Учебная работа. Проектирование электропередачи большой пропускной способности

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование электропередачи большой пропускной способности

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет

Кафедра: "Электрические системы"

Курсовая работа

Проектирование электропередачи большой пропускной способности

Выполнил: Полоник Д.И.,

студент гр. 106218

руководитель: Старжинский А.Л.

Минск 2012

Содержание

электропередача напряжение провод фаза

Введение

. исходные данные

. Разработка 2-х вариантов исполнения системы электропередачи

. Выбор номинального напряжения и экономически обоснованных количества линий, сечений проводов и конструкций фаз на участках системы электропередачи

. Выбор числа и мощности трансформаторов на электростанции и подстанции

. Разработка полных принципиальных схем вариантов электропередачи

. Технико-экономическое сравнение и выбор целесообразного варианта

. Расчёт параметров схемы замещения электропередачи с учётом волновых свойств линии

. Электрические расчёты характерных режимов электропередачи (нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийных режимов наибольших нагрузок)

. Расчёт технико-экономических показателей

Заключение

Литература

Введение

важнейшим структурным элементом электрических систем служит электропередача, которая служит для объединения отдельных электрических систем, использования удаленных энергоресурсов, рациональной организации потоков топлива в стране. Увеличение мощности и дальности передачи электроэнергии является не только одной из центральных проблем электротехники, но одной из важнейших экономических проблем.

Размер капитальных затрат на строительство ЛЭП и сетей приближается к общей сумме капиталовложений в электрические станции. В этих условиях особенное В данной курсовой работе необходимо разработать два варианта электропередачи, рассчитать и сравнить приведенные затраты в их сооружение, и выбрать наиболее экономичный. Для наиболее экономически выгодного варианта рассчитать характерные и аварийные режимы и в зависимости от результатов выбрать компенсирующие устройства для ввода режима в допустимую область, если это необходимо. Также в курсовой работе рассчитываются экономические показатели.

1. Исходные данные

Основная исходная информация содержится в задании по курсовой работе. Рассчитаем данные необходимые для выполнения проекта:

.Генераторы электростанции 8ЧТВВ-200;

2.Расстояние от электростанции до промежуточной ПС

.Расстояние от энергетической системы до промежуточной ПС

.Нагрузка промежуточной ПС

Рис. 1.1

. Разработка 2-х вариантов исполнения системы электропередачи

Для разработки вариантов систем электропередачи предварительно рассчитаем потоки мощности на участках [рис.1.1] без учёта потерь мощности в линии по [1, 5]:

где — максимальная нагрузка электропередачи и промежуточной ПС, — мощность собственных нужд электростанции, равная примерно

Получим:

Так как нагрузка промежуточной ПС значительно меньше мощности, выдаваемой электростанцией, то для выдачи всей мощности в систему при отключение одноцепной линии свяжем электростанцию с промежуточной ПС двухцепной ЛЭП.

Выбор номинального напряжения осуществляется на основе сопоставления вариантов технико-экономических показателей. При предварительном выборе номинального напряжения осуществим по экономическим зонам и формуле Илларионова.

Воспользуемся формулой Илларионова:

,

где, l — длина линии, км;

P — передаваемая активная мощность, МВт.

Участок от электростанции до подстанции одна цепь:

Участок от электростанции до подстанции две цепи:

Участок от подстанции до системы одна цепь:

Участок от подстанции до системы две цепи:

На первом и втором участке имеем экономически выгодное номинальное напряжение 750 или 500 кВ. В результате этого принимаем следующие предварительные варианты схем электропередачи, представленные на рис.2.1. и рис 2.2:

Рис 2.1 Электропередача на напряжении 750 кВ

Рис.2.2 Электропередача на напряжении 500 кВ

. Выбор номинального напряжения и экономически обоснованных количества линий, сечений проводов и конструкций фаз на участках системы электропередачи

По результатам выбора вариантов схем электропередачи и предварительного расчёта потокораспределения в п.2 окончательно определимся с номинальным напряжением на участках ЛЭП.

Для варианта №1 имеем:

— мощность по первому на одну цепь линий участку

— мощность по второму участку

Тогда по [2,401] напряжение для варианта №1:

на первом участке —

— на втором участке —

Таблица 3.1. — Экономические и технические параметры одноцепной ВЛ750 кВ.

Типы применяемых сечений, мм2Номинальное напряжение, кВ5Ч240/5675088165Ч300/667509513,75Ч400/517509710,8

Для варианта №2 имеем:

— мощность по первому на одну цепь линии участку

— мощность на одну цепь линии по второму участку

Тогда по [2,401] напряжение для варианта №2:

на первом участке-

на втором участке —

В таблице 3.2 представлены экономические и технические параметры одноцепных ВЛ500 кВ.

Таблица 3.2. — Экономические и технические параметры одноцепной ВЛ500 кВ.

Типы применяемых сечений, мм2Номинальное напряжение, кВ3Ч330/4350067,283Ч400/51500726,23Ч500/6450083,24,9

Для нахождения сечения проводов участков линии электропередачи напряжением 330 кВ и более целесообразно пользоваться методом экономических интервалов мощностей[1,6].

Для выбора более экономичного варианта будем сравнивать приведенные затраты в линию по [4,557]:


гдеток линии в режиме наибольших нагрузок, E = 0,12 — норма дисконта, — норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно, принято по [4, 535], — капитальные затраты в сооружение линии, по [3,329] найдём удельные затраты в линию, , — потери на корону,длина линии, — удельная стоимость потерь на корону, по [4,537] ,удельное активное сопротивление алюминиевого провода, — время наибольших потерь, — удельная стоимость нагрузочных потерь по [4,537],, F — площадь сечения проводника, n — число проводов в фазе.


время наибольших потерь по [5,390]:

Имеем:


Тогда подставив , , в ,, в для трех сечений и изменяя ток нагрузки найдём удельные затраты в участки линий для варианта №1 и №2. Результаты расчётов представим в виде графиков функции на рис.3.1, рис. 3.2, рис. 3.3брис. 3.4 (для варианта №1 З1,З2,З3 соответствует сечению 5Ч240/56, 5Ч300/66, 5Ч400/51 соответственно; для варианта №2 З1,З2,З3 соответствует сечению 3Ч330/43, 3Ч400/51, 3Ч500/64 соответственно:

Рис. 3.1 Удельные затраты в первый участок линии для варианта №1в виде функции .

Рис. 3.2 Удельные затраты во второй участок линии для варианта №1 в виде функции

Рис. 3.3 Удельные затраты в первый участок линии для варианта №2 в виде функции

Рис. 3.4 Удельные затраты во второй участок линии для варианта №2 в виде функции .

Рассчитаем токи, приходящиеся на одну цепь, в режиме наибольших нагрузок по участкам линий для каждого варианта электропередачи:

вариант №1 участок первый:

экономически целесообразное сечение по рис. 3.1 —

вариант №1 участок второй:


экономически целесообразное сечение по рис. 3.2 —

вариант №2 участок первый:

экономически целесообразное сечение по рис. 3.3 —

вариант №2 участок второй:


экономически целесообразное сечение по рис. 3.4 —

выбранные по экономическим соображениям сечения проводов проверим по условию возникновения короны и нагреву в послеаварийных режимах[1,7].

Проверим их по длительно допустимому току нагрева, т. е. расчетный ток аварийного режима должен быть меньше наибольшего допустимого рабочего тока проводника, обусловленного его нагреванием:

где — расчетная токовая нагрузка линии для проверки проводов по нагреву. найдём как ток в послеаварийном режиме,.Рассчитаем при отключение одной линии на первом участке для первого варианта схемы электропередачис сечением :

Для сечения по [3,292] что удовлетворяет условию (3.3). Выбранное сечение, при заданной передаваемой мощности по линии, можно применять.Оставшиеся проводники проверим по допустимому току, результаты расчетов представим в виде табл. 3.2.

Таблица 3.3. — Результаты проверки проводников по длительно допустимому току нагрева

ВариантСечение проводника, мм2Допустимый ток для одного провода, кАДопустимый ток, кАРасчетный ток, кАВывод№1 уч. 15Ч240/560,6103,0501,232Удовлетв.№1 уч. 25Ч300/660,6803,40,901Удовлетв.№2 уч. 13Ч400/510,8252,4751,848Удовлетв.№2 уч. 23Ч400/510,8252,4751,351Удовлетв.

сделаем проверку сечения проводников по короне по [2, 429]:

где — рабочее напряжение, принимаем равным номинальному, кВ; — критическое напряжение возникновения короны, кВ.

Критическое (линейное) напряжение возникновения короны можно найти по [5, 18]:


где — коэффициент шероховатости провода,

— коэффициент, учитывающий состояние погоды, при сухой и ясной погоде , при тумане, дожде, инее, мокром снеге и гололеде ;

— коэффициент, зависящий от температуры и давления воздуха, ;

— эквивалентный радиус расщепленной конструкции фазы, см;

— среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см; для ВЛ 750 кВ

для ВЛ 500 кВ

найдём по [4,63]:


где число проводов в расщеплённой фазе, радиус провода по: для АС 330/66, расстояние между проводами расщеплённой фазы. Проверим, удовлетворяют ли выбранные сечения условию (3.4). Сечение 5Ч300/66:


Сечение 3Ч400/51:



Рассчитанное критическое напряжение возникновение короны меньше номинальных напряжений, принятых для вариантов электропередачи. Опоры ЛЭП выбраны стальными, свободностоящими портального типа.

. Выбор числа и мощности трансформаторов на электростанции и подстанции

На электростанции установлено восемь генераторов генератора ТВВ-200-2АУ3. Паспортные данные по [6,76] в таблице 4.1:

Таблица 4.1. — параметры генератора

МаркаТВВ-200-2АУ32000,8515,75

По [1, 9] электростанцию будем проектировать с укрупнёнными энергоблоками. Номинальную мощность повышающего трансформатора определим по [1, 9]:

где суммарная мощность выдаваемая генераторами в сеть;

число трансформаторов, исходя из паспортных данных стандартных трансформаторов и суммарной мощности генераторов примем для первого варианта однофазных трансформаторов, для второго — трехфазных.

номинальный коэффициент мощности генератора,примем из таблицы 4.1

Тогда

выбираем по [6, 161] 12 однофазных трансформаторов ОРЦ — 417000/750 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.2; 8 трансформаторов ТДЦ — 250000/500 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.2.- параметры трансформатора

МаркаОРЦ — 417000/75041778720400800

Таблица 4.3. — Параметры трансформатора

МаркаТДЦ — 400000/50040052520350800

Произведём выбор трансформаторов промежуточной подстанции. На промежуточной ПС рекомендуется [1,10] устанавливать два трансформатора. Рассчитаем полную мощность нагрузки промежуточной подстанции в режиме наибольших нагрузок.

электропередача напряжение провод фаза

выбираем по [6, 161] на промежуточную ПС 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.3; 2 автотрансформатора АТДЦТН — 250000/500/110 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.3. — параметры трансформатора

МаркаАОДЦТН — 267000/750/22026775023010,5200600

Таблица 4.4. — Параметры трансформатора

МаркаАТДЦТН — 250000/500/11025050012111230640

Произведём выбор трансформаторов на ПС приёмной энергосистемы. Рассчитаем полную мощность на втором участке электропередачи.

По [1, 10] номинальная мощность одного трансформатора:

Выбираем по [6, 161] на ПС приёмной энергосистемы 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.5; 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 267000/500/220 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.5. — параметры трансформатора

МаркаАОДЦТН — 267000/750/22026775023010,5200600

Таблица 4.6. — Параметры трансформатора

МаркаАОДЦТН — 267000/500/22026750023010,570320

5. Разработка полных принципиальных схем вариантов электропередачи

На электростанции будем использовать укрупнённые энергоблоки, схему ОРУ станции принимаем по [1,10] трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя для первого варианта, для второго используем полуторную схему.

Схему ОРУ промежуточной ПС на 750 кВ выбираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя.

Схему ОРУ промежуточной ПС на 500 кВ выбираем по [1,10 ]полтора выключателя на присоединение.

Схему ОРУ ПС приёмной энергосистемы для первого варианта выбираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя, для второго варианта полуторную схему.

Число присоединений на стороне СН промежуточной подстанции для варианта №1:

Число присоединений на стороне СН промежуточной подстанции для варианта №2:

Число присоединений на стороне НН промежуточной подстанции:

Примеры принципиальных схем электропередач приведены для варианта №1 на рис.5.1, для варианта №2 — на рис.5.2.

Рис. 5.1

Рис. 5.2

. Технико-экономическое сравнение и выбор целесообразного варианта

Выбор целесообразного варианта выполнения электропередачи производится по критерию минимума приведенных затрат на передачу электрической энергии [1,11]:


где норма дисконта; — норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно; — норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для электрооборудования 220 кВ и выше, принято по [4, 535],капитальные вложения на строительство электропередачи; поток мощност; активное сопротивление элемента электропередачи;длина участка линии;время наибольших потерь электрической энергии;удельная стоимость нагрузочных потерь и потерь холостого хода;потери энергии холостого хода ;вероятный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при аварийных и плановых ремонтах элементов электропередачи,

Из пункта 3:

Потери энергии в трансформаторах и линии рассчитаем по [1,12]:

где потери энергии в трансформаторах электростанции, промежуточной ПС и приёмной энергосиcтемы;потери на первом и втором участках линии электропередачи.

где соответственно количество трансформаторов, установленных на промежуточной электростанции, промежуточной ПС и приёмной системе; номинальные мощности соответственно обмоток ВН, СН, НН трансформаторов промежуточной ПС; то же трансформаторов системы; доли нагрузки, приходящейся на сторону среднего и низшего напряжения трансформаторов промежуточной ПС и приёмной системы; время работы трансформатора в году, 8760 ч; потери мощности холостого хода и короткого замыкания по [4,706], потери энергии в линии на корону, из [3,279].

Произведём расчёт потерь электрической энергии для варианта №1.

Для автотрансформаторов посчитаем только потери при перетоке мощности с обмотки высшего напряжения на обмотку среднего напряжения.

Нагрузочные потери, потери энергии холостого хода . Для варианта №2 расчёты аналогичные, приведём только результаты:


Нагрузочные потери, потери энергии холостого хода .

Найдём приведенные затраты в сооружение электропередачи по варианту №1 по [3,334].

капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.1

Таблица 6.1. — капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №1

ОбъектОборудованиеКоличество, штСтоимость единицы, т.руб.Всего, т.руб.ЭС3xОРЦ-417000/750419807920Ячейка 750 кВ137009100ПС3xАОДЦТН-267000217503500Ячейка 750 кВ117007700Ячейка 220 кВ642252РУ 10 кВ13565Система3xАОДЦТН-267000217503500Ячейка 750 кВ77004900Всего36937ОбъектОборудованиеКоличество, кмСтоимость единицы, т.руб. /кмВсего, т.руб.Линия 15xАС 240/562×60088105600Линия 25xАС 300/666509561750Всего167350

Найдём приведенные затраты в сооружение электропередачи по варианту №2 по [3,334].

капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.2

Таблица 6.2. — капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №2

ОбъектОборудованиеКоличество, штСтоимость единицы, т.руб.Всего, т.руб.ЭСТДЦ-250000/50084003200Ячейка 500 кВ152603900ПСАТДЦНТ-250000/500/1102453906Ячейка 500 кВ92602340Ячейка 110 кВ1542630РУ 10 кВ13565Система3xАОДЦТН-267000212602520Ячейка 500 кВ62601560Всего15121ОбъектОборудованиеКоличество, кмСтоимость единицы, т.руб./кмВсего, т.руб.Линия 13xАС 400/512×6007286400Линия 23xАС 400/512×6507293600Всего180000

вероятный годовой ущерб от перерывов электроснабжения определится:

,

где , — вероятные ущербы от аварийных и плановых простоев.

Составляющие общего ущерба определяются по формулам:

где- максимальная нагрузка нормального режима;, — коэффициенты ограничения потребителей при аварийных (вынужденных) и плановых простоях в i-м режиме;, — коэффициенты вынужденного и планового простоя в i-м режиме; , — удельные ущербы от аварийных и плановых ограничений, тыс. руб./кВт. год; n— число рассматриваемых аварийных (плановых) режимов.

Коэффициенты ограничения потребителей:

где, — вынужденно отключаемая нагрузка в аварийных и плановых режимах.

Коэффициенты вынужденного и планового простоев:

где- параметр потока отказов i-го элемента электропередачи (табл. 8.4 /3/); — среднее время восстановления. i-го элемента электропередачи (табл. 8.6 /3/); — средняя частота плановых простоев i-го элемента (табл. 8.4 /3/); — средняя продолжительность планового простоя i-го элемента (табл. 8.3 /3/).

учитывая малую вероятность одновременного отключения всех трансформаторов подстанции, в курсовом проекте можно ограничиться учетом только вероятностей отключения участков линии электропередачи.

Для вычисления ущербов необходимо рассмотреть все режимы, в которых возможны погашения (ограничения) потребителей.

Для первого варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:

1.Отключение одной цепи Л1. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

2.Отключение Л2. В данном случае часть мощности в систему не выдается. Можно принять, что дефицит составляет 0,4…0,6 от мощности, передаваемой по линии Л2 в максимальном режиме. При плановом отключении дефицит мощности можно принять равным.

Для второго варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:

1.Отключение одной цепи Л1. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

2.Отключение одной цепи Л2. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №1:


Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №2:

Наиболее выгодным вариантом оказывается второй вариант — электропередача на напряжении 500 кВ. В дальнейшем будем рассматривать только вариант схемы №2.

. Расчёт параметров схемы замещения электропередачи с учётом волновых свойств линии

По [1,7] при длине линии более 300 км её параметры будут равны:


где поправочные коэффициенты зависящие от удельных параметров линии и её длины, по [4,682]по [1,7] найдём удельную активную проводимость линии:


Рассчитаем коэффициенты для участка 1 :


Рассчитаем параметры схемы замещения первого участка электропередачи с учётом волновых свойств линии:


Для второго участка расчёты аналогичны.

Рассчитаем параметры схемы замещения первого участка электропередачи с учётом волновых свойств линии:


8. Электрические расчёты характерных режимов электропередачи (нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийных режимов наибольших нагрузок)

Определим диапазон регулирования реактивной мощности генераторами электростанции по [1,21] и [1,22]:


где располагаемая к выдаче в электропередачу мощность на шинах высшего напряжения, максимально возможная к выдаче мощность генераторов при максимальной активной мощности, нагрузочные потери мощности в повышающих трансформаторах при максимальной активной и реактивной мощности генераторов, потери х.х. в повышающих трансформаторах.


Потребляемая станцией реактивная мощность:

где максимально возможная потребляемая генераторами мощность по [1,22].


диапазон регулирования реактивной мощности генераторами электростанции:

Рассчитаем характерные режимы электропередачи (нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийные режимы наибольших нагрузок) в программе Rastr.

Исходные данные по узлам в режиме наибольших нагрузок в таблице 8.1.

Таблица 8.1. — Исходные данные по узлам

исходные данные по ветвям в нормальном режиме в таблице 8.2.

Таблица 8.2. — исходные данные по ветвям

Расчёт режима наибольших нагрузок в таблице 8.3.

Таблица 8.3. — Результаты расчета режима

В режиме наибольших нагрузок для существования режима необходимо подключать на промежуточной ПС компенсирующее устройство мощностью

.

Исходные данные по узлам в режиме наименьших нагрузок в таблице 8.4.

Таблица 8.4. — Исходные данные по узлам

Расчёт режима наименьших нагрузок в таблице 8.5.

Таблица 8.5. — Результаты расчета режима

В режиме наименьших нагрузок для существования режима необходимо подключать на промежуточной ПС компенсирующее устройство мощностью .

Схемы расчета режима наибольших и наименьших нагрузок соответственно приведены на рисунках 8.1 и 8.2.

Рис. 8.1 Режим наибольших нагрузок

Рис. 8.2 Режим наименьших нагрузок

исходные данные по узлам для расчёта аварийного режима в таблице 8.6 (отключена одна линия на участке ЭС-ПС).

Таблица 8.6. — исходные данные по узлам

Исходные данные по ветвям в аварийном режиме в таблице 8.7 (отключена одна линия на участке ЭС-ПС).

Таблица 8.7. — исходные данные по ветвям

Расчёт аварийного режима в таблице 8.8 (отключена одна линия на участке ЭС-ПС).

Таблица 8.8. — Результаты расчета режима

В аварийном режиме при отключении линии на участке ЭС-ПС для существования режима необходимо подключать на промежуточной ПС компенсирующее устройство мощностью

..

исходные данные по узлам для расчёта аварийного режима в таблице 8.9 (отключёна одна линия на участке ПС-С).

Таблица 8.9. — исходные данные по узлам

Исходные данные по ветвям в аварийном режиме в таблице 8.10 (отключена одна линия на участке ПС-С).

Таблица 8.10. — исходные данные по ветвям

Расчёт аварийного режима в таблице 8.11 (отключена одна линия на участке ПС-С).

Таблица 8.11. — Результаты расчета режима

В аварийном режиме при отключении линии на участке ПС-С для существования режима необходимо подключать на промежуточной ПС компенсирующее устройство мощностью

.

Схемы расчета режима аварийных режимов приведены на рисунках 8.3 и8.4.

Рис. 8.3 Аварийные режим: отключена одна цепь линии на участке ЭС-ПС

Рис. 8.4Аварийный режим: отключена линия на участке ПС-С

Напряжение на шинах системы станции ПС .

Для определения потока мощности в начале первого участка решим квадратное уравнение [1,17, (4.1)]. Решение:

где равно:

Расчёт по схеме рис. 8.5 выполнен в математическом пакете Mathcad и приведен ниже:

Рис. 8.5

Напряжение на ПС получили кВ. Для полученных режимов построим векторные диаграммы. На примере расчета строим векторную диаграмму, расчеты которой выполняем в Mathcad. Построенные диаграммы приведены на рисунках 8.6-8.9.

9. Расчёт технико-экономических показателей

По [4,476] определим технико-экономические показатели такие, как приведенные затраты , стоимость передачи , себестоимость передачи.

Приведенные затраты найдём как и в пункте 6, только в капзатраты оборудование добавим стоимость синхронного компенсатора 2ЧКСВБ-320 4800 т. рублей. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее — СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:

, кВт.ч,

где, βQ-коэффициент максимальной нагрузки СК в базовом периоде;

ΔPном — потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными, кВт.

Приведенные затраты:

годовые эксплуатационные расходы по [1,43]:


Стоимость передачи электрической энергии:

Себестоимость передачи электрической энергии:

Сведём результаты в таблицу 9.1

Таблица 9.1. — Результаты расчета

ПоказательВеличинаЕдиница измерения199921

Найдём КПД передачи из расчёта режима наибольших нагрузок по [1,44]:


Критериальная длина ЛЭП по [7,174]:


Экономические КПД по [9,174]для участков:

Заключение

В данной курсовой работе были разработаны два варианта электропередачи согласно заданию. При экономическом сравнение вариантов наиболее экономичным оказался вариант электропередачи на номинальном напряжении 500 кВ. после анализа расчётов нормальных и аварийных режимов по программе Rastr оказалось, что режим не балансируется, поэтому на ПС было установлено 2 КУ КСВБ-320 мощностью

параметры схемы были рассчитаны с учётом волновых свойств линии.

Для экономичного варианта электропередачи были рассчитаны критериальные параметры и технико-экономические показатели в ценах 1985 года по [3].

Стоимость передачи электрической энергии, себестоимость передачи электрической энергии:

Литература

1. Электропередачи: Методическое пособие к курсовому проекту для студ. спец. 10.02 — "Электроэнергетические системы и сети"/ Г.Е. Поспелов, М.А. Короткевич, В.Т. Федин, Л.Л. Червинский. — Мн.: БГПА, 1994. — 47с.

. электрические системы и сети: Учебник/ Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев — Мн.: УП "Технопринт", 2004. — 720 с.

. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Изд. 3-е перераб. и доп. М.: Энергия, 1985.-349 с.

. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие/А.А. Герасименко, В.Т. Федин. — ростов-н/Д:Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. — 720.(Серия "Высшее образование").

. основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем: Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине " электрические системы и сети"/ Сыч Н.М., Федин В.Т. — Мн.: УП "Технопринт", 2000. — 54 с..

6. электрическая часть электростанции и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.:ил.

7. Передача энергии и электропередачи: Учеб.пособие для студентов энергет. специальностей вузов/ Г.Е.Поспелов, В.Т.Федин. — Мн.: Адукацiя и выхаванне, 2003. -544 с.: ил.

Учебная работа. Проектирование электропередачи большой пропускной способности