Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Филиал ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)»

в г. Смоленске



Кафедра ЭЭС

		Специальность: Электроснабжение







	Курсовой проект

«Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы»



























Смоленск, 2011г.




Курсовой проект по учебной дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети». Кафедра ЭЭС.-Смоленск: филиал ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)», 2011 г.– 38с., 34 табл., 10 рис., 1 прил.

Проектируется сеть напряжением 500/220 кВ.

Выбираются параметры сети. По программе «RastrWin» на персональном компьютере рассчитываются ряд характерных режимов. Приводятся технико-экономические расчёты для сравнения вариантов схем электроснабжения. Составляется спецификация оборудования.






Содержание



ГЛАВА 1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика района строительства сети

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика источников питания

ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети

2.1 Графики электрических нагрузок

2.2 Предварительная наметка конфигурации линии

2.3 Выбор параметров воздушных линий

2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформатора

2.5 Схемы электрических соединений элементов сети

ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети

3.1 Капитальные вложения

3.2 Издержки

3.3 Потери электроэнергии

3.4 Затраты

3.5 Сравнение затрат

ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети

4.1 Математическое моделирование воздушных линий

4.2 Математическое моделирование трансформаторов

ГЛАВА 5. Расчёты и анализ характерных режимов

5.1 Режим наибольших нагрузок

5.2 Режим наименьших нагрузок

5.3 Режим послеаварийный

ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели

6.1 Спецификация основного оборудования и материалы

Список используемой литературы

Приложение


ГЛАВА 1. Анализ исходных данных



В данной главе анализируется район, в котором сооружается сеть, потребители и источники электроэнергии.



1.1 Характеристика района строительства сети



Электроэнергетическая сеть сооружается в районе Калуги, относящейся по ([1], рис.2.5.5) к III району по толщине стенки гололёда. По скоростному напору ветра местность относится к II району; по пляске проводов – с умеренной пляской проводов. Среднегодовая продолжительность гроз – от 40 до 60 ч. Эквивалентная температура охлаждающего воздуха([2], табл.1.37): годовая + 9,4°С, зимняя -8,9 °С, летняя +17,3°С.



1.2 Характеристика потребителей



В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 450, П2- 20, П3-120, П4-230, П5-30 МВт. В пунктах 1, 3, 5 потребители по надёжности электроснабжения I и II категории, в пунктах 2 и 4 потребители только II категории.



1.3 Характеристика источников питания



Потребители получают электроэнергию от двух источников – гидроэлектростанции (ГЭС) и энергосистемы (С). Располагаемая мощность ГЭС-800 МВт-зимой и 600 МВт летом; резерв системы составляет300 МВт. Диапазон изменения  от –0,2 до +0,2.

Вывод: Получена характеристика района, где сооружается электрическая сеть, характеристика потребителей, для питания которых она необходима, и характеристика источников питания.






ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети



В данной главе рассматривается схема электрических соединений основных элементов электрической сети, и принимаются решения о выборе основных ее параметров для двух выбранных вариантов.



2.1 Графики электрических нагрузок



На основании заданных в относительных единицах зимних суточных графиков нагрузок составим графики нагрузок потребителей для зимы и лета, результаты расчетов сведем в табл.1.

Графики электрических нагрузок потребителей и потоки мощности от ГЭС и системы.







Таблица 1

Потребитель

Сезон

Нагрузка потребителей, МВт в часы:





0 – 4

4 – 8

8 – 12

12 – 16

16 – 20

20 – 24

П1

зима

270

270/360

450

180/270

270/360

450



лето

194,4

194,4/259,2

324

129,6/194,4

194,4/259,2

324

П2

зима

16

8

8/12

20

8

12



лето

	12,8

	6,4

6,4/9,6

16

6,4

9,6

П3

зима

96

96

48

48/72

120

96/72



лето

65,3

65,3

32,6

32,6/49

81,6

65,3/49

П4

зима

184

184

92

92/138

230

184/138



лето

123,3

123,3

61,6

61,6/92,5

154,1

123,3/92,5

П5

зима

18

18/24

30

12/18

18/24

30



лето

16,2

16,2/21,6

27

10,8/16,2

16,2/21,6

27

П∑

зима

584

576/672

628/632

352/518

646/742

772/702



лето

412

405,6/475,8

451,6/454,8

250,6/368,1

452,7/522,9

549,2/502,1

Мощность от ГЭС

зима

800

800

800

800

800

800



лето

600

600

600

600

600

600

Обмен мощностью с системой 

зима

216

224/128

172/168

448/282

154/58

28/98



лето

188

194,4/124,2

148,4/145,2

349,4/231,9

147,3/77,1

50,8/97,9







Из приведенной таблицы видно, что режим наибольшей нагрузки имеет место зимой с 20 до 24 часов (потребляемая мощность – 772/702 МВт), а режим наименьшей нагрузки – летом с 12 до 16 часов (потребляемая мощность 250,6/368,1 МВт).

Годовое потребление электроэнергии:



 МВтч;

 МВтч;

 МВтч.



Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная мощность потребителей, МВт.



2.2 Предварительная наметка конфигурации линии



На базе данных о географическом расположении пунктов потребления электроэнергии и их нагрузках намечаем две схемы распределения мощностей. Схема сети СВН в первом варианте состоит из двухцепных линий от С и ГЭС. В данном варианте схемы одноцепные линии не применяются, а во втором варианте сеть изменена и представлена в виде кольца на напряжение 220 кВпо линиям к потребителям, состоящего из одноцепных линий. Передача мощности от ГЭС и С осуществляется к ПС1 по двухцепной линии на 500 кВ, к оставшимся потребителям передача мощности осуществляется по линиям на напряжение500 220 и 110 кВ исходя из кратчайших расстояний. Напряжения на линиях в обеих схемах представлены нарис.1.



Рис.1 Два варианта конфигурации линий



2.3 Выбор параметров ВЛ



Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов: надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т.д. В данном случае выбор номинального напряжения осуществляется по формуле:







Выполним расчёт экономического напряжения UЭК для 1-го варианта схемы (участок ГЭС - ПС1):



Результаты расчетов для всех участков схем сведены в таблицы 4 и 5. По полученным экономическим значениям напряжений принимаем номинальные напряжения линий. Полученные значения для удобства так же представлены в таблицах 4 и 5.

После определения номинальных напряжений, устанавливается количество цепей ВЛ –исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п.1.2.17-1.2.19) (принимаем, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее, чем за сутки невозможны).

Все ЛЭП, кроме ПС4-ПС2,ПС5-ПС4, ПС3-ПС5, ПС2-ПС3 (входят в кольцо) выполняются двухцепными в варианте II, а в варианте I – все ЛЭП -двухцепные линии. Максимальные потоки по ЛЭП для схемы 1 представлены в таблице 2, а 2-й схемы – в таблице 3.

Расчёт максимальных перетоков мощности в кольце выполнен с учетом всех возможных случаев обрывов ВЛ кольца.

Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 1

			

			Таблица 2

Линия

Сезон

Мощность перетока линии, МВт по временным интервалам





0 – 4

4 – 8

8 – 12

12 – 16

16 – 20

20 – 24

ГЭС-ПС1

зима

584

576/672

628/632

352/518

646/742

772/702



лето

412

405,6/475,8

451,6/454,8

250,6/368,1

452,7/522,9

549,2/502,1

ПС1-ПС4

зима

314

306/312

178/182

172/248

376/382

322/252



лето

	217,6

211,2/216,6

127,6/130,8

121/173,7

258,3/263,7

225,2/178,1

ПС4-ПС3

зима

130

122/128

86/90

80/110

146/152

138/114



лето

94,3

87,9/93,3

66/69,2

59,4/81,2

104,2/109,6

101,9/85,6

ПС3-ПС2

зима

16

8

8/12

20

8

12



лето

	12,8

	6,4

6,4/9,6

16

6,4

9,6

ПС3-ПС5

зима

18

18/24

30

12/18

18/24

30



лето

16,2

16,2/21,6

27

10,8/16,2

16,2/21,6

27

ГЭС-С

зима

216

224/128

172/168

448/282

154/58

28/98



лето

188

194,4/124,2

148,4/145,2

349,4/231,9

147,3/77,1

50,8/97,9



Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 2.




		Таблица 3

Линия

Сезон

Мощность перетока линии, МВт по временным интервалам





0 – 4

4 – 8

8 – 12

12 – 16

16 – 20

20 – 24

ГЭС-ПС1

зима

584

576/672

628/632

352/518

646/742

772/702



лето

412

405,6/475,8

451,6/454,8

250,6/368,1

452,7/522,9

549,2/502,1

ПС1-ПС4

зима

314

306/312

178/182

172/248

376/382

322/252



лето

	217,6

211,2/216,6

127,6/130,8

121/173,7

258,3/263,7

225,2/178,1

ПС4-ПС2

зима

130

122/128

86/90

80/110

146/152

138/114



лето

94,3

87,9/93,3

66/69,2

59,4/81,2

104,2/109,6

101,9/85,6

ПС4-ПС5

зима

130

122/128

86/90

80/110

146/152

138/114



лето

94,3

87,9/93,3

66/69,2

59,4/81,2

104,2/109,6

101,9/85,6

ПС5-ПС3

зима

112

104

56/60

68/92

128

108/84



лето

78,1

71,7

39/42,2

48,6/65

88

74,9/58,6

ПС2-ПС3

зима

114

114/120

78

60/90

138/144

126/102



лето

81,5

81,5/86,9

59,6

43,4/65,2

97,8/103,2

92,3/76

ГЭС-С

зима

216

224/128

172/168

448/282

154/58

28/98



лето

188

194,4/124,2

148,4/145,2

349,4/231,9

147,3/77,1

50,8/97,9



Выбор сечения линии производится по следующим условиям ГЭС-ПC1:

По короне: По ([2], табл.3.7) минимальное сечение провода 500 кВ по условиям короны 3хАС300/66 или 2хАС 700/86. Для напряжения 220 кВ минимальное сечение(марка) АС 240/39.Для напряжения 110кВ минимальное сечение(марка) АС 70/11.

По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с.160).

По экономической плотности тока.

По допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Расчётная токовая нагрузка участка ГЭС-ПС1 схемы 1и 2:



 А,






где  - максимальная мощность, протекающая по линии, – заданный коэффициент мощности.

По ([3], табл.7.12) максимально допустимый ток для одного провода АС 600/72составляет1050 А ( А, что превышает расчётное значение), однако по условию короны возможно применение провода марки 3хАС 300/66

( А на три провода, что превышает расчётный ток) и проводов с большими сечениями.

По экономической плотности рекомендуемое сечение:







Следовательно, принимаем ближайшее сечение - провод марки 3хАС 300/66.

Выбор сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлен в таблицах4, 5. Для удобства в данных таблицах представлены результаты выбора напряжений ЛЭП.

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1



Таблица 4

Линия

Длина, км

, МВт

, кВ

, кВ

Сечение

, А

, А в ПАР

ГЭС-ПС1

450,7

772

479,6

500

3*АС300/66

2040

938,4

ПС1-ПС4

79,1

382

278,8

500

3*АС300/66

2040

464,3

ПС4-ПС3

111,8

152

210,4

220

АС400/51

825

419,9

ПС3-ПС2

79,1

20

87,3

110

АС120/19

390

110,5

ПС3-ПС5

103,1

30

106,5

110

АС150/24

450

165,8

ГЭС-С

510

448

390,4

500

3*АС 300/66

2040

544,5



Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2


Таблица 5

Линия

Длина, км

, МВт

, кВ

, кВ

Сечение

, А

, А в ПАР

ГЭС-ПС1

450,7

772

479,6

500

3*АС 300/66

2040

938,4

ПС1-ПС4

79,1

382

278,8

500

3*АС 300/66

2040

464,3

ПС4-ПС2

127,5

152

221,6

220

АС 400/51

825

419,9

ПС4-ПС5

75

152

207,9

220

АС 400/51

825

419,9

ПС5-ПС3

103,1

128

202,5

220

АС 400/51

825

353,6

ПС2-ПС3

79,1

144

205,5

220

АС 400/51

825

397,8

ГЭС-С

510

448

390,4

500

3*АС 300/66

2040

544,5



2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов



Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов:

- номинальных напряжений объединяемых сетей;

-нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций;

- требования к надёжности электроснабжения потребителей;

- требований к регулированию напряжений;

- окружающей среды и т.д.

Потоки мощности через автотрансформаторы для схем 1,2 представлены в таблице 6.

Потоки мощности через трансформаторы (автотрансформаторы)

		

		

		

		Таблица 6

ПC

Ступень напряжения

Сезон

Мощность, МВт в часы







0 – 4

4 – 8

8 – 12

12 – 16

16 – 20

20 – 24

АТ4

ВН

З

314

306/312

178/182

172/248

376/382

322/252





Л

	217,6

211,2/216,6

127,6/130,8

121/173,7

258,3/263,7

225,2/178,1



СН

З

130

122/128

86/90

80/110

146/152

138/114





Л

94,3

87,9/93,3

66/69,2

59,4/81,2

104,2/109,6

101,9/85,6



НН

З

184

184

92

92/138

230

184/138





Л

123,3

123,3

61,6

61,6/92,5

154,1

123,3/92,5

Т1

ВН

З

270

270/360

450

180/270

270/360

450





Л

194,4

194,4/259,2

324

129,6/194,4

194,4/259,2

324

АТ3

ВН

З

130

122/128

86/90

80/110

146/152

138/114





Л

94,3

87,9/93,3

66/69,2

59,4/81,2

104,2/109,6

101,9/85,6



СН

З

34

26/32

38/42

32/38

26/32

42





Л

29

22,6/28

33,4/36,6

26,8/32,2

22,6/28

36,6



НН

З

96

96

48

48/72

120

96/72





Л

65,3

65,3

32,6

32,6/49

81,6

65,3/49

Т2

ВН

З

16

8

8/12

20

8

12





Л

	12,8

	6,4

6,4/9,6

16

6,4

9,6

Т5

ВН

З

18

18/24

30

12/18

18/24

30





Л

16,2

16,2/21,6

27

10,8/16,2

16,2/21,6

27





По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаемдвухтрансформаторные ПС.

Выбор номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) производится по следующей зависимости:

Для автотрансформаторов подстанции ПС1:



, где



 – заданный коэффициент мощности.

 - максимальный поток мощности через трансформатор, МВА (МВт);

1,4 – коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора.

Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл.5.18-5.25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 7 и 8.

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1.



Таблица 7

Подстанция

Тип Т (АТ)

Напряжение, кВ

, МВА

, МВА





ВН

СН

НН





ПС1

ТДЦ-400000/500

500

-

13,8

400

400

ПС2

ТДН-16000/110

115

-

11

16

16

ПС3

АТДЦТН-125000/220/110

230

121

10,5

125

62,5

ПС4

3хАОДЦТН-167000/500/220

500

230

11

501

250

ПС5

ТРДН-25000/110

115

-

10,5

25

25



Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2






Таблица 8

Подстанция

Тип Т (АТ)

Напряжение, кВ

, МВА

, МВА





ВН

СН

НН





ПС1

ТДЦ-400000/500

500

-

13,8

400

400

ПС2

ТРДН-40000/220

220

-

11

25

40

ПС3

ТРДЦН-100000/220

230

-

11

100

100

ПС4

3хАОДЦТН-167000/500/220

500

230

11

500

250

ПС5

ТРДН-40000/220

220

-

11

25

40



2.5 Схемы электрических соединений элементов



Выбор схем распределительных устройств на подстанциях электрической сети для варианта схемы 1 приведен в таблице 9. Для схемы 2 выбор схем РУ приведен в таблице 10.

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 1.



Таблица 9

Подстанция

U

Кол-воЛЭП

Схема электрических соединений

Кол-во ячеек с выключателями

ПС1

500

4

Полуторная схема (17)

9

ПС2

110

2

Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н)

2

ПС3

220

2

Четырехугольник (7)

4



110

4

Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9)

7

ПС4

500

2

Четырехугольник (7)

4



220

2

Четырехугольник (7)

4

ПС5

110

2

Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н)

2

ГЭС

500

4

Полуторная схема (17)

9



Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 2




Таблица 10

Подстанция

U

Кол-во ЛЭП

Схема электрических соединений

Кол-во ячеек с выключателями

ПС1

500

4

Полуторная схема (17)

9

ПС2

220

2

Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)

3

ПС3

220

2

Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)

3

ПС4

500

2

Четырёхугольник (7)

4



220

2

Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)

3

ПС5

220

2

Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)

3

ГЭС

500

4

Полуторная схема (17)

9



Вывод: Выбраны две наиболее рациональные в первом приближении схемы сети. Для них определены напряжения линий электропередачи, сечения проводов, число цепей, количество, тип и номинальные мощности трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, схемы электрических соединений подстанций. Эти данные необходимы для технико-экономического сравнения вариантов.

Вывод по пункту: Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ.








Рис.3 Схемы электрических соединений элементов варианта 2





Рис.4 Схемы электрических соединений элементов варианта 1

	




ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети



В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна( т.е. на 1985 г.)

Приведенные затраты на проектируемую сеть:



,



где ЕН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К - суммарные капитальные вложения, тыс. руб.; И - суммарные издержки, тыс. руб.; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

В данном проекте У = 0. Во всех пунктах применяются двухцепные ВЛ и двухтрансформаторные ПС, параметр потока отказов которых мал.

В соответствии с ([3], с.314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Повторяющимися элементами сети являются линии ГЭС-С, ГЭС-ПС1, ПС1-ПС4.



3.1 Капитальные вложения



,



где- капитальные вложения в линии, тыс. руб.; - капитальные вложения в подстанции, тыс. руб.

Линии:




,



где- удельная стоимость сооружения линии, тыс. руб./км, L –длина линии, км.

Для линии ГЭС-С (для обоих вариантов):UH = 500 кВ, L = 510 км, провод 3хАС-300/66 (табл.3.15, [2]),тогда:тыс.руб./км. ([3] табл.9.7), тыс.руб.

Для остальных линий расчет аналогичен, расчетные данные по остальным линиям приведены в табл.11,12.

Расчетные данные затрат на линии для схемы 1



Таблица 11

Линия

U, кВ

L, км

К0

КЛ

ГЭС-C

500

510

65,8

67116

ГЭС-ПС1

500

450,7

65,8

59312,2

ПС1-ПС4

500

79,1

65,8

10409,6

ПС4-ПС3

220

111,8

35

3913

ПС3-ПС2

110

79,1

20,4

1613,6

ПС3-ПС5

110

103,1

22,2

2288,8



Расчетные данные затрат на линии для схемы 2



Таблица 12

Линия

U, кВ

L, км

К0

КЛ

ГЭС-C

500

510

65,8

67116

ГЭС-ПС1

500

450,7

65,8

59312,2

ПС1-ПС4

500

79,1

65,8

10409,6

ПС4-ПС2

220

127,5

20

2550

ПС4-ПС5

220

75

20

1500

ПС5-ПС3

220

103,1

20

2062

ПС2-ПС3

220

79,1

20

1582



Капитальные вложения в линии для схем:

Одинаковые элементы сети в сравнении вариантов не учитываются.

тыс.руб.

тыс.руб.

Подстанции:



,



где  - стоимость открытого распределительного устройства подстанции, тыс. руб.; - стоимость трансформаторов, тыс. руб.;  - постоянная часть затрат, тыс. руб.

Для обоих вариантов ПС-1:

ПС-1: Сторона ВН ПС-1: 500кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9.15,с.334) тыс.руб.



тыс.руб.



Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов:

Для обоих вариантов:

ПС-1: UВН-Т = 500 кВ, UНН-Т = 13,8 кВ, SТ=400 МВА, тыс.руб. ([3] табл.9.22): тыс.руб.;

Постоянная часть затрат:

Для обоих вариантов:

Для ВН ПС-1: 500 кВ, «Полуторная» по ([3] табл.9.35) тыс.руб.



тыс.руб.

тыс.руб.


Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах13, 14.

Капитальные вложения в подстанции схемы 1



Таблица 13

Подстанция

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

ГЭС

3420

-

4100

7520

ПС1

3420

836

4100

8356

ПС2

114

96

210

420

ПС3

520+399

400

760+620

2699

ПС4

1520+520

1236

2400+620

6296

ПС5

114

132

210

456

∑







25747



Капитальные вложения в подстанции схемы 2



Таблица 14

Подстанция

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

ГЭС

3420

-

4100

7520

ПС1

3420

836

4100

8356

ПС2

390

260

350

1000

ПС3

390

440

350

1180

ПС4

1520+390

1236

2400+350

5896

ПС5

390

260

350

1000

∑







24952



Суммарные капитальные вложения:

Одинаковые элементы не учитываем.

Вариант 1:



тыс.руб.




Вариант 2:



тыс.руб.



3.2 Издержки



Суммарные издержки , где  - издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП и ПС, тыс. руб.;  - издержки на стоимость потерянной в сети электроэнергии, тыс. руб.

Линии:



.

,



где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП в процентах от капитальных затрат;  - стоимость сооружения линии, тыс. руб.

Для варианта 1:

По ([3], табл.8.2,с. 315)  %, тыс.руб.

Для варианта 2:

По ([3], табл.8.2,с. 315)  %, тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП схемы 1 и 2:






Таблица15

Вариант

, тыс. руб.

, %

, тыс. руб.

1

7815,4

2,8

219

2

7694

2,8

215,4



Подстанции:



;

,



где  - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС в процентах от капитальных затрат;  - стоимость сооружения ПС, тыс. руб.



;



Для ПС-1 (оба варианта):

По ([3], табл.8.2) , тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы 1 и 2



Таблица 16

Вариант

Номер подстанции

, тыс. руб.

, %

, тыс. руб.

1

ГЭС

7520

7,8

586,6

2

ГЭС

7520

7,8

586,6

1

ПС1

8356

8,4

702

2

ПС1

8356

8,4

702

1

ПС2

420

8,4

35,3

2

ПС2

1000

8,4

84

1

ПС3

2699

8,4

226,8

2

ПС3

1180

8,4

99,2

1

ПС4

6296

8,4

528,9

2

ПС4

5896

8,4

495,3

1

ПС5

456

8,4

38,3

2

ПС5

1000

8,4

84

∑

В1:2117,9; В2:2051,1

			

			Одинаковые элементы не учитываем.

			

			тыс.руб.

тыс.руб.



3.3 Потери электроэнергии



Издержки на стоимость потерянной в электроэнергии:

, тыс. руб., где  коп/кВтч – стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии.

Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл.1.

Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через С-ГЭС схем 1 и 2:



 МВтч;

 МВтч;

 МВтч.



Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная активная мощность, протекающая через линию, МВт.

Число часов наибольших потерь:






где – активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; – длительность появления мощности в году, ч.ч

Годовые потери электроэнергии в линии С-ГЭС:



 МВт ч,



где =70МВт ч/км –средне годовые потери на корону (для ВЛ 500 кВ ), ([3], табл.7.7); n – число цепей линии; L – длина линии, км; 



=0,102 ([3], табл.7.1)



 МВт – потери активной мощности в линии; - поправочный температурный коэффициент.(среднегодовая температура выше +5 ° С).

Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы 1 и 2 приведены в таблицах17 и 18 :

Стоимость потерянной в линиях схемы1 электроэнергии



Таблица 17

Линия

, МВт

, ч

,ч/год

, кВ

,МВт

, МВт ч

, тыс.руб.

С-ГЭС

448

3405

1855

500

7,7

85684

856,8

ГЭС-ПС1

772

6170

5736

500

20,3

179538

1795,4

ПС1-ПС4

382

5614

4968

500

0,9

15545

155,5

ПС4-ПС3

152

6088

5521

220

2,2

15500

155,0

ПС3-ПС2

20

4958

3752

110

0,4

1501

15,0

ПС3-ПС5

30

6300

5241

110

0,8

4193

41,9

∑













3018,7



Стоимость потерянной в линиях схемы 2 электроэнергии



Таблица 18

Линия

, МВт

, ч

,ч/год

, кВ

,МВт

, МВт ч

, тыс.руб.

С-ГЭС

448

3405

1855

500

7,7

85684

856,8

ГЭС-ПС1

772

6170

5736

500

20,3

179538

1795,4

ПС1-ПС4

382

5614

4968

500

0,9

15545

155,5

ПС4-ПС2

152

6088

5521

220

2,5

17628

176,3

ПС4-ПС5

152

6100

5521

220

1,5

10532

105,3

ПС5-ПС3

128

5576

5233

220

1,5

10943

109,4

ПС2-ПС3

144

5751

5018

220

1,4

9398

94,0

∑













3292,7



Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС4 для схемы 1.

Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 6).

Для обмотки ВН трансформатора АТ4 подстанции ПС4:



 = (314+309+180+210+379+287)∙4 = 6716МВт∙ч;

 = (217,6+213,9+129,2+147,35+261+201,65)∙4 = 4682,8МВт∙ч;

 = 215∙6716+ 150∙4682,8 = 2146360МВт∙ч.



Число часов использования наибольшей нагрузки


,



где  - максимальная активная мощность, перетекающая через автотрансформаторы подстанции, МВт.

 = 5619 ч.

Число часов наибольших потерь



, где



 - активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощность  в году, ч.

 = 4968 ч.

Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 19.

Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ4, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь



Таблица 19



Параметр

Ступень напряжения автотрансформатора





ВН

СН

НН

АТ4

, МВт∙ч

6716

2852

3864



, МВт∙ч

4682,8

2093,8

2589



, МВт∙ч

2146360

927250

1219110



, ч

5619

6088

5300



, ч

4968

5521

4643

АТ3 (вар. 1)

, МВт∙ч

2852

836

2016



, МВт∙ч

2093,8

722,8

1371



, МВт∙ч

927250

288160

639090



, ч

6100

6861

5326



, ч

5521

6147

4643



Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС4 определяются по следующей формуле [4]:



,



где n – число автотрансформаторов на подстанции;

 - потери холостого хода автотрансформатора, МВт;

, ,  - потери короткого замыкания в обмотках ВН, СН и НН, МВт;

, ,  - число часов наибольших потерь на сторонах ВН, СН и НН автотрансформаторов, ч;

, ,  - максимальный поток мощности через обмотки ВН, СН и НН автотрансформаторов, МВА;

 - номинальная мощность, автотрансформаторов, МВА.



=7329,5 МВт∙ч.

 = 73,3 тыс. руб.

Для автотрансформаторов подстанции ПС4 схемы варианта 2 расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии в автотрансформаторах схемы 1 представлены в таблице 20.

трансформатор электрический сеть

Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы 1 и схемы 2



Таблица 20

Трансформаторы

схема

, МВт∙ч

, тыс. руб

ТДЦ-400000/500 (ПС1)

1и 2

9072,2

90,7

3хАОДЦТН-167000/500/220 (ПС4)

1 и 2

7329,5

73,3

АТДЦТН-125000/220/110 (ПС3)

1

3358,6

33,6

ТРДЦН-100000/220 (ПС3)

2

3348,2

33,5

ТДН-16000/110 (ПС2)

1

609,0

6,1

ТРДН-40000/220 (ПС2)

2

964,4

9,6

ТРДН-25000/110 (ПС5)

1

974,8

9,7

ТРДН-40000/220 (ПС5)

2

1153,7

11,5

∑(без учета одинаковых элементов)

1



49,4



2



54,6



Суммарные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах для схем 1 и 2:



тыс.руб. 

тыс.руб.



Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).



тыс.руб. 

тыс.руб.



Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).




3.4 Затраты



тыс.руб. 

тыс.руб.



3.5 Сравнение затрат







Вывод по пункту: В результате проведенного технико-экономического расчёта получили два примерно одинаковых по экономическим затратам варианта. Второй вариант с кольцевым исполнением системы (см.рис.2) оказался на 2,9% дороже первого варианта, однако он обеспечивает большие возможности по расширению и дальнейшему развитию электрической сети, кроме того кольцо выполнено на напряжение 220 кВ, в то время как в первом варианте используется 2 ступени 220 и 110 кВ. Таким образом принимаем в качестве наиболее рационального, второй вариант исполнения электрической сети.






ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети



В данной главе рассматривается моделирование всех элементов электрической сети: воздушных линий, трансформаторов, реакторов, нагрузок и источников.



4.1 Воздушные линии



Линии 220 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих железобетонных опорах ПБ220-4 ([5], табл.4-4-10, рис.4-16д) рис. 5.

Линии 500 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих опорах железобетонных опорах ПВС-500Ц-2 ([5], табл.4-4-12, рис.4-18в) рис. 6.





Рис.5 Опора 220 Рис.6 Опора 500 кВ



По ([5], табл.2.10.57, [5], 2.3.6.) для линий напряжением 500 кВ необходима гирлянда из 24 изоляторов ПС160-Б (ПС16-Б) высотой , где H = 170 мм – высота одного изолятора. Аналогично рассчитываются параметры ВЛ 220, 110 кВ. Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи [5] приведены в таблице 21.

			

Таблица 21 Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи

Параметр

ВЛ 500 кВ

ВЛ 220 кВ

Тип опоры

ПВС-500Ц-2

ПБ220-4

Материал опоры

Железобетон

Железобетон

Количество цепей

2,1

2

Количество и тип изоляторов

24xПС-16Б

12xПС-16Б

Высота гирлянды , м

4,08

2,04

Число фаз (1 цепь)

3

3

Число тросов (1 цепь)

2

1

Высота подвески фаз, м

А

18,92

19,46



В

18,92

13,96



С

18,92

13,96

Высота подвески тросов, м

27,5

24

Провод фазы

3xАС300/66

АС400/51

Удельное активное сопротивление фазы, Ом/км

0,034

0,075

Провод троса

АС70/72

АС70/72

Удельное активное сопротивление троса, Ом/км

0,428

0,428

 Расстояние между фазами, м

АВ

11,0

5,85



ВС

11,0

7,6



АС

22,0

7,85

Диаметр провода, мм

24,5

21,6

Сечение провода, 

354,3

274,6

Диаметр троса, мм

15,4

15,4

Шаг расщепления фазы , мм

400

---

Габаритная высота , м

8

7

Стрела провеса проводов, м

10,92

6,96



При расчёте режима сети для прямой последовательности ВЛ представляются многополюсниками, параметры которых определяются на основании расчётных данных ВЛ ([3], табл.7.5,c.277).



Таблица 22 Параметры ВЛ

Параметры (на одну цепь)

ГЭС-ПС1

С-ГЭС

ПС1-ПС4

ПС4-ПС2

ПС4-ПС5

ПС2-ПС3

ПС5-ПС3

Провод

3х

АС 300/66

3х

АС 300/66

3х

АС 300/66

АС 400/51

АС 400/51

АС400/51

АС 400/51

, Ом/км

0,034

0,034

0,034

0,075

0,075

0,075

0,075

, Ом/км

0,31

0,31

0,31

0,42

0,42

0,42

0,42

, См/км

3,9710-6

3,9710-6

3,9710-6

2,7010-6

2,7010-6

2,7010-6

2,7010-6

Длина L, км

450,7

510

79,1

127,5

75

79,1

103,1

R, Ом

15,32

17,34

2,69

9,56

5,63

5,93

7,73

Х, Ом

139,7

158,1

24,52

53,6

31,5

33,2

43,3

В, См

1,7910-3

2,0210-3

0,3110-3

0,3410-3

0,2010-3

0,2110-3

0,2810-3







Для воздушных линий электропередачи принимаю П-образную схему замещения [1], представленную на рис. 8.





Рис. 8 Схема замещения воздушной линии электропередачи



Заданными считаются продольные сопротивления Z12 и поперечные сопротивления Z10 и Z20. Численные значения указанных параметров рассчитываются по данным табл.28:



 Ом; -для одной цепи;







Таблица 23 Параметры схем замещения ВЛ для прямой последовательности

Параметры

ПС4-ПС2

ПС4-ПС5

ПС2-ПС3

ПС5-ПС3

ГЭС-ПС1

С-ГЭС

ПС1-ПС4

Z12, Ом

9,5+j53,4

5,63+j31,5

5,93+j33,2

7,7+j43,2

14,0+j133,9

15,6+j142,5

2,69+j24,52

2xY10, Cм10-4

- j3,45

- j2,0

- j2,1

- j2,78

0,09-j18,6

0,132-j21,4

0-j3,14







Расчёт параметров схемы замещения на примере воздушной линии ГЭС-С.

Удельная активная проводимость линии, См/км



, где



 - номинальное напряжение воздушной линии электропередачи, кВ;

 - сечение провода фазы, .

 = 2,95∙ См/км.

Удельное комплексное сопротивление линии электропередачи

 Ом/км.

Удельная комплексная проводимость линии электропередачи

См/км.

Так как длина линии электропередачи составляет 510 км, то учитываю коэффициент распределённости параметров:



;



Продольное сопротивление схемы замещения



 Ом.



Поперечная проводимость схемы замещения






См.



Поперечное сопротивление схемы замещения



 Ом.



Параметры схем замещения для остальных линий электропередачи определяются аналогично. Результаты расчёта параметров схем замещения для линий электропередачи электрической сети представлены в таблице 24.



		Таблица 24 Параметры схем замещения воздушных линий электропередачи

Параметр

ВЛ 500 кВ ГЭС-ПС1

ВЛ 500 кВ С-ГЭС

ВЛ 500 кВ ПС1-ПС4

, м

0,125

, м

13,86

, Ом/км



, См/км



, Cм10-4

0,045-j9,3

0,066-j10.7

0-j1,57

, Ом

14,0+j133,9

15,6+j142,5

2,69+j24,52

, Cм10-4

0,045-j9,3

0,066-j10.7

0-j1,57



4.2 Моделирование трансформаторов



Для двухобмоточных трансформаторов принята Г-образная схема замещения, а для автотрансформаторов – Y-образная, которые составляются на основе каталожных данных:






к1



Z42



2

4

1

2

1





3

Z14

к

Z12



Z43



Z10

к2

Z10







Б)

А)

Рис.9 Схемы замещения трансформаторов: а) Г-образная; б)  Y-образная



Таблица 25 Каталожные данные автотрансформаторов

Параметры

АТ4

Т1

Т2

Т3

Т5

Тип

3хАОДЦТН

167000/500/220

ТДЦ

400000/500

ТРДН

40000/220

ТРДЦН

100000/220

ТРДН

40000/220

Номинальная мощность SН, МВА

3*167

400

40

100

40

	Номинальное напряжение, кВ

UВН



525

230

230

230



UСН



-

-

-

-



UНН

11

13,8

11

11

11

Потери холостого хода PХ, кВт

125

350

50

115

50

Ток холостого хода IХ, %

0,4

0,4

0,9

0,7

0,9

Потери КЗ, кВт

PКВС

325

-

-

-

-



PКВН

-

800

170

360

170



PКСН

-

-

-

-

-

Напряжение КЗ, %

UКВС

11,5

-

-

-

-



UКВН

35

13

12

12

12



UКСН

21,5

-

-

-

-

Активное сопротивление обмоток, Ом

RВН

0,65

1,4

5,6

1,9

5,6



RСН

0,32

-

-

-

-



RНН

2,8

-

-

-

-

Реактивное сопротивление обмоток, Ом

XВН

61

89,5

158,7

63,5

158,7



XСН

0

-

-

-

-



XНН

113,5

-

-

-

-

Диапазон РПН, %

6х2,1

2х2,5

8х1,5

8х1,5

8х1,5



Расчёт поперечного сопротивления схемы замещения на примере автотрансформатора АТДЦТН-167000/500/220 подстанции ПС4.

Полная мощность холостого хода, МВА (расчет для трех трансформаторов):



, где



 - потери холостого хода в автотрансформаторе, МВт;

 - ток холостого хода, в %;

 - номинальная (проходная) мощность автотрансформатора, МВА.



 = 0,375 + j2,004 МВА;



Поперечная проводимость



, где



 - сопряжённый комплекс полной мощности холостого хода, МВА;

 - номинальное напряжение обмотки ВН автотрансформатора, кВ.




См;



Поперечные сопротивления для схем замещения остальных трансформаторов и автотрансформаторов определяются аналогично. Результаты расчёта представлены в таблице 26.



Таблица 26 Параметры Y-образной схемы замещения автотрансформатора

Параметры

АТ4

Z56, Ом

0,65+j61,1

Z68, Ом

0.32

Z67, Ом

2.8+j113.5

Y10, Ом10-6

4.5-j24.05

к1

0.44

к2

0.022



		Таблица 27 Параметры Г-образной схемы замещения трансформатора

Параметры

Т2 и Т5

T3

T1

Z12, Ом

5.6+j158.7

1.9+j63.5

1.4+j89.5

Y10, Ом10-6

1.03-j7.44

2.38-j14.5

1.4-j6.4

к

0.048

0.048

0.026






ГЛАВА 5. Расчеты и анализ характерных режимов



В этой главе проводится расчёт характерных режимов сети, анализ результатов и, при необходимости, корректировка параметров сети и повторный расчёт.



5.1 Режим наибольших нагрузок



Имеет место зимой с 20 до 24 ч, когда потребляемая мощность составляет 772МВт. ГЭС вырабатывает 800 МВт, остальная мощность отдается в систему.

Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств на стороне высокого и низкого напряжений, для чего была проведена оптимизация Q. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)5*УРТД-180000/500, в узел (3) 2*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (5) 3*РОМБСМ-60000/500У1 в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении.

Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.



5.2 Режим наименьших нагрузок



Имеет место летом c12 до 16 ч, когда потребляемая мощность составляет 250,6 МВт. ГЭС вырабатывает 600 МВт, 349,4 МВт уходит в систему.

Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 8*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)17*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (3)10*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (4)2*БСК-10МВАр-10,5кВв узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.



5.3 Послеаварийный режим



В качестве послеаварийного принят режим сети при одной отключенной ВЛГЭС-ПС1 (2-3) в режиме максимальных нагрузок.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 9*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2) 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (7) 6*БСК-10МВАр-10,5 кВ, в узел (4) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.






Рис.10. Схема сопротивлений.






ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели



В данной главе определяются основные технико-экономические показатели: капитальные вложения, издержки на эксплуатацию сети, потери электроэнергии, тариф на услуги по передаче и распределению электроэнергии, спецификация основного оборудования и материалов.

Стоимость строительства:

Все показатели рассчитываются так же, как в ГЛ.3, поэтому результаты расчёта приводится в табличной форме.

Линии:



Таблица 28 Капитальные вложения в линии

Линия

, кВ

, км

, тыс. руб./км

Марка провода

, тыс. руб.

ГЭС-C

500

510

65,8

3*АС 300/66

67116

ГЭС-ПС1

500

450,7

65,8

3*АС 300/66

59312,2

ПС1-ПС4

500

79,1

65,8

3*АС 300/66

10409,6

ПС4-ПС2

220

127,5

20

АС 400/51

2550

ПС4-ПС5

220

75

20

АС 400/51

1500

ПС5-ПС3

220

103,1

20

АС 400/51

2062

ПС2-ПС3

220

79,1

20

АС 400/51

1582

	∑









144531,8



тыс.руб.

Подстанции:






Таблица 29 Стоимость ОРУ ПС

Номер подстанции

, тыс. руб.

ГЭС

3420

ПС 1

3420

ПС 2

390

ПС 3

390

ПС 4

1520+390

ПС 5

390

∑

9920



тыс.руб.



Таблица 30 Стоимость трансформаторов

Номер подстанции

Тип трансформаторов

, тыс. руб.

ГЭС

-

-

ПС1

ТДЦ-400000/500

836

ПС2

ТРДН-40000/220

260

ПС3

ТРДЦН-100000/220

440

ПС4

3хАОДЦТН-167000/500/220

1236

ПС5

ТРДН-40000/220

260



тыс.руб.



Таблица 31 Постоянная часть затрат

Номер подстанции

, тыс. руб.

ГЭС

4100

ПС 1

4100

ПС 2

350

ПС 3

350

ПС 4

2400+350

ПС 5

350



тыс.руб.

тыс.руб.


Суммарные капитальные вложения:



тыс.руб.



Потери электроэнергии

Потери электроэнергии делятся на условно- постоянные и условно-переменные.

Условно-постоянные:

На холостой ход трансформаторов:





Таблица 32 Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов

Номер подстанции

PХ, кВт

n

, МВтч

ПС 1

350

2

6132

ПС 2

50

2

876

ПС 3

115

2

2015

ПС 4

125х3

2

6570

ПС 5

50

2

876





На корону ВЛ:



Таблица 33 Потери электроэнергии на корону ВЛ

Линия

, кВ

, км

, МВтч

С-ГЭС

500

510

71400

ГЭС-ПС1

500

450,7

63098

ПС1-ПС4

500

79,1

11074

ПС4-ПС2

220

127,5

1913

ПС4-ПС5

220

75

1125

ПС5-ПС3

220

103,1

1547

ПС2-ПС3

220

79,1

1187

∑





151344



.

Годовые условно-постоянные потери электроэнергии







Условно-переменные:

Потери мощности в сети в режиме наибольшей нагрузки:





.



Годовые условно-переменные потери электроэнергии 







Суммарные годовые потери





			




			6.1 Спецификация основного оборудования и материалов

			

			Таблица 34 Спецификация основного оборудования и материалов

№

Наименование

Марка

Ед. изм.

Количество

1

Автотрансформатор

АОДЦТН -167000/500/220

шт.

6

2

Трансформатор

ТРДН-40000/220

шт.

4

3

Трансформатор

ТРДЦН-100000/220

шт.

2

4

Трансформатор

ТДЦ-400000/500

шт.

2

5

Промежуточные опоры

ПБ220-4

шт.

2210

6

Сложные опоры (15 %)

УБ220-1

шт.

390

7

Промежуточные опоры

ПВС-500Ц-2

шт.

818

8

Сложные опоры (15 %)

У2

шт.

145

9

Провода

АС 400/51

т.

609

10

Провода

АС300/66

т.

4096






Список использованной литературы



Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций 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.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с .

4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. С.А. Бажанов, И.С. Батхон, И.А. Баумштейн и др.; Под ред. И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1981. – 656 с., ил