Проектирование районной электрической сети
Варианты схем электрических сетей, их технический анализ. Электрическое оборудование для осуществления надёжного электроснабжения потребителей. Энерго-экономическая характеристика района. Методы регулирования напряжения. Изменение потерь напряжения.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 22.08.2009 |
| Размер файла | 540,7 K |
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.
В эксплуатационные издержки входят:
Суммарные затраты электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:
ИРЭО=РЭО·К, (24)
где РЭО - нормы на обслуживание и ремонт ВЛ, ПС.
Отчисления на амортизацию, включающие отчисления на реновацию и капитальные ремонты:
, (25)
где К - капиталовложения в ВЛ и ПС;
Тсл - срок службы ВЛ и ПС.
Стоимость потерь электроэнергии:
, (26)
где ДW - потери электроэнергии в ВЛ, трансформаторах и компенсирующих устройствах;
- удельная стоимость потерь электроэнергии; в текущем году равен 60.
Покажем нахождение потерь на примере участка УРП-А-Е-УРП в схеме 3.
6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка
Потери электроэнергии на обозначенном участке УРП-А-Е-УРП необходимо начинать с подготовки всех необходимых данных по нему.
С учётом полученных сведений о линиях для нахождения потоков мощностей, проходящих по ним, буду пользоваться сопротивлением линий. Находить потери буду по эффективной и нескомпенсированной мощностям, т.е. по
Тогда мощности выделенных участков в зимний период будут определяться, как:
В летний период потоки мощностей находятся аналогично зимним, но с учетом летних эффективных мощностей.
Потери мощности в трансформаторах на подстанциях, входящих в участок УРП-А-Е-УРП определим по формуле:
где ТЗ (Л) - число часов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);
ТГ - число часов в году; Rтр - активное сопротивление трансформаторов; ДРХХ - потери холостого хода в трансформаторах.
Потери мощности на участках, образующих кольцо:
(27)
Теперь, получив потери в интересующем нас участке, и подставив их значения в формулу (26) можем найти потери в данном кольце.
Таким же образом производится расчёт для каждой схемы до тех пор, пока не будут определены суммарные эксплуатационные издержки и суммарные капиталовложения в проектируемые сети. Результаты расчётов по каждой схеме занесём в таблицу 17.
Таблица 17 - Сравнение двух вариантов по экономическим показателям
|
Показатель |
Схема 3 |
Схема 6 |
|
|
Капиталовложения в подстанции, млн. руб. |
778,8 |
948,9 |
|
|
Капиталовложения в линии, млн. руб. |
867,9 |
836,2 |
|
|
Суммарные капиталовложения, млн. руб. |
1646,7 |
1785 |
|
|
Стоимость потерь электроэнергии, млн. руб. |
32,96 |
28,9 |
|
|
Продолжение таблицы 17 |
|||
|
Эксплуатационные издержки, млн. руб. |
45,1 |
53,2 |
|
|
Издержки на амортизацию, млн. руб. |
82,3 |
89,2 |
|
|
Суммарные издержки, млн. руб. |
160,4 |
171,3 |
|
|
Затраты, млн. руб. |
325 |
350 |
|
|
Себестоимость, |
2,9 |
3,6 |
Разница в затратах между схемами более 5%.
Из расчета видно, что схема 3 имеет меньшие капиталовложения, затраты и издержки. Эта схема проще в управлении, хотя и имеет большую стоимость потерь электроэнергии. Примем эту схему для расчета режимов.
В данном разделе был осуществлен расчет и сравнение экономических показателей двух вариантов схем, были определены приведенные затраты, капиталовложения и стоимость потерь электроэнергии. Сравнивая рассчитанные показатели двух схем, была выбрана наиболее экономичная. Расчет экономических показателей схем в программе MathCAD 11 приведен в приложении Д.
7. Расчёт установившихся режимов
7.1 Общие сведения
В каждой энергосистеме в той или иной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.
К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих в выбранном варианте процессов, относятся:
максимальный зимний режим; расчёт в данном режиме производится по максимальной активной и нескомпенсированной в зимний период реактивной мощностям;
режим летнего минимума, где за основу берутся те же величины, что и в пункте 1, но рассчитанные для летнего режима;
послеаварийный режим, который рассчитывается при обрыве наиболее загруженных участков сети. Начальными данными в этом режиме будут те же значения мощностей, что и в п.1
Данные по выбранным трансформаторам и сечениям ВЛ, необходимые для дальнейшего расчёта, сведём в таблицы 18 и 19.
Таблица 18 - Исходные данные о трансформаторах на подстанциях
|
ПС |
Сведения о трансформаторах |
||||||
|
Rтр, Ом |
Xтр, Ом |
PХ, МВт |
QХ, Мвар |
Gтр, мкСм |
Bтр, мкСм |
||
|
А |
0,87 |
22 |
0,059 |
0,41 |
4,5 |
31 |
|
|
Б |
3,2; 0,48; 0,55 |
59,2; 0; 131 |
0,065 |
0,625 |
1,23 |
11,81 |
|
|
В |
1,4 |
34,7 |
0,036 |
0,26 |
2,7 |
19,66 |
|
|
Г |
2,54 |
55,9 |
0,027 |
0,175 |
2,04 |
13,23 |
|
|
Д |
2,54 |
55,9 |
0,027 |
0,175 |
2,04 |
13,23 |
|
|
Е |
4,38 |
86,7 |
0,019 |
0,112 |
1,44 |
8,45 |
Таблица 19 - Исходные данные по воздушным линиям
|
Участок |
Сведения о линиях |
||||
|
RВЛ, Ом |
XВЛ, Ом |
Вij, мкСм |
QCi, Мвар |
||
|
УРП-Б |
1,62 |
9,07 |
233,3 |
5,56 |
|
|
УРП-А |
7,34 |
24,79 |
172 |
1,04 |
|
|
УРП-Е |
3,67 |
12,39 |
86 |
0,52 |
|
|
Б-Г |
7,78 |
26,24 |
182 |
1,1 |
|
|
Б-Д |
2,9 |
9,79 |
272 |
1,64 |
|
|
Г-В |
5,38 |
9,22 |
56,2 |
0,34 |
|
|
В-Д |
2,59 |
8,75 |
60,7 |
0,37 |
|
|
А-Е |
13,54 |
28,73 |
185 |
1,12 |
Из всех перечисленных выше режимов алгоритм расчёта приведём лишь для режима максимальной зимней нагрузки. Данный режим будет просчитан при помощи программы Mathcad. Расчёты приведём в приложении Д.
7.2 Расчёт установившегося максимального режима
Алгоритм расчёта режима:
Приведем схему выбранного варианта с нанесёнными на неё сечениями проводов и нагрузками на рисунке 3.
Рисунок 3.
Составляем схему замещения (рис.4). Рассчитываем ее параметры, используя параметры, которые уже указаны в таблицах 18 и 19.
Расчет производился по следующим формулам, с помощью справочных данных для трансформаторов и проводов, взятых из /1/ и /5/.
активная проводимость
, мкСм (28)
индуктивная проводимость
, мкСм (29)
ёмкостная проводимость
, мкСм (30)
зарядная мощность линий
, Мвар (31)
Рисунок 4 - Схема замещения для ручного расчёта
Определяем потери мощности в трансформаторах по следующей формуле:
(32)
Находим приведённую, а после и расчётную нагрузку каждого узла, учитывая раздельную работу каждого трансформатора.
Для двух трансформаторов:
Sпр. i= Si+2·Д Sтр. i (33)
Sр. i= Sпр. i - jQci (34)
Определяем потоки и потери мощности в линиях на примере кольца УРП - А-Е-УРП (1`-7-8-1``). Схему замещения кольца укажем на рисунке 5.
Рисунок 5 - Схема замещения кольца УРП - А-Е-УРП (1`-7-8-1``)
Находим потоки мощности, текущие по головным участкам 1`-7 и 1``-8.
Находим точку потокораздела:
Как видно из приведённых формул точкой потокораздела в кольце будет узел А (8) как по активной, так и по реактивной мощности.
Разрезая сеть по точке потокораздела, получим две разомкнутые схемы, рассчитывая которые, находим потоки мощности.
Разомкнутая сеть 1`-7-8`:
Рисунок 6.
Точно по такому же алгоритму находятся потоки мощности в кольце Б-Д-В-Г-Б. Суммарная нагрузка узла 3 (средняя сторона автотрансформатора) равна:
Затем находим потери мощности в обмотках автотрансформатора и потоки мощности протекающие по ним.
Определяем расчетную нагрузку 2 узла:
Рассчитываем разомкнутую сеть 1-2 напряжением 220 кВ.
6) Определяем напряжение в каждом узле. Они находятся при условии, что известны напряжения у источников питания. В данном режиме:
UУРП=1,09Uном кВ
Тогда напряжение узлах 2, 7 и 8 можно найти, как:
Для узлов 4 и 5:
Напряжение узла 6 можно получить с двух сторон:
В задании также определены желаемые напряжения на низкой стороне. Поэтому необходимо определять напряжение на шинах НН. Для этого напряжение низкой стороны надо привести к высокой стороне и найти желаемый коэффициент трансформации. После выбираем номер ответвления РПН, который будет обеспечивать желаемое напряжение на низкой стороне.
Расчёты по остальным режимам выполняются в промышленной программе SDO 6 (схема замещения сети в послеаварийном режиме будет приведена на рисунке 15). Также в ней осуществляется проверка рассчитанного ручным способом режима максимальных нагрузок. Данные по его расчёту сведены в таблицу 20.
Таблица 20 - Данные по расчёту максимального режима ручным способом
|
Подстанция |
Uузла, кВ |
|||||
|
А |
112,2 |
119,4 |
10,2 |
11 |
10,1 |
|
|
Б |
233,6 |
200,6 |
10 |
9 |
10 |
|
|
В |
104,5 |
101,7 |
10,4 |
16 |
10,3 |
|
|
Г |
104,7 |
100,8 |
10,3 |
16 |
10,3 |
|
|
Д |
106,7 |
103,7 |
10,4 |
15 |
10,4 |
|
|
Е |
117 |
114,2 |
10,42 |
10 |
10,5 |
Данные, полученные в результате расчёта программой, занесём в приложение Е курсового проекта.
8. Анализ установившихся режимов
8.1 Анализ напряжений в узлах
Полученные значения напряжений высокой и низкой стороны в узлах схемы сравниваются с номинальными. Разница для высокого напряжения не должна выходить за интервал ±15%, для низкого напряжения ±5%.
Полученные в расчете отклонения сведем в таблицу 21.
Таблица 21 - Анализ отклонения напряжений в узлах
|
ПС |
А |
Б |
В |
Г |
Д |
Е |
|
|
Отклонение напряжения |
Максимальный режим |
||||||
|
ВН |
2,5 |
6,3 |
-4,6 |
-4,5 |
-2,7 |
6,6 |
|
|
НН |
0,8 |
-0,5 |
2,8 |
4 |
4,6 |
4,9 |
|
|
Минимальный режим |
|||||||
|
ВН |
-3,7 |
0,8 |
-7,5 |
-7,4 |
-6 |
-0,7 |
|
|
НН |
0,4 |
0,2 |
2,3 |
3,3 |
3,7 |
5,6 |
|
|
Послеаварийный режим |
|||||||
|
ВН |
-0,5 |
3,9 |
-9,4 |
-7,5 |
-10,8 |
6,1 |
|
|
НН |
1 |
0 |
3 |
3 |
4 |
5 |
Во всех режимах процент отклонений соблюдается во всех узлах.
Расчет отклонений напряжения от номинального приведен в приложении Ж.
8.2 Анализ потерь
Отношение потерь активной мощности к генерируемой мощности не должно превышать 5%. Отношение потерь реактивной мощности к генерируемой с учетом генерации в линиях не должно превышать 25 - 30%.
Расчетные данные поместим в таблицу 22.
Таблица 22 - Оценка потерь мощности
|
Потери |
Максимальный режим |
Минимальный режим |
Послеаварийный режим |
|
|
3 |
2,4 |
8,2 |
||
|
45,4 |
31,8 |
60,5 |
Из таблицы видно, что в максимальном и минимальном режимах потери активной мощности не выходят за допустимые, по реактивной мощности напротив не выдерживаем пределов. В послеаварийном режиме обе составляющие потерь выходят за пределы допустимых.
Расчет анализа потерь мощности приведен в приложении Ж.
8.3 Анализ баланса активной и реактивной мощности
Сумма потребляемой мощности и потерь должна равняться генерируемой мощности.
Расчетные данные по балансу представим в таблице 23.
Таблица - 23 Анализ баланса
|
Параметр |
Максимальный режим |
Минимальный режим |
Послеаварийный режим |
|
|
, МВт |
304 |
211,5 |
321,2 |
|
|
, МВт |
304 |
211,5 |
320,7 |
|
|
, Мвар |
174,4 |
111,1 |
216,9 |
|
|
, Мвар |
174,1 |
110,5 |
215,3 |
Баланс полностью выполняется во всех режимах, т.е. расчет произведен верно.
Определение баланса приведено в приложении Ж.
8.4 Анализ загрузки ВЛ
Анализ загрузки ВЛ производиться по значениям экономической и фактической плотностей тока, при оптимальной загрузке они должны быть почти равными.
Экономическую плотность тока найдем для каждого из сечений по формуле:
,
где I эк. max - максимальный ток, принятый из таблицы в ЭТС для каждого сечения, А;
F - сечение провода, мм2.
Фактическая плотность тока,
,
где Iф - ток протекающий по линии в том или ином режиме, взятый из SDO6, А.
Рассчитанные плотности тока приведены в таблице 24.
Таблица 24 - Анализ загрузки ВЛ
|
Участок |
УРП-Б |
УРП-А |
УРП-Е |
Б-Д |
Б-Г |
Г-В |
В-Д |
А-Е |
|
|
Максимальный режим |
|||||||||
|
, А/мм2 |
0,7 |
1,2 |
1,2 |
1,1 |
1,2 |
0,7 |
1,2 |
0,9 |
|
|
, А/мм2 |
0,7 |
1,1 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
0,1 |
1 |
0,8 |
|
|
Минимальный режим |
|||||||||
|
, А/мм2 |
0,7 |
1,2 |
1,2 |
1,1 |
1,2 |
0,7 |
1,2 |
0,9 |
|
|
, А/мм2 |
0,5 |
0,8 |
0,7 |
0,6 |
0,7 |
0,1 |
0,7 |
0,6 |
|
|
Послеаварийный режим |
|||||||||
|
, А/мм2 |
0,8 |
- |
1,2 |
- |
1,2 |
0,7 |
1,2 |
0,9 |
|
|
, А/мм2 |
1,5 |
- |
2 |
- |
2,6 |
3,6 |
0,7 |
2,6 |
В максимальном режиме загрузка ВЛ нормальна, в минимальном она снижается за счет снижения нагрузки. В послеаварийном режим линии работают почти с двойной загрузкой.
Анализ загрузки ВЛ приведен в приложении Ж.
9. Задание для углубленной проработки. методы регулирования напряжения
Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:
потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети;
неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;
неправильно построенные схемы сетей.
Контроль за отклонениями напряжения проводиться тремя способами:
по уровню - ведется путем сравнения реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями;
по месту в электрической сети - ведется в определенных точках сети, например в начале или конце линии, на районной подстанции;
по длительности существования отклонения напряжения.
Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Исторически развитие методов и способов регулирования напряжения и реактивной мощности происходило от низших иерархических уровней управления энергосистемами к высшим. В частности, в начале использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей - на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжение у потребителей при изменении режима их работы. Регулирование напряжения вначале применялось также непосредственно у потребителей и на энергообъектах (электростанциях, подстанциях).
Эти способы регулирования напряжения сохранились и до настоящего времени и применяются на низших иерархических уровнях автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). С точки зрения высших уровней АСДУ это локальные способы регулирования.
Локальное регулирование напряжения может быть централизованным, то есть проводиться в центре питания (ЦП), и местным, т.е. проводиться непосредственно у потребителей.
Принципиально способы регулирования напряжения можно разделить на две основные группы:
изменение потерь напряжения в элементах сети;
регулирование напряжения на питающем и приемном конце сети - регулирование возбуждения генераторов и коэффициента трансформации трансформаторов с РПН.
Целесообразность применения того или иного способа регулирования напряжения определяется местными условиями в зависимости от протяженности сети и ее схемы, резерва реактивной мощности и т.п.
9.1 Изменение потерь напряжения в сети
Потери напряжения в линиях и трансформаторах зависят от номинального напряжения, нагрузки элемента сети и ее электрического сопротивления. Номинальное напряжение сети выбирают на основании технико-экономических расчетов, поэтому применение повышенных номинальных напряжений только из соображений уменьшения потерь напряжения в сети обычно не оправдывается.
Таким образом, изменять значения потерь напряжения в сети практически возможно только путем изменения сопротивления сети или ее нагрузки.
Практически изменение сопротивления сети связывают с изменением режима напряжений только в двух случаях:
при выборе сечений проводов и жил кабелей по допустимой потере напряжения;
при изменений последовательного включения конденсаторов с воздушной линией.
Последовательно включенные конденсаторы компенсируют часть индуктивного сопротивления линии, тем самым уменьшается реактивная слагающая потерь напряжения в линии и создается как бы некоторая добавка напряжения в сети, зависимая от нагрузки.
Последовательное включение конденсаторов целесообразно лишь при значительной реактивной мощности нагрузки при коэффициенте реактивной мощности tgц>0.75-1. Если коэффициент реактивной мощности близок к нулю, потери напряжения в линии определяются в основном активным сопротивлением и активной мощностью. В этих случаях компенсация индуктивного сопротивления нецелесообразна.
Последовательное включение конденсаторов очень эффективно при резких колебаниях нагрузки, так как регулирующий эффект конденсаторов - величина добавки напряжения - пропорционален току нагрузки и автоматически изменяется практически безынерционно. Поэтому последовательное включение конденсаторов следует применять в воздушных линиях напряжением 35 кВ и выше, питающих резкопеременные нагрузки с относительно низким коэффициентом мощности. Их используют также в промышленных сетях с резкопеременными нагрузками.
Изменение нагрузок сети. Нагрузка сети определяется мощностью, одновременно потребляемой присоединенными к ней потребителей и теряемой в элементах сети. Активная мощность вырабатывается генераторами электростанций, что является наиболее экономичным. В связи с этим оказывается невозможным изменять активную нагрузку сети только ради изменения потерь напряжения в ней.
В противоположность этому реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами электростанций, но и специальными источниками реактивной мощности.
Удельная мощность поперечно включенных батарей конденсаторов, необходимая для повышения напряжения в конце линии на 1%, зависит от номинального напряжения и индуктивного сопротивления передачи.
9.2 Регулирование напряжения
Регулирование возбуждения генераторов электростанций позволяет изменять напряжение в сети в относительно небольших пределах. Генератор выдает номинальную мощность при отклонениях напряжения на его выводах не более ± 5% от номинального. При больших отклонениях мощность генератора должна быть снижена. Практически этот способ регулирования может обеспечить необходимый режим напряжения для близлежащих потребителей, питающихся от шин генераторного напряжения электростанции.
Изменение коэффициента трансформации трансформаторов, автотрансформаторов под нагрузкой при наличие встроенного устройства для регулирования напряжения. При этом коэффициент трансформации можно менять в широких пределах.
Различают централизованное (проводится в центре питания) и местное (проводится у потребителей) регулирование напряжения.
В курсовом проекте регулирование напряжения осуществлялось на понижающих подстанциях сети при помощи регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН), установленных на двухобмоточных трансформаторах. Одна часть ответвлений витков в таких трансформаторах включена согласно с основной обмоткой, другая - встречно. При присоединении контактов к виткам ответвлений, включенным согласно, добиваются увеличения напряжения, к включенным встречно - понижения. Преимущество такого регулирования состоит в том, что трансформатор при этом не отключают от сети.
Также напряжение можно регулировать при помощи трансформаторов без регулирования под нагрузкой (ПБВ). Однако такой способ приводит к вынужденному отключению от сети, а значит и к перерыву в электроснабжении потребителей, что крайне нежелательно. В связи с этим изменение коэффициента трансформации производят крайне редко, например при сезонном изменении нагрузки. Для них очень важно правильно выбрать коэффициент трансформации таким образом, чтобы режим напряжений при изменениях нагрузок был по возможности наилучшим Поэтому способ регулирования напряжения при помощи ПБВ в данном курсовом проекте не рассматривался.
В отдельных линиях или группе линий для регулирования напряжения пользуются линейными регулировочными (ЛР) и последовательными регулировочными трансформаторами. Так, они применяются при реконструкции уже существующих сетей, в которых используются трансформаторы без регулировки под нагрузкой. В этом случае для регулирования напряжения на шинах подстанции ЛР включаются последовательно с нерегулируемым трансформатором. Для регулирования напряжения на отходящих линиях линейные регуляторы включаются непосредственно в линии.
При помощи трансформаторов с РПН достаточно просто и экономично осуществляется встречное регулирование напряжения на шинах подстанции.
Выбор коэффициентов трансформации двухобмоточных трансформаторов производится в соответствии с принципиальной схемой. Нагрузка трансформатора характеризуется полной мощностью S и коэффициентом мощности cosц или активной и реактивной мощностью. Трансформатор характеризуется номинальной мощностью Sном. т, номинальными напряжениями регулировочных ответвлений первичной обмотки UномI, номинальным напряжением вторичной обмотки UномII и номинальным коэффициентом трансформации:
Напряжение на первичной стороне трансформатора U1, на вторичной U2.
Допустим, что из расчета или на основании измерений известно напряжение U1 на стороне первичного напряжения трансформатора. Известно также напряжение U2жел, которое желательно иметь на вторичной стороне трансформатора. Требуется выбрать коэффициент трансформации трансформатора или подобрать номинальное напряжение соответствующего регулировочного ответвления на первичной обмотке трансформатора при заданной его нагрузке.
Определяем потерю напряжения ДUт в трансформаторе, например при приведении к стороне ВН трансформатора. Вычитая ДUт из U1, получаем напряжение на вторичной стороне трансформатора, приведенное к первичной стороне и соответствующее режиму нагрузок:
Желаемое значение напряжения на вторичной стороне трансформатора
Откуда может быть найдено расчетное значение регулировочного ответвления первичной обмотки:
Заключение
С помощью данных на проект была спроектирована электрическая сеть для электроснабжения пунктов с различной структурой электропотребления и режимом работы.
Зная только взаимное расположение потребителей и их максимальную нагрузку, с учетом значимых требований были составлены 10 вариантов конфигурации сети. Из них были отобраны 4 схемы наиболее рациональные по ряду признаков и произведен их технический анализ.
По суммарной длине трасс ВЛ, количеству выключателей и числу ступеней трансформации были отобраны 2 схемы, которые были оценены по минимуму приведенных затрат. Одна из схем (с минимальными капиталовложениями) была принята к дальнейшей разработке. Были просчитаны максимальный (ручным расчетом и в SDO6), минимальный и послеаварийный (в SDO6) режимы.
На шинах НН с помощью регулирования напряжения было достигнуто желаемое его значение, тем самым обеспечены требования к качеству электроэнергии.
Анализ режимов позволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившихся режимах.
Полученная сеть электроснабжения наиболее рациональна как по экономическим, так и техническим требованиям.
Библиографический список
1. Блок В.М. Электрические сети и системы. М.: Высшая школа, 1986.
2. Веников В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 216 с.
3. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии: М.: Энергоатомиздат, 1986.
4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети/ В.И. Идельчик. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.
5. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
6. Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети/ Поспелов Г.Е., Федин В.Т. - Мн. .: Выш. Шк., 1988. - 308 с.
7. Правила устройства электроустановок: Справочник / С.Г. Королев, А.Ф. Акимкин и др. - М.: Энергоатомиздат, 2001. - 652 с.
8. Рожков Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций/ Л.Д. Рожков, В.С. Козулина. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.
9. Савина Н.В. Электрические сети в примерах и расчетах/ Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. - Благовещенск: Издательство АмГУ, 1999. - 238 с.
10. Справочник по проектированию электроэнергетических систем: Справочник / С.С. Рокотян, И.М. Шапиро и др. - М.: Энергия, 1977. - 288 с.
11. Файбисович Д.Л. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 - 1150 кВ/ Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г. - М.: Фолиум, 2003.
12. Экономика промышленности т.2: Учебник /, А.Б. Кожевников и др. - М.: Экономика, 2001 350 с.
13. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред.В.Г. Герасимов и др. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 964 с.
Подобные документы
Характеристика района проектирования электрической сети. Анализ источников питания, потребителей, климатических условий. Разработка возможных вариантов конфигураций электрической сети. Алгоритм расчета приведенных затрат. Методы регулирования напряжения.
курсовая работа [377,2 K], добавлен 16.04.2011Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010Проектирование электрической сети, напряжением 35–110 кВ, предназначенной для электроснабжения промышленного района содержащего 6 предприятий или населенных пунктов. Воздушные линии электропередачи на железобетонных опорах. Выбор напряжения сети.
курсовая работа [442,8 K], добавлен 12.01.2013Составление 3-х вариантов конфигурации схемы районной электросети. Осуществление ориентировочного выбора напряжения на каждом участке. Решение вопроса обеспечения потребителей качественной электроэнергией (проект "встречного" регулирования напряжения).
дипломная работа [1,6 M], добавлен 19.04.2012Определение параметров режима дальней электропередачи сверхвысокого напряжения и проектирование районной электрической сети. Роль электропередач в современной электроэнергетике. Выбор рациональной схемы сети. Выбор трансформаторов и расчет потерь в них.
дипломная работа [690,8 K], добавлен 29.03.2009Характеристика потребителей, сведения о климате, особенности внешнего электроснабжения. Систематизация и расчет электрических нагрузок. Выбор напряжения распределительной сети, трансформаторных подстанций и трансформаторов, схем электроснабжения.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 06.10.2012Разработка конфигураций электрических сетей. Расчет электрической сети схемы. Определение параметров для линии 10 кВ. Расчет мощности и потерь напряжения на участках сети при аварийном режиме. Точка потокораздела при минимальных нагрузках сети.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 14.04.2011Проектирование схем электроснабжения небольших районов. Разработка рекомендаций по снижению потерь и улучшению качества напряжения. Программа расчета режимов сетей и токов короткого замыкания. Аварийные режимы для выбора коммутационных аппаратов.
дипломная работа [5,4 M], добавлен 28.09.2014Особенности распределения мощности по закону Кирхгофа. Тип, мощность и места установки компенсирующих устройств. Характеристика силовых трансформаторов понизительных подстанций. Анализ регулирования напряжения в электрической сети в максимальном режиме.
курсовая работа [405,3 K], добавлен 20.06.2010Методика учета потерь на корону. Зависимость потерь на корону от напряжения для линии электропередачи при заданных метеоусловиях. Расчет и анализ исходного режима без учета короны. Схемы устройств регулирования напряжения в электрических сетях.
дипломная работа [7,7 M], добавлен 18.03.2013
