Проект электрической сети с напряжением в 110 кВ

Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электрической подстанции. Определение приведенной и расчетной нагрузок подстанции. Предварительный расчет электрической сети: расчет и выбор сечения проводов, схем подстанции. Определение капитальных затрат.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 18.06.2011
Размер файла 216,7 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • 1. Исходные данные
  • 2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи
  • 2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции 110/35/10
  • 2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции 110/10/6
  • 3. Определение приведенной нагрузки подстанции
  • 3.1 Определение приведенной нагрузки подстанции 110/35/10
  • 3.2 Определение приведенной нагрузки подстанции 110/10/6
  • 4. Определение расчетной нагрузки подстанции
  • 4.1 Определение расчетной нагрузки первого варианта
  • 4.2 Определение расчетной нагрузки для второго варианта
  • 5. Предварительный расчет электрической сети в двух вариантах
  • 5.1 Расчет и выбор сечения проводов для первого варианта
  • 5.2 Расчет и выбор сечения проводов второго варианта
  • 6. выбор схем подстанции
  • 6.1 Выбор схем подстанции для первого варианта
  • 6.2 Выбор схем подстанции для второго варианта
  • 7. технико-экономическое сравнение двух вариантов электрической сети и выбор оптимального варианта
  • 7.1 Капитальные затраты
  • 4.1.1 Стоимость сооружения линий
  • 7.1.2 Капитальные затраты на сооружение сети
  • 7.2 Ежегодные эксплуатационные расходы
  • 7.2.1 Стоимость потерянной электроэнергии в линии
  • 7.3 Ущерб при отключении
  • 8. Окончательный электрический расчет принятого варианта сети
  • 8.1 Максимальный режим
  • 8.2 Минимальный режим
  • 9. Определение мощности в начале линии с учетом потерь мощности в линии
  • 9.1 Максимальный режим
  • 9.2 Минимальный режим
  • 10. Определение напряжения в отдельных точках сети
  • 10.1 Максимальный режим
  • 10.2 Минимальный режим
  • 11. Выбор рабочих коэффициентовтрансформации подстанции
  • Список использованных источников

1. Исходные данные

План расположения нагрузок

Система

Размещено на http://www.allbest.ru/

Т мах =6200 час

S min = 0.8 Sмах

Напряжение на шинах системы принимается:

в режиме максимальных нагрузок 118 кВ;

в режиме минимальных нагрузок 119 кВ;

Электрическая сеть сооружается в Республике Башкортостан 2011г.

2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции 110/35/10

Размещено на http://www.allbest.ru/

S10= 38+j24 МВА

Рисунок 2.1 - Структурная схема подстанции 110/35/10.

Согласно нормам технического проектирования (НТП) на подстанции устанавливаются два трансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них /5/.

Для выбора мощности трансформатора подсчитывается S МАХ по формуле:

S МАХ = v Р2 МАХ + Q2 МАХ, (2.1)

где: Р МАХ - активная максимальная нагрузка, МВт

Q МАХ - реактивная максимальная нагрузка, МВар

S МАХ = v 722 + 442 = 84,38 МВА

Трансформатор выбирается по следующим условиям:

U НВН ? U УСТ,

115 кВ >110 кВ

U НСН ? U УСТ,

38,5 кВ >35 кВ

U ННН ? U УСТ,

11 кВ >10 кВ

S НT ? 0.7 S МАХ,

63 МВА >59,07 МВА

Согласно НТП трансформатор на подстанции должен выбираться с учетом перспективного развития на ближайшие 5 лет. Исходя из этого, определяется коэффициент загрузки трансформатора при аварийном отключении одного из них.

S МАХ

К загр = - -- - ? 1,3 ч 1,4 (2.2)

S НT

84,38

К загр = - -- - = 1,34 < 1,3 ч 1,4

63

Так как коэффициент загрузки не превышает 1,3 ч 1,4, то оставляется выбранный трансформатор типа ТДТН - 63000/110. Технические характеристики трансформатора приведены в таблице 2.1.

электрическая сеть напряжение трансформатор

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции 110/10/6

Рисунок 2.2 - Структурная схема подстанции 110/10/6.

Для выбора мощности трансформатора подсчитывается S МАХ по формуле (2.1)

S МАХ = v 42 2 + 28 2 = 50,48 МВА

Трансформатор выбирается по следующим условиям:

U НВН ? U УСТ,

115 кВ >110 кВ

U НСН ? U УСТ,

11 кВ >10 кВ

U ННН ? U УСТ,

6,6 кВ >6 кВ

S НT ? 0.7 S МАХ

40 МВА >35,34 МВА

Определяется коэффициент загрузки трансформатора при аварийном отключении одного из них по формуле (2.2):

50,48

К загр = - -- - = 1,26 < 1,3 ч 1,4

40

Так как коэффициент загрузки не превышает 1,3 ч 1,4, то оставляется выбранный трансформатор типа ТДТН - 40000/110 /2/. Технические характеристики трансформаторов представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические характеристики трансформаторов связи.

№ ПС

Тип

тр-ра

S НОМ, МВА

U, кВ

Uкз, %

Потери, кВт

Iхх, %

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

к

х

ПС-1

110/10/6

ТДТН

40

115

11

6,6

10,5

17,5

6,5

200

39

0,6

ПС-2

110/35/10

ТДТН

63

115

38,5

11

10,5

18

7

290

53

0,55

3. Определение приведенной нагрузки подстанции

Приведенной к стороне высокого напряжения нагрузка подстанции равна заданной нагрузке с шин среднего и низкого напряжения подстанции плюс потери мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформатора.

Для определения приведенной нагрузки подстанции необходимо на каждый трансформатор составить схему замещения и подсчитать сопротивления потерь. В целях ограничения токов короткого замыкания, расчет ведется на один трансформатор.

3.1 Определение приведенной нагрузки подстанции 110/35/10

Рисунок 3.1 - Схема замещения трансформатора ТДТН - 63/110.

Потери в меди:

Iхх •S ном

Qм = - --- - (3.1)

100 %

Где Iхх - ток холостого хода, А.

0,55 • 63

Qм = - -- - = 0,347 МВар

100 %

Активное сопротивление трансформатора:

к • Uном 2

Rт = - --- - (3.2)

S ном 2

Где ?Рк - потери короткого замыкания, Вт.

290 • 115 2

Rт = - -- - = 0,97 Ом

63 2

R1 = R2 = R3 = 0,5 Rт

R1 = R2 = R3 = 0,5 • 0,97 = 0,485 Ом

Индуктивное сопротивление трансформатора:

Uкз % U2 ном

хт = - · - --, (3.3)

100% S нт

Где Uкз % - напряжение короткого замыкания, Вт;

Uкз1 =0,5 (Uкз1-2 + Uкз1-3 - Uкз2-3)

Uкз2 = 0,5 (Uкз2-1 + Uкз2-3 - Uкз1-3)

Uкз3 = 0,5 (Uкз3-1 + Uкз3-2 - Uкз2-1)

Uкз1 = 0,5 (10,5 + 18 - 7) = 10,75 %

10,75 1152

х т1 = - · - = 22,57 Ом

100% 63

Uкз2 = 0,5 (7 + 10,5 - 18) = 0, х т2 = 0, Uкз3 = 0,5 (18 + 7 - 10,5) = 7,25 %

7,25 1152

х т3 = - · - = 15,22 Ом

100% 63

Активные и реактивные потери:

Р2 + Q2

?Р = - -- - · Rт (3.4)

Uном 2

Р2 + Q2

? Q = - -- - · хт (3.5)

Uном 2

192 + 122

10 = - -- - · 0,485 = 0,0185 МВт

115 2

192 + 122

?Q 10 = - -- - · 15,22 = 0,5812 МВар

115 2

172 + 102

35 = - -- - · 0,485 = 0,0143 МВт

115 2

172 + 102

?Q 35 = - -- - · 0 = 0

115 2

S110 = S35 + S10

S110 = 19 + j12 + 17 + j10 = 36 + j22

362 + 222

110 = - -- - · 0,485 = 0,0652 МВт

115 2

362 + 222

?Q 110 = - -- - · 22,57 = 3,0378 МВар

115 2

Для определения приведенной нагрузки подстанции ПС №2 в максимальном и минимальном режимах составляется таблица 3.1.

Sмин = 0,8 Sмах (3.6)

мин = (0,8 ?Р мах) 2 = 0,64 ?Р мах (3.7)

Таблица 3.1 - Приведенная нагрузка подстанции110/35/10.

Показатели

Максимальный режим

Минимальный режим

Р, МВт

Q, МВар

Р, МВт

Q, МВар

Мощность, потребляемая с шин НН одного трансформатора

19,0

12,0

15,2

9,6

Потери мощности в сопротивлениях обмотки НН одного трансформатора 10 кВ

0,0185

0,5812

0,0118

0,3720

Мощность в начале обмотки НН одного трансформатора 10 кВ

19,0185

12,5812

15,2148

10,065

Мощность потребляемая с шин СН одного трансформатора 35 кВ

17,0

10,0

13,6

8,0

Потери мощности в сопротивлениях обмотки СН одного трансформатора 35 кВ

0,0143

0

0,0092

0

Мощность в начале обмотки СН одного трансформатора 35 кВ

17,0143

10

13,6114

8,0

Мощность в конце обмотки 110 кВ

36,0328

22,5812

28,826

18,065

Потери мощности в сопротивлениях обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ

0,0652

3,0378

0,0417

1,9442

Мощность в начале обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ

36,098

25,619

28,8784

20,4952

Потери мощности в проводимостях трансформатора

0,053

0,347

0,053

0,347

Мощность поступающая в один трансформатор

36,151

25,966

28,921

20,773

Мощность поступающая в два трансформатора (приведенная нагрузка подстанции)

72,302

51,932

57,842

41,546

3.2 Определение приведенной нагрузки подстанции 110/10/6

Рисунок 3.2 - Схема замещения трансформатора ТДТН-40/110.

Потери в меди определяются по формуле (3.1):

0,6 • 40

Qм = - -- - = 0,24 МВар

100 %

Активные сопротивления трансформатора определяются по формуле (3.2):

200 • 115 2

Rт = - -- - = 1,65 Ом

40 2

R1 = R2 = R3 = 0,5 • 1,65 = 0,83 Ом

Индуктивные сопротивления трансформатора определяются по формуле (3.3):

Uкз1 = 0,5 (10,5 + 17,5 - 6,5) = 10,75 %

10,75 1152

х т1 = - · - = 35,54 Ом

100% 40

Uкз2 = 0,5 (6,5 + 10,5 - 17,5) = 0

х т2 = 0

Uкз3 = 0,5 (17,5 + 6,5 - 10,5) = 6,25 %

6,25 1152

х т3 = - · - = 22,32 Ом

100% 40

Активные и реактивные потери определяются по формулам (3.4) и (3.5):

62 + 42

6 = - -- - · 0,83 = 0,0033 МВт

115 2

62 + 42

?Q 6 = - -- - · 22,32 = 0,0878 МВар

115 2

152 + 102

10 = - -- - · 0,83 = 0,0203 МВт

115 2

152 + 102

?Q 10 = - -- - · 0 = 0

115 2

S110 = S6 + S10

S110 = 6 + j4 + 15 + j10 = 21 + j14

212 + 142

110 = - -- - · 0,83 = 0,040 МВт

115 2

212 + 142

?Q 110 = - -- - · 35,54 = 1,7118 МВар

115 2

Для определения приведенной нагрузки подстанции ПС №1 в максимальном и минимальном режимах составляется таблица 3.2.

Таблица 3.2 - Приведенная нагрузка подстанции110/10/6.

Показатели

Максимальный режим

Минимальный режим

Р, МВт

Q, МВар

Р, МВт

Q, МВар

Мощность, потребляемая с шин НН одного трансформатора

6,0

4,0

4,8

3,2

Потери мощности в сопротивлениях обмотки НН одного трансформатора 6 кВ

0,0033

0,0878

0,021

0,0562

Мощность в начале обмотки НН одного трансформатора 6 кВ

6,0033

4,0878

4,803

3,2702

Мощность потребляемая с шин СН одного трансформатора 10 кВ

15,0

10,0

12,0

8,0

Потери мощности в сопротивлениях обмотки СН одного трансформатора 10 кВ

0,0203

0

0,013

0

Мощность в начале обмотки СН одного трансформатора 10 кВ

15,0203

10,0

12,016

8,0

Мощность в конце обмотки 110 кВ

21,0236

14,0878

16,8189

11,2702

Потери мощности в сопротивлениях обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ

0,040

1,7118

0,0256

1,0956

Мощность в начале обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ

21,0636

15,7996

16,8509

12,6397

Потери мощности в проводимостях трансформатора

0,039

0,24

0,039

0,24

Мощность поступающая в один трансформатор

21,1026

16,0396

16,8821

12,8317

Мощность поступающая в два трансформатора (приведенная нагрузка подстанции)

42, 205

32,079

33,764

25,663

4. Определение расчетной нагрузки подстанции

Расчетная нагрузка подстанции равна приведенной нагрузке минус половина зарядной мощности линии подходящая к шинам высокого напряжения подстанции. Приближенно можно считать, что один километр воздушной линии 110 кВ генерирует примерно 38 кВар реактивной мощности /1/. Составляется два варианта схем электрической сети. Потребители на ПС-1 и ПС-2 являются потребителями I и II категории, поэтому их необходимо запитывать не менее чем от двух источников питания. Варианты электрических схем сети составляются с учетом величины нагрузки подстанции, и ее удаленности от источника питания.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.1 - Электрическая схема сети первого варианта.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.2 - Электрическая схема сети для второго варианта.

4.1 Определение расчетной нагрузки первого варианта

Подстанция 110/35/10:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.3 - Подстанция №2 (110/35/10).

Зарядная мощность линии:

QC = QCO • ? (4.1)

QC = 0,038 (35 + 50 • 2) = 5,13МВар

S мах расч = S прив мах - Ѕ QC (4.2)

S мах расч = 72,302 + j51,932 - Ѕ j 5,13 = 72,302 + j 49,367

S мин расч = S прив мин - Ѕ QC (4.3)

S мин расч = 57,842+ j 41,546 - Ѕ j 5,13 = 57,842 + j 38,981

Подстанция 110/10/6:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.4 - Подстанция №1 (110/10/6).

QC = 0,038 (48 • 2 + 35) = 4,978 МВар

S мах расч = 42, 205 + j32,079 - Ѕ j 4,978 = 42, 205 + j 29,590

S миин расч = 33,764 + j 25,663 - Ѕ j 4,978 = 33,764 + j 23,174

4.2 Определение расчетной нагрузки для второго варианта

Подстанция 110/35/10:

QC = 0,038 (35 • 2 + 50 • 2) = 6,46 МВар

S мах расч = 72,302 + j51,932 - Ѕ j 6,46 = 72,302 + j 48,702

S мин расч = 57,842 + j 41,546 - Ѕ j 6,46 = 57,842 + j 38,316

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.5 - Подстанция №2 (110/35/10).

Подстанция 110/10/6:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.6 - Подстанция №1 (110/10/6).

QC = 0,038 (35 • 2) = 2,66 МВар

S мах расч = 42, 205+ j32,079 - Ѕ j 2,66 = 42, 205 + j 30,749

S мин расч = 33,764 + j 25,663 - Ѕ j 2,66= 33,764 + j 24,333

5. Предварительный расчет электрической сети в двух вариантах

5.1 Расчет и выбор сечения проводов для первого варианта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.1 - Структурная схема первого варианта.

Мощность, вытекающая из источника питания:

i • ? i

Р = - ----, (5.1)

?? АВ

? Qi • ? i

Q = - ----, (5.2)

?? АВ

42, 205 • 60 + 72,302 • 25

РА = - -------- - = 51,665 МВт

84

25,590 • 60 + 49,367 • 25

QА = - -------- - = 35,828 МВар

84

72,302 • 59 + 42, 205 • 24

РВ = - -------- - = 62,842 МВт

84

49,367 • 59 + 29,590• 24

QВ = - -------- - = 43,129 МВар

84

Проверка:

51,665+62,842 = 42, 205+72,302

114,507 МВт = 114,507 МВт

35,828+43,129 = 29,590+49,367

78,957 МВар = 78,957 МВар

Токи на всех участках сети:

vP 2 + Q 2

I = - --------------------, (5.3)

v3 • U

v 51,665 2 + 35,8282

IА-1 = - ----------------------- - = 315,64 А

v3 • 115

v 9,46 2 + 6,238 2

I1-2 = - ------------------------- - = 57,13 А

v3 • 115

v 62,842 2 + 43,129 2

I2-В = - ------------------------- - = 407,83 А

v3 • 115

Сечение проводов по экономической плотности тока:

I мах

FЭ = - ----, (5.4)

jЭ

где jЭ - экономическая плотность тока;

jЭ = 1 А/мм2 /3/.

Так как цепь двухцепная, то сечение проводников делим на два:

315,64

FА-1 = - -- - = 157,82 мм2

1•2

57,138

F1-2 = ------- = 57,13 мм2

1

407,83

F2-В = ------- = 203,92 мм2

1•2

На участке А-1 принимается провод 2 АС - 185/29, Iдоп = 510 А.

Iмах ? Iдоп

315,64 А < 2•510 А

На участке 1-2 принимается провод АС - 150/24, Iдоп = 450 А

Iмах ? Iдоп

57,13 А < 450 А

На участке 2-В принимается провод 2 АС - 240/32, Iдоп = 605 А

Iмах ? Iдоп

407,83 А < 2•605 А

Выбранные сечения проводов проверяются в аварийном режиме, отключением одного из источников питания

При отключении источника питания В, участок А-1 (рисунок 5.2):

v 114,507 2 + 78,957 2

IА-1= - ------- - = 698,28 А

v3 • 115

IАВАР ? Iдоп

698,28 А < 2•510

так как выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на участке А-1 оставляется провод 2 АС - 185/29.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.2 - Структурная схема при отключении источника питания В.

При отключении источника питания А, участок 2-В (рисунок 5.3):

v 114,507 2 + 78,957 2

I2-В= - ------- - = 698,28 А

v3 • 115

IАВАР ? Iдоп, 698,28 А < 2•605 А

так как выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на участке 2-В оставляется провод 2 АС - 240/32.

Рисунок 5.3 - Структурная схема при отключении источника питания А.

Проверяется выбранное сечение провода в аварийном режиме на участке 1-2:

v 72,302 2 + 49,367 2

I1-2 = - ------------------------ - = 439,52 А

v3 • 115

IАВАР ? Iдоп

439,52 А < 450 А

так как выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на участке 1-2 оставляется выбранное сечение АС - 150/24.

Сопротивления на каждом участке сети:

R = r0 ? (5.5)

Х = х0 ? (5.6)

На участке А-1: RА-1 = 0,159 • 48 = 7,632 Ом,

ХА-1 = 0,396 •48 = 19,008 Ом,

На участке 1-2: R1-2= 0, 194 • 35 = 6,79 Ом,

Х1-2 = 0,404 • 35 = 14,14 Ом

На участке 2-В: R2-В= 0,118 • 50 = 5,9 Ом,

Х2-В = 0,391 • 50 = 19,55 Ом

Результаты расчетов сводятся в таблицу 5.1

Таблица 5.1 - Технические данные проводов первого варианта.

Участок

?, км

Марка провода

r0, Ом

х0, Ом

R, Ом

Х, Ом

Rэкв, Ом

Хэкв, Ом

А-1

48

2АС-185/29

0,159

0,396

7,632

19,008

3,816

9,504

1-2

35

АС-150/24

0, 194

0,404

6,79

14,14

6,79

14,14

2-В

50

2АС-240/32

0,118

0,391

5,9

19,55

2,95

9,775

5.2 Расчет и выбор сечения проводов второго варианта

Определяются мощности на участках сети, согласно рисунка 5.4:

На участке 1-2: 42, 205+j30,749;

На участке А-1: 114,507+ j79,451.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.4 - Структурная схема второго варианта.

Токи на всех участках сети определяются по формуле (5.3):

v 114,507 2 + 79,4512

IА-1 = - ------- - = 699,69 А

v3 • 115

v 42, 2052 + 30,749 2

I1-2 = - ------- - = 262,15 А

v3 • 115

Сечение проводов по экономической плотности тока определяется по формуле (5.4):

так как две линии, то:

699,69

FА-1 = ------------- = 349,84 мм2

1•2

262,15

F1-2 = -------------- = 131,08 мм2

1•2

На участке А-1 принимается провод 2 АС - 400/22, Iдоп =830 А.

Iмах ? Iдоп

699,69 А < 2•830 А

На участке 1-2 принимается провод 2 АС - 150/24, Iдоп = 450А.

Iмах ? Iдоп

262,15 А < 2•450 А

На каждом участке сети рассчитываются сопротивления соответственно по формулам (5.5) и (5.6):

На участке А-1: RА-1 = 0,073•50 = 3,65 Ом,

ХА-1 = 0,370•50 = 18,5 Ом,

На участке 1-2: R1-2= 0, 194•35 = 6,79 Ом,

Х1-2 = 0,404•35 = 14,14Ом

Результаты расчетов сводятся таблицу 5.2

Таблица 5.2 - Технические данные проводов второго варианта.

Участок

?, км

Марка провода

r0, Ом

х0, Ом

R, Ом

Х, Ом

Rэкв, Ом

Хэкв, Ом

А-1

50

2АС-400/22

0,073

0,370

3,65

18,5

1,825

9,25

1-2

35

2АС-150/24

0, 194

0,404

6,79

14,14

3,395

7,07

6. выбор схем подстанции

6.1 Выбор схем подстанции для первого варианта

Система 110 кВ. Согласно НТП /5/ выбирается схема с двумя рабочими и обходной системой шин. В этой схеме обе системы шин являются рабочими и нормально находятся под напряжением. Одна линия подключается к одной системе шин, другая к другой системе шин, такое подключение называют фиксированным. Обходная система шин вместе с обходным выключателем служит для вывода в ремонт любого из выключателей. Наличие вилки из двух линейных разъединителей позволяет переводить с одной системы шин на другую, то есть выводить систему в ремонт без погашения присоединений.

Подстанция №1 (110/10/6)

На 110 кВ применятся схема с одной рабочей и обходной системой шин Данная схема применяется в РУ 110 кВ с небольшим присоединением. В данном случае два трансформатора и три линии (в соответствии с НТП п.1.7.1 и 1.7.4 /5/).

На 10 кВ применятся схема с одной секционированной выключателем система шин. Достоинствами схемы являются простота, наглядность, достаточно высокая надежность. Авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей, вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе. На подстанциях секционный выключатель в нормальном режиме отключен, с целью ограничения токов короткого замыкания.

На 6 кВ применяется схема одна секционированная система шин.

Подстанция №2 (110/35/10)

На 110 кВ применяется схема с одной рабочей и обходной системой шин. Данная схема применяется в РУ 110 кВ с небольшим присоединением. В данном случае два трансформатора и три линии (в соответствии с НТП п.1.7.1 и 1.7.4 /5/).

На 35 кВ применяется схема одна секционированная выключателем система шин.

На 10 кВ применяется схема одна секционированная система шин.

6.2 Выбор схем подстанции для второго варианта

Система 110 кВ. Применяется схема аналогично первому варианту - с двумя рабочими и обходной системой шин.

Подстанция № 1 (110/10/6)

На 110 кВ применяется схема мостик с выключателями.

На 10 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна секционированная выключателем система шин.

На 6 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна секционированная система шин.

Подстанция №2 (110/35/10)

На 110 кВ применяется схема аналогично первому варианту с одной рабочей и обходной системой шин.

На 35 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна секционированная выключателем система шин.

На 10 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна секционированная система шин.

7. технико-экономическое сравнение двух вариантов электрической сети и выбор оптимального варианта

Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат:

З = С + Рн К + У (7.1)

Где С - стоимость ежегодных эксплуатационных расходов, тыс. руб;

Рн - нормативный коэффициент эффективности, тыс. руб;

Рн = 0,12 /9/;

К - капитальные затраты, тыс. руб;

У - ущерб от перерыва в электроснабжении, тыс. руб.

7.1 Капитальные затраты

К = Кл + Коб (7.2)

где Кл - стоимость сооружения линий, тыс. руб;

Коб - капитальные затраты на сооружение сети, тыс. руб.

4.1.1 Стоимость сооружения линий

Кл = К1км ? (7.3)

Таблица 7.1 - Стоимость сооружения линии.

варианта

Участок

Марка провода

Длина, ?, км

Стоимость,

тыс. руб

л, тыс. руб

К1км

Куч-ка

I

А-1

2АС-180/29

48

1100

52800

133725

1-2

АС-150/24

35

585

20475

2-В

2АС-240/32

50

1200

60000

II

А-1

2АС-400/22

50

2065

103250

138250

1-2

2АС-150/24

35

1000

35000

7.1.2 Капитальные затраты на сооружение сети

В этом случае учитываются только те ячейки, на которые варианты различаются:

Таблица 7.2 - Сравнение двух вариантов по затратам на сооружение сети.

Вариант№1

Вариант№2

Система

Схема с двумя рабочими и обходной системой шин:

Кяч = 2 х 1750 тыс. руб

Кяч = 3500

Схема с двумя рабочими и обходной системой шин:

Кяч = 0

Подстанция - 2

Схема с одной рабочей и обходной системой шин:

Кяч =0

Схема с одной рабочей и обходной системой шин:

Кяч = 1750

Подстанция - 1

Схема с одной рабочей и обходной системой шин

Коб = 7000 тыс. руб

Схема мостик с выключателями:

Коб =6000 тыс. руб

Коб =7000 тыс. руб.

Коб = 7750 тыс. руб.

Итого капитальные затраты составляют:

К1вариант = 133725 +7000 = 140725 тыс. руб

К2вариант = 138250 + 7750 = 146000 тыс. руб.

7.2 Ежегодные эксплуатационные расходы

С = С1 + С2 + С3 (7.4)

где С1 - стоимость потерянной электроэнергии в линии за год, тыс. руб;

С 2 - отчисления на амортизацию, тыс. руб;

С3 - отчисления на текущий ремонт и содержание эксплуатационного

персонала, тыс. руб;

7.2.1 Стоимость потерянной электроэнергии в линии

С1 = в ?Wгод (7.5)

где в - себестоимость выработанной электроэнергии;

в = 1,0 руб/ кВт. ч

?Wгод - количество потерянной электроэнергии в линии за год, кВт*ч.

2 +Q2) Rэкв

?Wгод = - --- - ф (7.6)

U2

где - время максимальных потерь.

С2 + С3 = 3,5% Кл+8%Коб (7.7)

Расчет ведется для каждого варианта:

Первый вариант:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7.1 - Структурная схема сети первого варианта.

3.816 (51,6652+35,8282)

?Wгод А-1 = - -------- - · 5200= 5931079 кВт ч

115 2

6,79 (9,462+6,2382)

?Wгод 1-2 = - ------- - · 5200 = 342812 кВт ч

115 2

2,95 (62,8422+43,1292)

?Wгод 2-В = - -----------· 5200 = 6738264 кВт ч

1152

?Wгод = 5931079 +342812 +6738264 = 13012155 кВт ч

С1 = 1,0 • 13012155 = 13012 тыс. руб/ кВт ч

С2 + С3 = 3,5% 133725 + 8% 7000 = 5240 тыс. руб

С1варианта = 13012 + 5240 = 18252 тыс. руб

Второй вариант:

1,825 (114,5072+79,4512)

?Wгод А-1 = - ---------- - · 5200 = 7637537 кВт ч

1152

3,395 (42, 2052+30,7492)

?Wгод 1-2 = - -----------· 5200 = 3639945кВт ч

1152

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7.2 - Структурная схема сети второго варианта.

?Wгод = 7637537+3639945 = 11277482 кВт ч

С1 = 1,0 • 11277482 = 11277 тыс. руб/ кВт ч

С2 + С3 = 3,5% 138250 + 8% 7750 = 5459 тыс. руб

С2варианта = 11277 +5459 = 16736 тыс. руб

7.3 Ущерб при отключении

Ущерб определяется только для тупиковой подстанции при отключении обоих линий.

Параметр потока отказов:

W? = (W100 ?) / 100 (7.7), W? = (0,2•35) / 100 = 0,07 отказ/год

Время восстановления:

Тв = 8760 Тв (7.8), Тв = 8760 • 3•10-3 = 26,28 лет/отказ

Вероятность аварийного простоя:

Рав = (W? Тв) / 8760 (7.9), Рав = (0,07•26,28) / 8760 = 0,00021 МВт

Количество энергии переданной ЛЭП за год:

Wгод = Рмах Тмах (7.10)

Wгод = 6200•42, 205 = 261671МВт ч

Количество недоотпущенной электроэнергии:

Wнд = Рав Wгод (7.11)

Wнд = 0,00021•261671 = 54,951 МВт ч

Ущерб составит:

У = У0 Wнд (7.12)

У0 = 20 руб.

У = 20 • 54,951 = 10,99 тыс. руб/МВт ч

Общие затраты по двум вариантам:

З1вариант = 18252 +0,12•140725= 35139 тыс. руб

З2вариант = 16736+0,12•146000 + 10,99 = 34267 тыс. руб

Сравнение двух вариантов:

З1вариант - З2вариант

З = - ------------------ - •100%

З2вариант

35139 - 34267

З = - --------- - •100% = 3 % < 5 %

35139

Если приведенные затраты различаются на 5% и меньше, то варианты считаются равноэкономичными.

Для дальнейших расчетов выбирается более надежный вариант, то есть вариант №1

8. Окончательный электрический расчет принятого варианта сети

Уточняются потоки мощности через проводимости на участках сети

Проводимости определяются по формуле:

JАВ = RАВ / (R2 АВ + Х 2 АВ) (8.1)

ВАВ = ХАВ / (R2 АВ + Х 2 АВ) (8.2)

(3,816+6,79+2,95)

JАВ = - ------------------- - = 0,01042см

(3,816+6,79 +2,95) 2 + (9,504+14,14+9,775) 2

(9,504+14,14+9,775)

ВАВ = - -------------------- - = 0,0257см

(3,816+6,79 +2,95) 2 + (9,504+14,14+9,775) 2

8.1 Максимальный режим

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 8.1 Структурная схема сети в максимальном режиме

РА = 0,01042 (42, 205•9,74 + 72,302•2,95 + 29,590•23,915+ 49,367•9,775) + + 0,0257 (42, 205•23,915 + 72,302•9,775 - 29,590•9,74 - 49,367•2,95) = 51,862 МВт

QА = - 0,01042 (42, 205•23,915 + 72,302•9,775 - 29,590•9,74 - 49,367•2,95) + +0,0257 (42, 205•9,74 + 72,302•2,95 + 29,590•23,915+ 49,367•9,775) = 33,487 МВар

РВ = 0,01042 (72,302•10,66 + 42, 205•3,816+ 49,367•23,644 + 29,590•9,504) + +0,0257 (72,302•23,644 + 42, 205•9,504 - 49,367•10,606 - 29,590•3,816) = 62,645 МВт

QВ = - 0,01042 (72,302•23,644 + 42, 205•9,504 - 49,367•10,606 - 29,590•3,816) + +0,0257 (72,302•10,66 + 42, 205•3,816+ 49,367•23,644 + 29,590•9,504) = 45,47 МВар

Проверка:

42, 205+72,302 = 62,645+51,862

114,507 МВт = 114,507 МВт

29,590+49,367 = 33,487+45,47

78,957 МВар = 78,957 МВар

8.2 Минимальный режим

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 8.2 - Структурная схема сети в минимальном режиме

33,764 • 60 + 57,842 • 25

РА = - ----------------------------- - = 41,332 МВт

84

23,174 • 60 + 38,981 • 25

QА = - -------------------------- - = 28,154 МВар

84

57,842 • 59 + 33,764 • 24

РВ = - -------------------------- - = 50,274 МВт

84

38,981 • 59 + 23,174 • 24

QВ = - -------------------------------- - = 34,001 МВар

84

Проверка:

50,274+41,332 = 33,764+57,842

91,606=91,606

34,001+28,154 = 23,174+38,981

62,155 = 62,155

Уточнение перетоков мощностей:

РА = 0,01042 (33,764•9,74 + 57,842•2,95+ 23,174•23,915 + 38,981•9,775) + +0,0257 (33,764•23,915 + 57,842•9,775 - 23,174•9,74 - 38,981•2,95) = 41,476 МВт

QА = - 0,01042 (33,764•23,915 + 57,842•9,775 - 23,174•9,74 - 38,981•2,95) + +0,0257 (33,764•9,74 + 57,842•2,95+ 23,174•23,915 + 38,981•9,775) = 26,118 МВар

РВ = 0,01042 (57,842•10,606 + 33,764•3,816 + 38,981•23,644 + 23,174•9,504) + +0,0257 (57,842•23,644 + 33,764•9,504 - 38,981•10,606 - 23,174•3,816) = 50,130 МВт

QВ = - 0,01042 (57,842•23,644 + 33,764•9,504 - 38,981•10,606 - 23,174•3,816) + +0,0257 (57,842•10,606 + 33,764•3,816 + 38,981•23,644 + 23,174•9,504) = 36,037 МВар

9. Определение мощности в начале линии с учетом потерь мощности в линии

9.1 Максимальный режим

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 9.1 - Структурная схема сети в максимальном режиме.

9,6572 + 3,8972

1-2= - - ----- - · 6,79 = 0,055 МВт

1152

9,6572 + 3,8972

?Q1-2= - ----- - - · 14,14 = 0,114 МВар

1152

S1-2= 9,657+ 0,055 + j3,897+ j0,114= 9,712 + j3,811 МВА

51,9172 + 33,6012

А-1 = - - ----- - · 3,816 = 1,1 МВт

1152

51,9172 + 33,6012

?QА-1 = - ------ - · 9,504 = 2,74 МВар

1152

SА-1= 51,917 + 1,1 + j33,601+ j2,74 = 53,017 + j36,341МВА

62,6452 + 45,4702

2-В = - ----------------- - · 2,95 = 1,34 МВт

1152

62,6452 + 45,4702

?Q2-В = - ------------------------ - · 9,775 = 4,44 МВар

1152

S2-В= 62,645 + 1,34 + j45,470+ j4,44= 63,985 + j49,91МВА

9.2 Минимальный режим

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 9.2 - Структурная схема сети в минимальном режиме.

7,7122 + 2,9442

1-2= - ---------------------- - · 6,79 = 0,04 МВт

1152

7,7122 + 2,9442

?Q1-2= - ------------------ - · 14,14 = 0,073 МВар

1152

S1-2= 7,712+ 0,04 + j2,944 + j0,073= 7,752 + j3,017 МВА

41,5162 + 26, 1912

А-1 = - ------------------ - · 3,816 = 0,7 МВт

1152

41,5162 + 26, 1912

?QА-1 = - -------------- - · 9,504 = 1,74 МВар

1152

SА-1= 41,516 + 0,7 + j26, 191+ j1,74 = 42,216 + j27,931 МВА

50,1302 + 36,0372

2-В = - ----------------- - · 2,95 = 0,85 МВт

1152

50,1302 + 36,0372

?Q2-В = - ---------------- - · 9,775 = 2,81 МВар

1152

S2-В= 50,130 + 0,85 + j36,037+ j2,81= 50,98 + j38,847 МВА

10. Определение напряжения в отдельных точках сети

10.1 Максимальный режим

В задании дано напряжение в максимальном режиме.

Потери напряжения на участках сети определяются по формуле:

?U = (РR +QХ) / U (10.1)

где U - напряжение в начале соответствующего участка, кВ

Сначала рассчитывается напряжение на шинах высокого напряжения, сводя баланс к точке раздела, затем определяется напряжение на шинах среднего и низкого напряжения. Эти напряжения приведены к Uср высокого напряжения.

Напряжение на шинах 110 кВ ПС

U110 = Uс мах - ?Uуч (10.2)

где ?Uуч - потери напряжения на участке сети, кВ

?U1 = (53,017•3,816 + 36,341•9,504) / 118 = 4,66 кВ

?U2 = (9,712•6,79 + 3,811•14,14) / 118 = 1,04 кВ

?U3 = (63,985•2,95 + 49,91•9,775) / 118 = 5,7 кВ

U110 ПС1 = 118 - 4,66 = 113,34 кВ

U110 ПС2 = 113,34 - 1,04 = 112,3 кВ

U110 ПС3= 118 - 5,7 = 112,3 кВ

Определяется напряжение на шинах среднего и низкого напряжения подстанции.

Подстанция №2 (ТДТН - 63000/110/35/10)

U? 0 = U110 ПС - ?U110

(36,0328•0,485 + 22,5812•22,57)

U? 0 = 112,3 - ------------------------------ - = 107,7 кВ

112,3

(17,0143•0,485 + 0•13,6114)

U35 ПС2 = 107,7 - ---------------------- - = 107,62 кВ

107,7

(19,0185•0,485 + 15,2148•15,22)

U10 ПС2 = 107,7 - ------------------------------- - = 105,46 кВ

107,7

Подстанция №1 (ТДТН - 40000/110)

(21,0236•0,83 + 14,0878•35,54)

U? 0 = 113,34 - --------------------------- - = 108,8 кВ

113,34

(15,0203•0,83 + 0•10)

U10 ПС1 = 108,8 - --------------------- - = 108,69 кВ

108,8

(6,0033•0,83 + 4,0878•22,32)

U6 ПС1 = 108,8 - --------------- - = 107,91 кВ

108,8

10.2 Минимальный режим

?U1 = (42,216•3,816 + 27,931•9,504) / 119 = 3,58

?U2 = (7,752•6,79 + 3,017•14,14) / 119 = 0,82

?U3 = (50,98•2,95 + 38,847•9,775) / 119 = 4,4

U110 ПС1 = 119 - 3,58 = 115,42 кВ

U110 ПС2 = 115,42 - 0,82 = 114,6 кВ

U110 ПС3= 119 - 4,4 = 114,6 кВ

Определяется напряжение на шинах среднего и низкого напряжения подстанции.

Подстанция №2 (ТДТН - 63000/110)

(28,826•0,485 + 18,065•22,57)

U? 0 = 114,6 - ----------------------------------- - = 110,92 кВ

114,6

(13,6114•0,485 + 0)

U35 ПС2 = 110,92 - ------------------ - = 110,86 кВ

110,92

(15,2148•0,485+ 10,065•15,22)

U10 ПС2 = 110,92 - ----------------------------------- - = 109,47 кВ

110,92

Подстанция №1 (ТДТН - 40000/110)

(16,8189•0,83 + 11,2702 •35,54)

U? 0 = 115,42 - ------------------------------ - = 111,8 кВ

115,42

(12,016•0,83 + 0)

U10 ПС1 = 111,8 - ------------- - = 111,71 кВ

111,8

(4,803•0,83+ 3,2702•22,32)

U6 ПС1 = 111,8 - ------------------------ - = 111,11 кВ

111,8

11. Выбор рабочих коэффициентовтрансформации подстанции

Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторе ТДТН-63000/110/35/10, установленного на ПС№2.

Возможности трансформатора на стороне высокого напряжения:

115 кВ±9•1,78% (РПН).

Интервал регулирования:

?U = (1,78•115) / 100 = 2,047кВ

Таблица 11.1 Возможности регулирования трансформатора (РПН)

№ положения

UВН, кВ

Ктр = UВН/ UНН,, кВ

1

133,23

12,13

2

131, 19

11,96

3

129,14

11,76

4

127,28

11,57

5

125,24

11,39

6

123, 19

11, 20

7

121,14

11,01 МИН

8

119,09

10,83

9

117,05

10,64

10

115,00

10,45

11

112,95

10,27

12

110,91

10,08 МАХ

13

108,86

9,9

14

106,81

9,71

15

104,76

9,52

16

102,72

9,34

17

100,67

9,15

18

98,62

8,97

19

96,58

8,78

Данные расчета: U10 мах = 105,46 кВ, U10 мин = 109,47 кВ

На стороне 10 кВ определяю желаемое напряжение:

На шинах 3-20 кВ эл. станций и ПС, к которым присоединяются питающие сети, должно быть напряжение не ниже 105% в период наибольших нагрузок и не выше 100% , в период наименьших нагрузок этих сетей /6/

Uжел мах = 10,5 кВ,

Uжел мин = 10,0 кВ

Определяю желаемые коэффициенты трансформации:

Ктр мах = 105,46/10,5 = 10,04

Ктр мин = 109,47/10, 0 = 10,95

Сравнивается желаемый коэффициент трансформации с возможностями РПН трансформатора и выбираем номер рабочего ответвления. В максимальном режиме - 12 положение переключателя РПН. В минимальном режиме - 7 положение переключателя РПН.

Определяю действительное напряжение на стороне 10 кВ подстанции:

Uд мах = U10 мах / Ктр д мах

Uд мах = 105,46/10,08 = 10,46 кВ, Uд мин= U10 мин / Ктр д мин

Uд мин = 109,47/11,01 = 9,95 кВ

На стороне 35 кВ у трансформатора ПБВ.

Возможности трансформатора на стороне среднего напряжения:

38,5 кВ ±2•2,5%

Интервал регулирования:

?U = (2,5•38,5) / 100 = 0,96 кВ

Таблица 9.2

№ положения

UСН, кВ

1

40,42

2

39,46

3

38,5

4

37,54

5

36,58

Данные расчета: U35 мах = 107,62 кВ, U35 мин = 110,86 кВ

На стороне 35 кВ определяю желаемое напряжение:

Uжел мах = 38 кВ,

Uжел мин = 36 кВ

Определяю желаемые коэффициенты трансформации:

Ктр жел мах = 107,62/38 = 2,83,

Ктр жел мин = 110,86/ 36 = 3,08

Так как в максимально режиме на стороне 110 кВ выбираю 12 положение, что соответствует U = 110,91 то при Ктр = 2,83 напряжение на стороне 35 кВ будет равно:

U35 мах = 110,91/2,83 = 39,19 кВ

Так как в минимальном режиме на стороне 110 кВ выбираю 8 положение, что соответствует U = 119,09 то при Ктр = 3,08 напряжение на стороне 35 кВ будет равно:

U35 мин = 119,09/3,08= 38,67 кВ

Под нагрузкой на стороне 35 кВ изменить положение переключателя нельзя, поэтому выбираю одно положение переключателя удовлетворяющее и максимальному и минимальному режиму.

U35 ср = (U35 мах + U35 мин) /2, U35 ср = (39,19 + 38,67) / 2 = 38,93 кВ

Сравнивая полученные значения, с возможностями трансформатора на стороне 35 кВ выбираю 2 положение переключателя.

Определяю действительные коэффициенты трансформатора:

Ктр д мах = 110,91/38,93 = 2,85, Ктр д мин = 119,09/38,93 = 3,06

Определяю действительное напряжение на стороне 35 кВ подстанции:

Uд мах = U10 мах / Ктр д мах

Uд мах = 107,62/2,85 = 37,76 кВ, Uд мин= U10 мин / Ктр д мин

Uд мин = 110,86/3,06 = 36,23 кВ

Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторе ТДТН-40000/110/10/6, установленного на ПС№1.

Возможности трансформатора на стороне высокого напряжения:

115 кВ±9•1,78% (РПН).

Интервал регулирования:

?U = (1,78•115) / 100 = 2,047кВ

Таблица 11.2 Возможности регулирования трансформатора (РПН)

№ положения

UВН, кВ

Ктр = UВН/ UНН,, кВ

1

133,23

20, 19

2

131, 19

19,89

3

129,14

19,57

4

127,28

19,28

5

125,24

18,98

6

123, 19

18,67 мин

7

121,14

18,35

8

119,09

18,04

9

117,05

17,73

10

115,00

17,42

11

112,95

17,11 мах

12

110,91

16,80

13

108,86

16,49

14

106,81

16,18

15

104,76

15,87

16

102,72

15,56

17

100,67

15,25

18

98,62

14,94

19

96,58

14,63

Данные расчета: U6 мах = 107,91кВ, U6 мин = 111,11 кВ

На стороне 6 кВ определяю желаемое напряжение:

На шинах 3-20 кВ эл. станций и ПС, к которым присоединяются питающие сети, должно быть напряжение не ниже 105% в период наибольших нагрузок и не выше 100% , в период наименьших нагрузок этих сетей /6/

Uжел мах = 6,3 кВ,

Uжел мин = 6,0 кВ

Определяю желаемые коэффициенты трансформации:

Ктр мах = 107,91/6,3 = 17,13

Ктр мин = 111,11/6,0 = 18,52

Сравнивается желаемый коэффициент трансформации с возможностями РПН трансформатора и выбираем номер рабочего ответвления. В максимальном режиме - 11 положение переключателя РПН. В минимальном режиме - 6 положение переключателя РПН.

Определяю действительное напряжение на стороне 6 кВ подстанции:

Uд мах = U10 мах / Ктр д мах

Uд мах = 107,91/17,11 = 6,31 кВ,

Uд мин= U10 мин / Ктр д мин

Uд мин = 111,11/18,67 = 5,95 кВ

Список использованных источников

1. Строев "Экономическая география" СССР 1987

2. "НТП" ПС с высшим напряжением 35-750 кВ, М., ВГПИ и НИИ

Энергосетьпроект 1991-40 с.

3. В.Д. Боровиков "Электрические сети энергетических систем" Ленинград, Энергия 1977-392с.

4. Под редакцией С.С. Рокотян, И.Н. Шапиро "Справочник по проектированию электроэнергетических систем" М., Энергоатомиздат, 1985-352 с.

5. Типовые проектные решения. Схемы электрических соединений ПС с ВН 35-750 кВ, М., Энергосетьпроект 1993-75 с.6 ПУЭ №7, 2005-512 с.

6. С.Е. Кокин, Выбор схем электрических соединений подстанций. Методические указания по "эл. часть эл. станций и ПС" Екатеринбург УГТУ УПИ, 2001-44 с.

7 Экономическая география России (под редакцией В.И. Видагина) М., Российская экономическая академия, Высшее образование, 1999-533 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Методика определения расчетных нагрузок. Составление и выбор целесообразных вариантов схем электрической сети. Определение распределения мощности по участкам. Выбор сечения проводов и трансформаторов для питающих узлов. Уточненный расчет режимов сети.

    курсовая работа [337,7 K], добавлен 20.11.2013

  • Определение сечения проводов сети 0,4 кВ по допустимым потерям. Выбор количества и мощности трансформаторов подстанции. Расчет потерь мощности и электрической энергии в элементах сети. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети.

    курсовая работа [413,9 K], добавлен 25.10.2012

  • Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.

    курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012

  • Расчет мощности и выбор главных понизительных трансформаторов тупиковой подстанции. Определение максимальных нагрузок (для каждой ступени напряжения), расчетной мощности подстанции. Выбор коммутационный аппаратуры, защитной аппаратуры и сборных шин.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 02.04.2016

  • Расчет электрической части подстанции. Выбор средств ограничения токов короткого замыкания, сборных шин и электрических аппаратов. Определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Закрытые распределительные устройства.

    курсовая работа [237,2 K], добавлен 26.01.2011

  • Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.

    курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013

  • Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.

    курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015

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.