
|
1
|
94,33
|
-7,79
|
-8
|
6,03
|
0,43
|
2
|
106,43
|
-1,59
|
-2
|
6,05
|
0,76
|
3
|
102,66
|
-3,64
|
-4
|
10,57
|
0,69
|
4
|
99,33
|
-5,35
|
-5
|
10,43
|
0,67
|
5
|
98,2
|
-5,81
|
-6
|
6,02
|
0,38
|
6
|
103,23
|
-3,23
|
-3
|
5,97
|
0,43
|
Заключение
В данном курсовом проекте был рассмотрен технический и экономический
расчет электроснабжения районной электрической сети. Проведенные расчеты
показали необходимость использования линии электропередач напряжением 220 кВ. В
результате проектирования был разработан проект электрической сети, имеющей
шесть подстанций, питающихся от ТЭЦ-4. Были рассмотрены три возможных варианта
схем соединения пунктов питания и потребления между собой. Потери напряжения I
варианта больше указанных допустимых значений, поэтому такой вариант сети
исключили из дальнейшего рассмотрения, обеспечение необходимого уровня
напряжения у потребителей потребует чрезмерно больших затрат и данный вариант
сети будет экономически нецелесообразным.
На основании проведенного технико-экономического сравнения вариантов был
выбран наиболее дешевый II вариант. Применяются провода марки АС на железобетонных
опорах.
Подстанции выполнены двухтрансформаторными для обеспечения необходимой
надежности электроснабжения потребителей, а также для бесперебойного транзита
мощности в проходных и узловых подстанциях. Выбраны двухобмоточные
трансформаторы марок ТДН мощностью от 10 до 40 МВА. Для выбранной схемы сети
определены потери напряжения, которые не превышают 9,37 % от номинального в
режиме передачи максимальной мощности и 13,42% при аварии в сети.
Для обеспечения необходимого уровня напряжения у конечных потребителей
применяется встречное регулирование напряжения.
Стоимость
сооружения и эксплуатации спроектированной сети составила 640808 тыс. руб.
Удельная себестоимость передачи электроэнергии в такой сети составила 0,08 .
Литература
. Проектирование электрической сети: Методические
указания к выполнению курсового проекта по дисциплине
"Электроэнергетические системы и сети" / Уфимск. гос. авиац. техн.
ун-т.; Сост. Т.Ю. Волкова, Т.А. Ишмеев. - Уфа, 2005. - 42 с.
2. Правила устройства электроустановок. Изд. 7-ое,
перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2003г. - 549 с.
3. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем
электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие /
Том. политехн. ун-т. - Томск, 2005. - 168 с.
4. Трунина Е.Р. Районная электрическая сеть
электроэнергетической системы/ Методические указания, Йошкар-Ола, 2000 г. -
55с.
5. Справочник по проектированию электрических сетей /под
ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. :ЭНАС, 2012. - 376 с. :
ил.
Список
сокращений
ИП - источник питания
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
КУ - компенсирующее устройство
ПС - подстанция
ВН - высшее напряжение
СН - среднее напряжение
ЛЭП - линия электропередачи
РУ - распределительное устройство
ВЛ - воздушная линия
НН - низшее напряжение
РПН - регулирование напряжения под нагрузкой