Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Электрификация населенного пункта

Электрификация населенного пункта

Электрические параметры сети в нормальном и аварийном режимах. Расчет конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий. Разработка заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и трансформаторов.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 17.12.2014
Размер файла 3,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

  • Введение
  • 1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии
    • 1.1 Исходные данные
      • 1.2 Расположение потребительских ПС и городской ТЭЦ
      • 1.3 Определение расчетной активной нагрузки
      • 1.3.1 Определение расчетной нагрузки для узла 1
      • 1.3.2 Определение расчетной нагрузки для узла 2
      • 1.3.3 Определение расчетной нагрузки для узла 3
      • 1.3.4 Определение расчетной нагрузки для узла 4
      • 1.3.5 Определение расчетной нагрузки для узла 5
  • 2. Построение схем электрических сетей
  • 3. Расчет мощностей протекающих по линиям
    • 3.1 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 1
    • 3.2 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 2
    • 3.3 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 3
    • 3.4 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 4
    • 3.5 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 5
    • 3.6 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 6
  • 4. Выбор номинального напряжения
    • 4.1 Определение номинального напряжения в схеме 1
    • 4.2 Определение номинального напряжения в схеме 2
    • 4.3 Определение номинального напряжения в схеме 3
    • 4.4 Определение номинального напряжения в схеме 4
    • 4.5 Определение номинального напряжения в схеме 5
    • 4.6 Определение номинального напряжения в схеме 6
  • 5. Составление схем сетей с РУ
  • 6. Расчет стоимостных показателей
  • 7. Баланс мощности в проектируемой сети
  • 8. Компенсация реактивной мощности
  • 9. Выбор мощности трансформаторов на подстанциях
  • 10. Определение потерь мощности в трансформаторах
  • 11. Расчет потокораспределения мощности на участках сети
  • 12. Выбор сечения проводов
  • 13. Аварийные режимы
  • 14. Расчет потерь мощности на участках линии
  • 15. Определение потерь напряжения в узлах цепи
  • 16. Расчет падения напряжения в трансформаторах
  • 17. Регулирование напряжения
  • 18. Технико-экономическое обоснование
  • Заключение
  • Список литературы

Введение

Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России. Его идеи привели к созданию объединенных энергетических систем, в том числе и единой энергетической системы (ЕЭС). Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов. Поэтому проектирование ЕЭС России должно основываться на учете развития энергосистем и их объединений.

В соответствии с основными положениями Энергетической программы на длительную перспективу в ближайшие два десятилетия намечено завершение формирования ЕЭС страны, сооружение магистральных линий электропередачи напряжением 1150 кВ постоянного тока.

Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование.

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей.

Курсовой проект по дисциплине "Электрические системы и сети" выполняют на четвертом курсе студенты, обучающиеся электроэнергетическим специальностям. Этот проект должен развить у студента навыки практического использования знаний, которые он получил при изучении курса "Электрические системы и сети". Следующий за теоретическим изучением курса учебный проект завершает работу на этой важной для каждого электроэнергетика дисциплиной. Первые шаги в области проектирования убеждают студента, что полученные знания, умение проводить различные расчеты сетей недостаточны для выполнения проекта. Расчетные задачи решаются по определенным формулам по известной методике на основе необходимых исходных данных. Задачи, которые поставлены в проекте электрической сети, в большинстве случаев не имеют однозначного решения. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производится не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений, производственного опыта. Выполнение курсового проекта и дает возможность студенту получить некоторый опыт, развивать проектное мышление, и только после нескольких лет молодой инженер становится полноценным специалистом в области проектирования электрических сетей.

Любой проект электрической сети состоит из двух следующих основных разделов:

1) выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;

2) сопоставление этих вариантов по различным показателям;

3) выбор и результат этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

4) расчет характерных режимов работы электрической сети;

5) решение вопросов связанных с регулированием напряжения;

6) определение технико-экономических показателей электрической сети.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Сооружение проекта во многом зависит от вида сети, ее назначения. В учебном проекте в большинстве случаев решаются вопросы электроснабжения района с промышленной и сельской нагрузками от электрической станции или районной подстанции энергосистемы. При реальном проектировании сетей и линий электропередачи рассматривается более обширный круг вопросов. В частности сюда входят:

1) изыскание трасс и линий электрической сети;

2) разработка схемы сети;

3) выбор номинальных напряжений;

4) расчеты сечений проводов;

5) определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях, питающихся от проектируемой сети;

6) электрический расчет сети в основных нормальных и аварийных режимах;

7) выбор способов регулирования напряжения, определение места установки и мощности устройств для регулирования напряжения;

8) расчет конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий;

9) определение технико-экономических показателей электрической сети;

10) организация эксплуатации проектируемой работы.

В процессе реального проектирования решают также и ряд других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчет заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и подстанций.

1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

1.1 Исходные данные

Согласно заданному варианту в Таблице 1, Таблице 2 и Таблице 3 указаны данные по потребительским ПС и городской ТЭЦ, а также характеристика местности проектируемого района.

Таблица 1. Данные по потребительским ПС и городской ТЭЦ

1

2

3

4

5

6

Кол-во жителей

Тип генераторов

Предприятие*

Кол-во выпускаемой продукции

Предприятие*

Кол-во выпускаемой продукции

Предприятие*

Кол-во выпускаемой продукции

Предприятие*

Кол-во выпускаемой продукции

Предприятие*

Кол-во выпускаемой продукции

560

2хТГВ-200М

7

522 тыс.т

6

5,0 тыс.ед.

9

180 тыс.ед

15

2,2 млн.т

ПС энергосистемы

Таблица 2. Данные по расположению потребительских ПС и источников питания

Длины участков, км

l12

l13

l14

l15

l16

l23

l34

l45

l56

33

38

43

51

59

10

37

35

52

Таблица 3. Характеристика местности проектируемого района

Район по ветровому давлению

Район по толщине стенки гололеда

Усложняющие условия

Плиты в населенных пунктах

V

II

-

газ

1.2 Расположение потребительских ПС и городской ТЭЦ

Построение начинаем с пункта 1 - городской ТЭЦ. Вычерчиваем окружности радиусами l12, l13, l14, l15, l16. На окружности радиусом l12 произвольно ставим точку - место расположения ПС2. От точки ПС2 откладываем отрезок [ПС2; ПС3] длиной l23. Точка ПС3 должна располагаться на окружности радиусом l13. Аналогично определяются координаты других ПС. Порядок определения координат потребительских ПС и источников питания (Рисунок 1, Рисунок 2).

Рисунок 1. Порядок определения координат потребительских ПС и источников питания

Рисунок 2. Результат построения сети

1.3 Определение расчетной активной нагрузки

1.3.1 Определение расчетной нагрузки для узла 1

Расчетная активная нагрузка города:

(1)

Для населенного пункта с плитами на природном газе:

С учетом мелкопромышленных потребителей:

Расчетная реактивная нагрузка:

(2)

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosцГ.

В курсовом проекте принять:

для плит на природном газе cosцГ = 0,92;

для электроплит cosцГ = 0,95.

Мощность, выдаваемая установленными на ТЭЦ генераторами:

(3)

где - количество установленных генераторов; - установленная мощность генератора, МВт; - КПД генератора, о.е.

По (2)

Суммарная нагрузка узла 1 составит:

.

Таким образом, узел 1 является источником реактивной и активной мощности.

1.3.2 Определение расчетной нагрузки для узла 2

Расчетная активная нагрузка потребительских ПС:

, (4)

где - удельный расход электроэнергии в год i-того потребителя, кВт?ч/ед; - годовое число часов использования максимума нагрузки i-того потребителя, ч.

Для металлообрабатывающего завода: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosцГ.

1.3.3 Определение расчетной нагрузки для узла 3

Для паровозовагоноремонтного завода: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosцГ.

1.3.4 Определение расчетной нагрузки для узла 4

Для завода целлюлозно-бумажной промышленности: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosцГ.

1.3.5 Определение расчетной нагрузки для узла 5

Для молокозавода: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosцГ.

Сведем рассчитанные нагрузки в Таблицу 4.

Таблица 4. Результаты рассчитанных нагрузок ПС и ТЭЦ

ПС

Наименование

Годовой выпуск продукции (тыс.); кол-во жителей (млн.)

Tmax, ч.

Категория по надежности, %

Wуд, кВт·ч/ед

cosц

Рmax

Qmax

1

Город

560

5450

60

2480

0,92

349,4

148,8

2

Металообрабатывающий завод

522

4400

30

300

0,87

35,6

20,3

3

Паровозовагоноремонтный завод

5

4000

30

22500

0,76

28,1

24

4

Завод целлюлозно-бумажной промышленности

180

6000

45

480

0,7

14,4

14,7

5

Молокозавода

2200

4800

20

50

0,86

21,9

13

2. Построение схем электрических сетей

Линии электропередачи состоят из ВЛ основной и распределительной сети. ВЛ основной сети обеспечивают связь между крупными электростанциями и передачу мощности от них в районы потребления электроэнергии. ВЛ распределительной сети обеспечивают передачу электроэнергии от ПС основной сети и электростанций к потребителям электроэнергии.

При проектировании основной электрической сети энергосистем рекомендуется:

- намечать линии электропередачи через крупные узлы нагрузки, избегать прямых связей между электростанциями;

- производить выбор схемы присоединения электростанций и ПС к основной сети с учётом надёжности питания узла электрической сети и необходимости обеспечения транзита мощности по ВЛ;

- сооружать между двумя узлами сети по одной трассе, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении.

Проектирование распределительной сети энергосистем осуществляется с учётом следующего:

- в районах с малым охватом территории сетями при близких значениях технико-экономических показателей вариантов развития сети рекомендуется отдавать предпочтение сооружению ВЛ по новым трассам;

- в крупных городах и промышленных районах с большой концентрированной нагрузкой по одной трассе может предусматриваться строительство двух и более ВЛ;

- при прохождении ВЛ по территории городов, на подходах к электростанциям ПС, в стеснённых условиях, лесных массивах и т.д. ВЛ рекомендуется выполнять на двухцепных опорах. При этом подвеска одной цепи рекомендуется в случае, когда необходимость ввода второй цепи возникает в срок более трёх лет после ввода первой, а также когда отключение первой цепи на время проведения работ по подвеске второй допустимо по условиям электроснабжения. Допускается подвеска на одних опорах ВЛ разных классов напряжений;

- при питании ПС с потребителями первой категории применение двух одноцепных ВЛ вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований.

При развитии распределительных сетей отдельных номинальных напряжений необходимо учитывать отдельные рекомендации.

На Рисунке 3 представлены 6 вариантов схем электрической сети для расчета.

Рисунок 3. Варианты схем электрической сети

3. Расчет мощностей протекающих по линиям

Для кольцевых схем необходимо использовать формулу (5):

. (5)

3.1 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 1

МВт;

;

;

МВт;

3.2 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 2

МВт;

МВт;

;

;

МВт;

3.3 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 3

МВт;

;

;

3.4 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 4

;

3.5 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 5

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

3.6 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 6

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

4. Выбор номинального напряжения

электрический подстанция трансформатор грозозащита

Экономически выгодной напряжение определяется по формуле (6)

, (6)

где L - длина линии, км; Р - передаваемая мощность, МВт.

После расчета экономически выгодного напряжения выбираем по нему напряжение номинальное, ближайшее большее.

4.1 Определение номинального напряжения в схеме 1

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

4.2 Определение номинального напряжения в схеме 2

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

4.3 Определение номинального напряжения в схеме 3

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

4.4 Определение номинального напряжения в схеме 4

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

4.5 Определение номинального напряжения в схеме 5

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

4.6 Определение номинального напряжения в схеме 6

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

Результаты расчетов номинального напряжения для различных вариантов проектирования сетей энергосистемы сведем в Таблицу 5.

Таблица 5. Результаты расчетов экономически выгодного номинального напряжения линий

Вариант

Участок

Р, МВт

L, км

Uэк, кВ

Uст, кВ

1

1-2

42,6

33

86,867

110

2-3

12,4

10

63,043

110

3-КЭС

40,5

39

115,819

220

КЭС-4

37,2

20

104,142

110

4-2

23,2

43

91,521

110

4-5

21,9

35

64,203

110

2

1-2

42,6

33

86,867

110

2-3

7

10

49,559

110

3-КЭС

19,7

39

84,6

110

КЭС-4

22,8

20

86,178

110

4-3

8,4

37

56,693

110

4-5

21,9

35

64,203

110

3

1-2

42,6

33

86,867

110

2-3

27,8

10

84,537

110

3-КЭС

55,9

39

131,827

220

КЭС-4

44,1

20

110,641

220

4-5

29,7

35

100,779

110

5-2

7,8

70

55,245

110

4

1-2

31,2

33

102,447

110

2-3

4,4

10

40,22

110

3-КЭС

32,5

39

105,56

110

КЭС-4

24,9

20

89,3

110

4-5

10,5

35

62,947

110

5-1

11,4

51

66,067

110

5

1-2

42,6

33

86,867

110

2-3

7

10

36,172

110

3-4

21,1

37

63,185

110

4-5

35,5

35

80,283

110

5-КЭС

63,6

52

106,46

110

6

1-2

42,6

33

86,867

110

2-3

7

10

36,172

110

3-КЭС

21,1

39

63,272

110

КЭС-4

7,5

20

38,023

110

4-5

21,9

35

64,203

110

5. Составление схем сетей с РУ

На Рисунке 4 - Рисунке 9 представлены схемы сети с разрисованными РУ для всех ранее указанных вариантов.

Рисунок 4. Схема сети энергосистеме варианта №1

Рисунок 5. Схема сети энергосистеме варианта №2

Рисунок 6. Схема сети энергосистеме варианта №3

Рисунок 7. Схема сети энергосистеме варианта №4

Рисунок 8. Схема сети энергосистеме варианта №5

Рисунок 9. Схема сети энергосистеме варианта №6

6. Расчет стоимостных показателей

Таблица 6. Стоимостные показатели вариантов энергорайона

№ варианта

Наименование элемента

Стоимость элемента, тыс.р.

Количество

Общая стоимость, тыс. р.

Итого, тыс. р.

1

3Н

350

2

700

15004

4Н

360

2

720

7

490

2

980

12

780

2

1560

ЛЭП

852ц

471ц

68

112

5780

5264

2

4Н

360

2

720

14564

5Н

430

2

860

12

780

2

1560

ЛЭП

852ц

471ц

78

102

6630

4794

3

3Н

350

2

700

15553

4Н (110)

360

2

720

4Н (220)

610

1

610

7

490

2

980

12

780

2

1560

ЛЭП

852ц

471ц

33

174

2805

8178

4

5Н

430

6

2580

11416

ЛЭП

471ц

188

8836

5

4Н

360

2

720

16635

5Н

430

4

1720

ЛЭП

852ц

167

14195

6

4Н

360

2

720

14085

5Н

430

4

1720

ЛЭП

852ц

137

11645

Стоимость за километр: 1 цепь - 47000 рублей.

АС 240/32 2 цепь - 85000 рублей.

Выбираем самые дешевые схемы, кольцевую (вариант №4) и радиальную (вариант №6).

7. Баланс мощности в проектируемой сети

Активная мощность КЭС должна быть больше установившегося значения.

, (7)

где - коэффициент совпадения максимумов нагрузок; 0,8 - это коэффициент запаса мощности, 20% от установленной на собственные нужды; 1,05 - это коэффициент потерь; 5% от потребляемой мощности.

Максимальная потребляемая активная мощность вычисляется по формуле:

. (8)

Подставляя численное значение в формулу (8):

МВт.

МВт.

Максимальная потребляемая реактивная мощность вычисляется по формуле:

. (9)

Подставляя численное значение в формулу (9):

МВар.

Аналогично и для реактивной мощности.

. (10)

МВар.

С целью снижения потерь мощности в сети произведем мероприятия по компенсации реактивной мощности.

8. Компенсация реактивной мощности

, (11)

где - реактивная мощность компенсационных установок;

(МВар);

(МВар);

(МВар);

(МВар);

(МВар).

Для узла 1 выбираем 10 батарей по 6 МВар;

Для узла 2 выбираем 5 батарей по 2,2 МВар;

Для узла 3 выбираем 4 батарей по 4,5 МВар;

Для узла 4 выбираем 5 батарей по 2,2 МВар;

Для узла 5 выбираем 3 батарей по 2,2 МВар;

Нагрузка в узлах после компенсации:

МВар;

МВар;

МВар;

МВар;

МВар;

9. Выбор мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, где имеет место потребители 1-й категории рекомендуется устанавливать не менее двух трансформаторов. Установка большего числа трансформаторов как правило не экономично. По ПУЭ трансформаторы потребительских подстанций должны быть снабжены РПН. Мощность трансформаторов выбирается с учетом систематических и аварийных перегрузок.

, (12)

где .

, (13)

где - реактивная мощность потребляемая с учетом компенсации.

, (14)

где М - процентная составляющая потребителей 1, 2 категории.

После выбора определяем коэффициент затрат трансформатора в нормальном режиме.

, (15)

где n - количество трансформаторов.

Найдем максимальную мощность по формуле (13):

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

Определяем номинальную мощность трансформаторов по формуле (12):

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 200 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 16 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 16 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 10 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 10 МВА;

Ищем коэффициент загрузки трансформатора в номинальном режиме по формуле (15):

;

;

;

;

.

Выбираем трехфазные трансформаторы по справочнику. Высшее напряжение 110кВ. Мощность трансформаторов выведена выше. В Таблице 7 указаны паспортные данные выбранных трансформаторов.

Таблица 7. Паспортные данные трансформаторов

Тип

Sном, МВА

Пределы регулирования

Каталожные данные

Расчётные данные

Uном обмоток, кВ

uк,%

?Рк, кВт

?Рх, кВт

Rт, Ом

Хт, Ом

?Qх, кВАр

ВН

НН

ТДЦ-200000/110

200

±2х 2,5%

121

13.8;15,75;18

10.5

550

170

0,2

7,7

1000

ТДН-16000/110

16

±9х 1,78%

115

6,6;11

10,5

85

19

4,38

86,7

112

ТДН-10000/110

10

±9х 1,78%

115

6,6;11

10,5

60

14

7,95

139

70

10. Определение потерь мощности в трансформаторах

Активные потери в обмотках трансформатора

. (16)

Реактивные потери в обмотках трансформатора:

, (17)

, (18)

, (19)

где , - активное и реактивное сопротивления трансформатора, Ом; - потери холостого хода трансформатора, МВт и МВар; - потери в обмотках трансформатора, МВт и МВар; - приведенные значения, МВт и МВар; - активная и реактивная мощности с учетом компенсации.

Подстанция 1.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 2.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 3.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 4.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 5.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах сведены в Таблицу 8.

Таблица 8. Потери мощности в трансформаторах

№ ПС

ДР, МВт

ДQ, МВар

Суммарные потери S, МВА

ДРТ

ДРХХ

ДQТ

ДQХХ

1

0.888

0.17

34.176

1

1.058 + j35.176

2

0.224

0.019

4.438

0.112

0.243 + j4.55

3

0.131

0.019

2.601

0.112

0.15 + j2.713

4

0.066

0.014

1.162

0.07

0.08 + j1.232

5

0.156

0.014

2.736

0.07

0.17 + j2.806

11. Расчет потокораспределения мощности на участках сети

МВт;

МВар;

МВт;

МВар.

Схема 4:

Рисунок 10. Потокораспределение мощностей схемы 4

Схема 6:

Рисунок 11. Потокораспределение мощностей схемы 6

12. Выбор сечения проводов

Сечения проводов выбираются по току и экономически выгодному сечению. Экономически выгодное сечение.

, (20)

где - экономическая плотность тока, А/ммІ.

Расчетный ток:

, (21)

где - коэффициент учитывающий число часов максимума нагрузки.

Нормальный ток.

, (22)

, (23)

(ч)

Таблица 9. Усредненное значение коэффициента б2

Тmax

Kуч

До 4000 ч

4000 - 6000 ч

Более 6000 ч

1,0

0,8

1,02

1,3

0,8

0,9

1,2

1,6

0,6

1,1

1,5

2,2

Таблица 10. Нормированные значения плотности тока jэк

Тmax

1000 - 3000 ч

3000 - 5000 ч

Более 5000 ч

jэк

1,0

0,9

0,8

Выбираем: ; ;

Схема 4:

Номинальный ток:

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (21):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Экономически выгодное сечение считается по формуле (20):

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ).

Произведем выбор проводов на участке сети.

Для всех участков выбираем марку провода АС 120/19.

Схема 6:

Номинальный ток:

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (21):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

Экономически выгодное сечение считается по формуле (20):

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

Произведем выбор проводов на участке сети.

Для всех участков кроме АС 70/11.

Таблица 11. Расчетные данные ВЛ

Номинальное сечение ммІ

r0, Ом/км

х0, Ом/км

b0, мкСм/км

Iдоп, А

70/11

0,422

0,444

2,547

265

120/19

0,224

0,441

2,565

390

13. Аварийные режимы

Расчет аварийных токов в радиальной схеме:

. (24)

Расчет аварийных токов в кольцевой схеме:

. (25)

Схема 4:

Рисунок 12. Обрыв линии на участке КЭС-4 для схемы 4

Рисунок 13. Обрыв линии на участке 4-5 для схемы 4

Рисунок 14. Обрыв линии на участке 5-1 для схемы 4

Рисунок 15. Обрыв линии на участке 1-2 для схемы 4

Рисунок 16. Обрыв линии на участке 2-3 для схемы 4

Рисунок 17. Обрыв линии на участке 3-КЭС для схемы 4

Рассчитаем аварийные токи в кольцевой цепи для наихудшего случая: обрыв участка 3-КЭС (Рисунок 17).

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (21):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Экономически выгодное сечение считается по формуле (20):

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ);

(ммІ).

Выбранная ранее марка проводов удовлетворяет аварийной нагрузке по допустимому току. Следовательно, для варианта №4 марка линии АС 120/19.

Схема 6:

Для радиальной сети с линиями из двух цепей аварийный ток рассчитывается по формуле (24):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Выбранная ранее марка проводов удовлетворяет аварийной нагрузке по допустимому току. Следовательно, для варианта №6 марка линии АС 70/11.

14. Расчет потерь мощности на участках линии

Потери мощности рассчитываются по формуле (26):

. (26)

Схема 4:

Проведем расчет для кольцевой схемы №4 с учетом потерь мощности на участках линии. "Разрежем" линию с двухсторонним питанием в узле 5 потокораздела (Рисунок 18).

Рисунок 18. Расчет потерь мощности на участках линии схемы 4

Нагрузка в узлах 5 и 5' равны:

МВА;

МВА.

Потери мощности в линии КЭС - 4:

(МВт);

Мощность в начале участка линии КЭС - 4:

(МВА);

Потери мощности в линии 4 - 5:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 4 - 5:

(МВА);

Потери мощности в линии 5 - 1:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 5 - 1:

(МВА);

Потери мощности в линии 1 - 2:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 1 - 2:

(МВА);

Потери мощности в линии 2 - 3:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 2 - 3:

(МВА);

Потери мощности в линии 3 - КЭС:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 3 - КЭС:

(МВА);

Схема 6:

Проведем расчет для радиальной схемы №6 с учетом потерь мощности на участках линии. "Разрежем" линию с двухсторонним питанием в узле 5 потокораздела (Рисунок 19).

Рисунок 19. Расчет потерь мощности на участках линии схемы 6

Мощность в конце участка линии 2 - 3:

МВА;

Потери мощности в линии 2 - 3:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 2 - 3:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 1 - 2:

МВА;

Потери мощности в линии 1 - 2:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 1 - 2:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 3 - КЭС:

МВА;

Потери мощности в линии 3 - КЭС:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 3 - КЭС:

(МВА);

Мощность в конце участка линии КЭС - 4:

МВА;

Потери мощности в линии КЭС - 4:

(МВт);

Мощность в начале участка линии КЭС - 4:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 4 - 5:

МВА;

Потери мощности в линии 4 - 5:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 4 - 5:

(МВА);

Таблица 12. Расчеты потерь мощности на участках линии

Вариант

Участок

L, км

R, Ом

X, Ом

ДS, МВт

4

1-2

33

7,392

14,553

0.575+j1.132

2-3

10

2.24

4.41

5.245+j12.18

3-КЭС

39

8,736

17,199

33,491+j16,934

КЭС-4

20

4,48

8,82

0.34+j0.66

4-5

35

7,84

15,435

11.296+j10.891

5-1

51

11,424

22,491

11.067+j1.985

6

1-2

33

13,926

14,652

0.07+j0.158

2-3

10

4,22

4,44

0.143+j0.15

3-КЭС

39

16,458

17,316

0.558+j0.587

КЭС-4

20

8,44

8,88

0.082+j0.086

4-5

35

14,77

15,54

0,349+j0,367

15. Определение потерь напряжения в узлах цепи

Для определения потерь напряжения в узлах цепи необходимо указать напряжением источника питания: 121кВ. Потери напряжения необходимо искать исходя из схемы потокораспределения Рисунок 10.

Схема 4:

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии КЭС - 4:

кВ.

Для линии КЭС - 4 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №4:

кВ.

Потеря напряжение ПС №4:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии КЭС - 3:

кВ.

Для линии КЭС - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Потеря напряжение ПС №3:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии 2 - 3:

кВ.

Для линии КЭС - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №1:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5 со стороны ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии 4 - 5:

кВ.

Для линии 4 - 5 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №5:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5 со стороны ПС №1:

Продольная составляющая потери напряжения линии 5 - 1:

кВ.

Для линии КЭС - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Схема 6:

Потери напряжения необходимо искать исходя из схемы потокораспределения Рисунок 11. Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Потеря напряжение ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны ПС №2:

Продольная составляющая потери напряжения линии 2 - 3:

кВ.

Для линии 2 - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны КЭС:

Продольная составляющая потери напряжения линии 3 - КЭС:

кВ.

Для линии 3 - КЭС учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии КЭС - 4:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №4:

.

Потеря напряжение ПС №4:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5:

Продольная составляющая потери напряжения линии 4 - 5:

кВ.

Для линии 4 - 5 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №5:

.

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Результаты расчетов потерь напряжения в узлах сети сведены в Таблицу 13.

Таблица 13. Результаты потери напряжения в узлах цепи

Вариант

ПС №

U, кВ

dU, кВ

4

1

121

-

2

117,237

3,763

3

116,229

4,825

4

118,867

2,133

5

117,735

3,265

6

1

121

-

2

118,093

2,907

3

118,085

2,915

4

120,309

0,691

5

118,324

1,985

16. Расчет падения напряжения в трансформаторах

После нахождения напряжений в узлах цепи (Таблица 13) определим падение напряжения на трансформаторах подстанций. Напряжение на шинах низкого напряжения приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН

, (27)

где Pн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме; RT, XT - активное и реактивное сопротивление трансформаторов.

; (28)

; (29)

Схема 4:

- Для ПС №1 (ТДЦ-200000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №2 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №3 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №4 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №5 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Схема 6:

- Для ПС №1 (ТДЦ-200000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №2 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №3 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №4 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №5 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Таблица 14. Результаты расчетов падения напряжения на трансформаторах

Вариант

ПС №

Uн, кВ

ДUт, кВ

4

1

118,906

2,094

2

113,024

4,213

3

115,678

0,551

4

116,201

2,666

5

113,075

4,66

6

1

118,906

2,094

2

113,912

4,181

3

117,543

0,542

4

119,832

0,477

5

113,689

4,635

1. 17. Регулирование напряжения

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающие желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению:

, (30)

где - ступень регулирования напряжения, %.

Схема 4:

- Для ПС №1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

. (31)

Подставляя численные значения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №2:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №3:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №4:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №5:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

Схема 6:

- Для ПС №1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

. (31)

Подставляя численные значения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №2:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №3:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №4:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №5:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

Результаты расчетов регулирования напряжения трансформаторов сведены в Таблицу 15.

Таблица 15. Результаты расчетов регулирования напряжения трансформаторов

Вариант

ПС №

Uнд, кВ

дU, %

4

1

10,85

8,5

2

11,007

10,07

3

10,87

8,7

4

10,92

9,2

5

11,01

10,1

6

1

10,85

8,5

2

11,09

10,9

3

10,86

8,6

4

10,88

8,8

5

11,01

10,1

18. Технико-экономическое обоснование

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (КЛЭП) и подстанции (КПС):

, (32)

, (33)

где - капиталовложения на сооружение ОРУ; - капиталовложения на сооружение трансформаторов; - постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Схема 4:

Стоимость сооружения воздушных линий 110кВ приведена в х[6, табл. 9.5]. Для данного варианта все участки линии выполнены из марки провода АС 120/19, а стоимость сооружения воздушных линий на одноцепных железобетонных опорах с категорией по гололеду II и указанной маркой провода составляет 11,4 тыс. руб/км, тогда пользуясь результатами Таблицы 5:

тыс. руб,

где 30 - коэффициент пересчета к ценам 1985г.

Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [6, табл. 9.14]. Поскольку в данном варианте используются типовые схемы 5Н, то капиталовложения на ОРУ:

тыс. руб.

Схема 6:

Стоимость сооружения воздушных линий 110кВ приведена в х[6, табл. 9.5]. Для данного варианта все участки линии выполнены из марки провода АС 70/11, а стоимость сооружения воздушных линий на двухцепных железобетонных опорах с категорией по гололеду II и указанной маркой провода составляет 17,8 тыс. руб/км, тогда пользуясь результатами Таблицы 5:

тыс. руб,

где 30 - коэффициент пересчета к ценам 1985г.

Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [6, табл. 9.14]. Поскольку в данном варианте используются типовые схемы 4Н и 5Н, то капиталовложения на ОРУ:

тыс. руб.

Стоимость трансформаторов приведена в [6, табл 9.19]. Расчеты на капиталовложения по трансформаторам одинаковы для всех вариантов. По Таблице 16 определяем капиталовложения на трансформаторы:

тыс. руб.

Таблица 16. Стоимость и тип трансформаторов на подстанциях

ПС №

Тип трансформатора

Стоимость трансформаторов, тыс. руб

1

2хТДЦ-200000/110

273

2

2хТДН-16000/110

63

3

2хТДН-16000/110

63

4

2хТДН-10000/110

54

5

2хТДН-10000/110

54

Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ дана в [6, табл 9.35]. Суммарные постоянные затраты для каждой электрической схемы подстанции мостик 110/10 составляют 210 тыс. руб, поэтому постоянные затраты будут одинаковы для обоих вариантов

тыс. руб.

Схема 4:

Суммарные капиталовложения на ПС по формуле (33):

тыс. руб.

А суммарные капиталовложения на сооружения ЛЭП и ПС:

тыс. руб.

Схема 6:

Суммарные капиталовложения на ПС по формуле (33):

тыс. руб.

А суммарные капиталовложения на сооружения ЛЭП и ПС:

тыс. руб.

Определим объем реализованной продукции:

, (34)

где - тариф отпускаемой электроэнергии (= 1,27 руб/кВт·ч);

- число часов использования максимальной нагрузки (= 4200ч/год);

N - число подстанций.

Для обоих вариантов объем реализованной продукции будет одинаков:

тыс. руб.

Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т.е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой энергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется деление на 10.

Определяем суммарные издержки:

, (35)

где

- издержки на амортизацию.

Схема 4:

тыс. руб.

тыс. руб.

Схема 6:

тыс. руб.

тыс. руб.

Коэффициенты при расчете ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание выбираются из [6, табл. 8.2] для ВЛ 35 и выше на стальных и железобетонных опорах (2,8), а также для силового электрооборудования и распределительных устройств (кроме ГЭС) до 150 кВ (9,4).

Издержки на потерю электроэнергии:

, (36)

где - общие потери электроэнергии.

, (37)

где - наибольший ток участка линии, принимают равным , который был определен при выборе сечений проводов;

- сопротивления участка линии;

- время наибольших потерь.

часов. (38)

Схема 4:

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

Издержки на потерю электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Схема 6:

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

кВт·ч;

Издержки на потерю электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Определим налог на прибыль:

, (39)

где П - прибыль.

. (40)

Величина чистой прибыли:

. (41)

Срок окупаемости определяется из выражения:

. (42)

Приведенные затраты определим по формуле:

. (43)

Схема 4:

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

месяцев.

тыс. руб.

Схема 6:

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

месяцев.

тыс. руб.

Выбор схем по ТЭО:

.

.

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный вариант №6, поскольку его затраты на 2,62% меньше кольцевого варианта цепи, а чистая прибыль на 5,7% выше.

Таблица 17. Результаты расчетов технико-экономических показателей

Вариант №

4

6

73158

64296

Капиталовложения на сооружения ОРУ, КОРУ

18000

10872,6

Капиталовложения на сооружения трансформаторов, КТР

30420

30420

Постоянные затраты на капиталовложения

31500

31500

Капиталовложения на сооружения ПС, КПС

79920

72792,6

Общие капиталовложения, К

144216

145950,6

Издержки на амортизацию для ЛЭП,

2048,424

1800,288

Издержки на амортизацию для ОРУ,

1692

1022,024

Издержки на потерю электроэнергии,

13171,231

3862,074

Суммарные издержки,

16911,655

6686,386

Прибыль, П

235969,536

236885,648

Чистая прибыль, ПЧ

170885,007

180908,731

Период окупаемости, Ток

8мес.

8мес.

Приведенные затраты, З

25375,824

24716,902

Заключение

В данной курсовой работе были исследованы шесть вариантов электрических сетей. Два варианта электрической сети были выбраны по укрупненным стоимостным показателям. Выбор был сделан по показателям технико-экономического расчета (вариант №6). Приведенные затраты в первом варианте оказались на 2,62% больше, чем в четвертом варианте схемы, а чистая прибыль на 5,7% выше. Был произведен выбор компенсирующих устройств, трансформаторов, схем распределительных устройств и выбор номинальных напряжений.

Приведенные затраты на сооружение экономически выгодного варианта составили 24716,902 тыс. руб.

Список литературы

1. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине "Электроэнергетические сети и системы". Самусенко Е.Н., 2006 - 51 с.

2. Макаров Е.Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей: Учебник для студентов. / Е.Ф. Макаров. - М, 2003. - 448с.

3. Правила техничской эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 336с.

4. Правила устройств электроустановок. 7-е изд. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 192с.

5. Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование станций и подстанций. - 2-е изд. Стер. - М.: Издательский центр "Академия", 2005 - 448с.

6. Справочник по проектированию подстанций 35 - 500 кВ / Под ред. С.С. Рокотяна и Я.С. Самойлова. - М.: Энергоиздат, 1982 - 352с.

7. Справочник Файбисовича Д.Л. По проектированию электроэнергетических систем./ 1995 - 340с. Под редакцией Файбисовича Д.Л.: Издательство НЦ ЭНАС, 2006 - 320с.

8. Электротехнический справочник. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского, Л.А. Жукова и др. - 6-е изд. испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982 - 656с.

9. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера. - 3-е изд. Перераб. И доп. М.: Энергия, 1980 - 456с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Расчет и проектирование воздушных линий электропередач

    Проектирование воздушных линий электропередачи, его основные этапы. Особенности выбора промежуточных опор и линейной арматуры. Механический расчет проводов, и грозозащитного троса и монтажных стрел провеса. Специфика расстановки опор по профилю трассы.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.12.2009

  • Монтаж и расчет конструктивных элементов воздушных линий электропередачи

    Расстановка опор по трассе линии. Построение монтажных кривых для визируемых пролетов. Расчет конструктивных элементов опор на механическую прочность. Выбор и расчет фундаментов, технико-экономических показателей участка воздушной линии электропередачи.

    курсовая работа [179,2 K], добавлен 18.04.2012

  • Электропитающие системы и электрические сети

    Особенности построения электропитающих сетей предприятий. Конструктивные элементы воздушных линий: опоры, провода, изоляторы. Типы конструкций опор: промежуточные, анкерные. Расположение проводов на опорах. Свойства проводов и их механическая прочность.

    презентация [2,1 M], добавлен 30.10.2013

  • Передача и распределение электроэнергии

    Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи. Зарядная мощность линий. Мощность трансформаторов на подстанциях. Справочные и расчетные параметры выбранных трансформаторов. Определение расчетных нагрузок узлов. Анализ схемы электрической сети.

    курсовая работа [439,9 K], добавлен 16.01.2013

  • Технология монтажа воздушных линий электропередач

    Общие сведения о воздушных линиях электропередач, типы опор для них. Понятие и классификация изоляторов провода трассы. Особенности процесса разбивки трассы, монтажа проводов и тросов. Характеристика технического обслуживания воздушных линий до 1000 В.

    курсовая работа [35,4 K], добавлен 05.12.2010

  • Технология монтажа воздушной линии электропередачи: основные этапы

    Воздушная линия электропередачи - устройство для передачи электроэнергии по проводам. Конструкции опор, изоляторов, проводов. Особенности проведения ремонта и заземления воздушных линий. Монтаж, ремонт, обслуживание воздушных линий электропередач.

    дипломная работа [64,0 K], добавлен 10.06.2011

  • Расчет режимов работы электрических сетей

    Расчет трансформаторных подстанций, воздушных линий электропередач и кольцевой схемы. Определение потерь напряжений на участках линий, КПД электрической сети для режима наибольших нагрузок. Выбор положения регулировочных ответвлений трансформаторов.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.05.2015

  • Механическая часть воздушных линий электропередач

    Элементы воздушных линий электропередач, их расчет на механическую прочность. Физико-механические характеристики провода и троса. Расчет удельных нагрузок и аварийного режима. Выбор изоляторов и линейной арматуры. Расстановка опор по профилю трассы.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 11.01.2013

  • Проектирование воздушных линий электропередач

    Разработка вариантов схем электрической сети. Определение потокораспределения и выбор сечений проводов воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования подстанции. Выбор и расчет релейной защиты, заземления, молниезащиты.

    курсовая работа [744,2 K], добавлен 11.05.2012

  • Проектирование электрической сети 110 кВ

    Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены