Расчет электрической сети

Разработка конфигурации сети. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 10.02.2015
Размер файла 295,9 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

Введение

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети и выбор двух вариантов для дальнейших расчётов

2. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий электропередачи

Выбор сечений проводов

Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

Технико-экономическое сравнение вариантов

Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

8. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения

9. Расчёт технико-экономических показателей

Список литературы

Введение

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учётом этого ведётся проектирование.

Расчётные задачи решаются по определённым формулам по известной методике на основе необходимых данных. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети про изводится путём теоретических расчётов и на основе различных соображений.

К электрической сети предъявляются определённые технико-экономические требования, с учётом которых производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению, по мере возможности, наименьшей стоимости передачи энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учёт капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведён 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.

В задании на курсовую работу даётся необходимая информация о потребителях: их взаимное расположение, максимальные и минимальные мощности, коэффициенты мощности, число часов использования максимальной нагрузки. Для решения вопросов надёжности электроснабжения указываются категории потребителей. В задании при водятся также исходные данные о месторасположении электрической станции без значения её мощности. Она принимается за балансирующий узел, в котором задаётся режим напряжений при максимальных и минимальных нагрузках.

Курсовая работа представляется в виде пояснительной записки и одного листа графической части.

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

Разработанная схема считается удачной, если в ремонтных и аварийных режимах нагрузка оставшихся в работе питающих линий увеличивается не более чем на 50-60 % от нагрузки нормального режима максимальных нагрузок. Под питающими линиями понимаются линии, отходящие от источников энергии - электростанции и системной подстанции (балансирующего узла). Такими свойствами обладают многоконтурные схемы с тремя и более питающими линиями. При двух питающих линиях их желательно выполнять двухцепными.

В соответствии с ПУЭ [5] нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии.

Принимаемая схема должна быть гибкой и удобной в эксплуатации, желательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме сказывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.

В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 10 % из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4-1,6 - во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной. Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.д.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 3. Oба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.

Рисунок 1.1 - Конфигурация вариантов сети

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

Рассчитаем нагрузки потребителей:

S=P+jQ, где Q= P·tgц,

где Р - активная мощность потребителей, МВт;

tgц=0,672 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании соsц=0,83.

Для ПС3 на стороне НН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность =10·0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72MB·A.

Для ПС4 на стороне СН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность

=10·0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72 МВ·А.

Суммарная нагрузка в узле 2:

=10+10+j(6,72+6,72)=20+j13,44 МВ·А.

Таблица 2.1-Значения нагрузок потребителей

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т.е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором - следуют уточнения с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

- номинальные напряжения линий одинаковы;

- сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

- потери мощности в трансформаторах не учитываются, следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы в расчётах не учитывать.

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 1

Находим распределение мощностей на участках кольца по известному выражению:

,

где и - длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

S12+ S15= ?Si

29,92+j20,04+31,08+j20,38=12+j8,04+22+j14,74+14+j9,38+13+j8,71

61+j40,87=61+j40,87

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Результаты расчета потоков мощности

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 2

Проверка:

S12+ S14= ?Si

36.23+j21,08+30.76+j19.78=18+j8.04+22+j14.74+14+j9.38+13+j8.71

66.99+j40.86=67+j40,87

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2- Результаты расчета потоков мощности

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линии. Уточнение конфигурации сети

Номинальное напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, с. 45-46] или по эмпирическим формулам [4, c. 260]:

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: ,

где ? и Р - длина линии, км, и мощность на одну цепь линии, МВт.

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономическим зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта 1:

Линия 1-2 одноцепная, длиной 30.36 км, передаваемая активная мощность Р=29.92 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: .

Окончательно принимаем на участке сети 1-2 варианта 1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Номер линии по схеме

Длина линии, км

Переда-ваемая активная мощность, МВт

Расчётное номинальное напряжение, кВ

Принятое номина-льное напряже-ние, кВ

по экономическим зонам

По эмпирическим формулам

Стилла

Илларио-нова

Залес-

ского

Вариант 1

1-2

30.36

29.42

110

22.38

99.3

73.97

110

2-3

36.96

17.42

110

77.1

79.8

57.68

110

3-4

31.08

4.08

35

42.7

39.88

27.42

110

4-5

34.32

18.08

110

78.03

80.9

58.26

110

5-1

26.4

31.08

110

46.61

100.4

74.15

110

Вариант 2

1-2

30.36

36.23

110

104.46

108.22

81.31

110

2-3

36.96

18.23

110

78.64

12.27

59.01

110

3-4

54.12

17.76

35

79.81

81.9

61.1

110

4-1

31.68

14

110

69.4

71.74

50.82

110

4-5

26.4

30.76

110

98.82

100

73.77

110

Так как мощности, протекающие по участкам сети попадают в область значений Р, для которых ориентировочное напряжение сети 110 кВ, то окончательно на всех участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.

4. Выбор сечений проводов. Уточнение конфигурации сети

Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов удобно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

F=,

где I-ток нагрузки на проводник при нормальной работе сети, А;

jэ- экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/ммІ.

Согласно заданию время использования максимальной нагрузки Тмах=5100 ч для ПС2 и ПС3 и Тмах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как согласно заданию значения Тмах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Тср:

По параметру Тср и табл.3,1 принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1,0 А/ммІ.

Проверка по условию короны осуществляется по выражению:

,

где Uраб - рабочее напряжение; Uкр - критическое напряжение короны; mо - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов mо=0,85; mп - коэффициент, учитывающий состояние погоды, mп=1 при сухой и ясной погоде; д - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1; r - радиус провода, см; D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46 [1] предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см.

В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминиевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию: . Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т.е. взять большее сечение.

Для провода АС-70/11:

условие выполняется.

Расчетное сечение провода по экономическим условиям для участка 1-2 варианта 1:

Таблица 4.1- Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линии

Расчётная мощность, МВ·А

Расчётное сечение провода, ммІ, по экономическим условиям

Проверка по условиям короны,

Uкр, кВ

Проверка по допустимому току

нагрева, А

Принятое сечение и марка провода

Вариант 1

1-2

36.01

188.99

188.99

510

АС-185/29

2-3

21.57

113.2

113.2

390

АС-120/19

3-4

4.91

25.8

25.8

265

АС-70/11

4-5

21.77

114.3

114.3

390

АС-120/19

5-1

37.4

196.3

196.3

510

АС-185/29

Вариант 2

1-2

41.92

220

220

605

АС-240/32

2-3

22.41

117.02

117.02

390

АС-120/19

3-4

20.93

109.85

109.85

390

АС-120/19

4-1

36.57

191.94

191.94

510

АС-185/29

4-5

16.85

88.4

88.4

330

АС-95/16

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находят потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Если ток в послеаварийном режиме превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов на каком-либо участке, то на этом участке увеличивают сечение провода.

Результаты расчета сведем в таблицу 4.2 и 4.3

Таблица 4.2-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 1

Номер ветви

Ток, А, при отключении ветви сети

Наибольшее значение тока, А

1-2

2-3

3-4

4-5

5-1

1-2

0

75.81

240,28

303.25

385.38

385.38

2-3

75.81

0

117.51

227.44

274.14

274.14

3-4

240,28

117.51

0

88.45

170.58

170.58

4-5

303.25

227.44

88.45

0

126,49

366,77

5-1

385.38

274.14

252,98

170.58

0

493,26

Таблица 4.3-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 2

Номер ветви

Ток, А, при отключении ветви сети

Наибольшее значение тока, А

1-2

2-3

3-5

5-1

3-4

1-2

0

75.81

214.8

303.25

219.99

303.25

2-3

75.81

0

117.51

227.44

139.13

274.14

3-5

214.8

117.51

0

82.13

109.48

214.8

5-1

303.25

227.44

82.13

0

181.86

303.25

3-4

88.45

88.45

88.45

88.45

0

88.45

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше выбираем железобетонные опоры на всех участках сети для обоих вариантов.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей 1-й и 2-й категорий, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать из условия всей нагрузки потребителей при выходе из работы одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40 %:

Sт ? Sнб/1,4.

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100 %).

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз=·100%.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере ПС4.

Определим подключенную в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40 %:

Принимаем по таблице II.2 [1] два трансформатора типа ТДН-16000/110. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз,норм=

Кз,авар=

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор трансформаторов для варианта 1 и варианта 3

Номер подстанции

Суммарная подключенная

в момент максимума мощность, МВ·А

Мощность трансформа-торов с учётом допустимой перегрузки, МВ·А

Число выбранных трансфор-маторов

Номинальная

мощность каждого из выбранных трансформаторов, МВ·А

Загрузка каждого трансформатора

в нормаль ном режиме, %

в аварий-ном

режиме, %

2

14.44

10.31

2

16

45.13

90.25

3

26.48

18.91

2

25

52.96

105.92

4

16.85

12.04

1

16

105.31

-

5

22.78

16.27

2

25

45.56

91.12

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ·А

Uном обмоток, кВ

Uк, %

?Рк,

кВт

?Рх,

кВт

Iх,

%

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

ТДТН-25000/110

115

38,5

11

10,5

17,5

6,5

140

31

0,7

ТДН-16000/110

115

-

11

-

10,5

-

85

19

0,7

ТРДН-25000/110

115

-

10,5

-

10,5

-

120

27

0,7

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрощёнными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределения мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности, т. к. не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены по формуле:

З=рн·К+Гэ,

где рн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К- капитальные затраты на сооружение электрической сети;

К=Кл+Кпс

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко·?,

где Ко- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду; ? - длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 6.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемы

Длина линии, км

Марка и сечение провода, количество цепей

Удельная стоимость,

тыс. руб./км

Полная стоимость линии,

тыс. руб.

Вариант 1

1-2

30.36

АС-185/29

12.9

391.644

2-3

36.96

АС-120/19

11.4

421.344

3-4

31.68

АС-70/11

12

380.16

4-5

34.32

АС-120/19

11.4

391.248

5-1

26.4

АС-185/29

12.9

340.56

Итого

1924.956

Вариант 3

1-2

30.36

АС-240/32

14

425.04

2-3

36.96

АС-120/19

11.4

421.344

3-4

31.68

АС-95/16

2

380.16

4-1

34.32

АС-120/19

11.4

616.968

4-5

26.4

АС-185/29

12.9

340.56

Итого

2184.072

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,

где Кт- стоимость трансформаторов, тыс. руб.; Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Таблица 6.2 - Стоимость подстанций для вариантов 1 и 2.

Номер узла

Стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Постоянная часть затрат, тыс. руб.

Стоимость распределительных устройств, тыс. руб

Полная стоимость подстанции, тыс. руб.

2

2Ч63

210

120

456

3

2Ч84

210

120

498

4

1Ч63

250

120

393

5

2Ч84

210

120

498

Итого

1845

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.

К3=2184,072+1845=4029.072 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ=,

где ба+ бр- отчисления на амортизацию и обслуживание, %; - для силового оборудования и - для воздушных ЛЭП.

Д W - потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч; в - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования в=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП в=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Д Wт = ДРх·Т +?Рк·( Smах / Sном) І· ф ,

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

,

где ДPх и ?Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; ф - продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:

,

;

Потери энергии в линиях:

Д Wл=

Для замкнутой сети варианта 1:

Для замкнутого контура варианта 2:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ,пс1= Гэ,пс3=0.094·1845+2024.95·1,75·=173.78тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ,л1=0,028·1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб.

Гэ,л3=0,028·2184,072+7518.93·2,23·=62.83 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Гэ1= Гэ,л1+ Гэ,пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.

Гэ3= Гэ,л3+ Гэ,пс3=173,78+62.83 =236,61 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З1=0,12·3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.

З3=0,12·4029,072+236,61 =720,09 тыс. руб.

Так как вариант В-2 дороже варианта В-1, то выбираем вариант В-1 и используем его в дальнейших расчетах.

7. Электрические расчеты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляем схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы - Г- образной) и определяем её параметры:

Для линии R=r0·?/n, Х=х0·?/n, В=n·b0·?, Qз=UІном·В/2,

где r0, х0 - удельные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; b0 - удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км; ? - длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r0, х0 и b0 определяем по табл.I.2.[1].

Для участка сети 1-2, длиной 30,36 км и выполненного проводом АС-185/29:

активное сопротивление R12=0,159·30.36=4.83Ом;

реактивное сопротивление: Х12=0,413·30,36=12,54Ом;

Емкостная проводимость ЛЭП: В12=2,75·10·30,36=83.49· См.

Зарядная мощность, подключенная к концам участка:

Qз,15=83.49·/2 =0,5 Мвар

Результаты расчета сведём в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП

Учас-ток сети

Длина линии, км

Марка и сечение проводов

r0, Ом/км

х0, Ом/км

b0·10, См/км

R, Ом

Х, Ом

В·, См

Qb,подклю-ченная к концам участка, Мвар

1-2

30,36

АС-185/29

0,159

0,413

2,75

4,83

12,54

0,83

0,5

2-3

36,96

АС-120/19

0,244

0,427

2,66

9,02

15,78

0,98

0,59

3-4

31,68

АС-70/11

0,422

0,444

2,55

13,37

14,07

0,8

0,79

4-5

34,32

АС-120/19

0,244

0,427

2,66

8,37

14,65

0,91

0,55

5-1

36,4

АС-185/29

0,159

0,443

2,75

4,19

16,13

1

0,61

Для трансформаторов:

,

Где ?Рк - потери короткого замыкания, кВт; Uн - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ; Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Uк - напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х и 3-х обмоточные трансформаторы при Uвн.ном ? 220 кВ представляется упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода ?Рх-j?Qх:

?Qх=

Для трансформаторов ПС2:

Результаты расчета сведём в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов

Номер узла

Тип и мощность трансформатора

Расчётные данные

Rт, Ом

Хт, Ом

,МВт

?Qх,

Мвар

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

2

2хТРДН-16000/110

1,09

-

-

21,7

-

-

0,038

0,44

3

2хТДТН-25000/110

0,74

0,74

0,74

28,43

0

17,85

0,062

0,7

4

ТДН-16000/110

2,19

-

-

43,39

-

-

0,038

0,11

5

2хТДН-25000/110

0,63

-

-

13,89

-

-

0,054

0,7

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжений

Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети.

Приводим нагрузки к сети ВН:

Рвн+jQвн=(Рн+?Pх+ ·Rт) + j(Qн+?Qх+ ·Хт - ? Qз),

где Рн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;

Rт, Хт - суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

? Qз - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для ПС2:

Рвн+jQвн=(12+0,038+)+j(8.04+0,22+-

-1,09)=12,21+j7,73

Таблица 7.1.1.-Расчетные нагрузки ПС.

ПС

Рн+jQн, МВ·А

?Рх+j?Qх, МВ·А

?Рт+j?Qт, МВ·А

? Qз, Мвар

Рвн+jQвн, МВ·А

2

12+j8,04

0,038+j0,44

0,017+j0,34

1,09

12,06+j7,73

3

22+j14,74

12+j8,04

10+j6,7

0,062+j0,7

0,04+j1,51

0,01+j0,45

0,01+j0,31

1,08

22,1+j15,87

4

14+j9,38

0,038+j0,11

0,45+j0,93

1,04

14,49+j9,38

5

13+j8,71

0,054+j0,7

0,01+j0,26

1,16

13,66+j8,51

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:

,

где и - полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

S12+ S15= ?Si 30,95+30,76+j(21,79+19,32) MB·A =61,71+j41,19 MB·A

61,71+j41,19 MB·A =61,71+j41,19 MB·A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1.

Рисунок 7.1.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Мощность в конце участка 1-2:

Мощность в начале участка 1-2:

Мощность в конце участка 2-3:

Мощность в начале участка 2-3:

Мощность в конце участка 5-1:

Мощность в начале участка 5-1:

Мощность в конце участка 5-4:

Мощность в начале участка5-4:

Мощность в конце участка 4-3:

Мощность в начале участка4-3:

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Таблица 7.1.2-Распределение мощности на участках сети с учетом потерь мощности

Участок сети

Мощность в начале линии, МВ·А

Потери мощности в линии, МВ·А

Мощности в конце линии, МВ·А

1-2

31,52+j23,2

0,57+j1,48

30,95+j21,72

2-3

9,3+j14,71

0,41+j0,72

18,89+j13,99

3-4

3,22+j1,44

0,01+j0,01

3,21+j1,43

4-5

18,07+j11,45

0,37+j0,64

17,7+j10,81

5-1

31,22+j21,08

0,46+j1,76

30,76+j19,32

Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задается в процентах от наибольшей мощности нагрузки. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: Pнм=0,5Pнб

Для ПС2: S2,нм=0,5· S2,нб=0,5•(12+j8,04)=6+j4,02 MB·A.

Таблица 7.2.1-Расчетные нагрузки ПС.

ПС

Рн+jQн, МВ·А

?Рх+j?Qх, МВ·А

?Рт+j?Qт, МВ·А

? Qз, Мвар

Рвн+jQвн, МВ·А

2

6+j4,02

0,038+j0,44

0,004+j0,09

1,09

6,04+j3,46

3

11+j7,87

6+j4,02

5+j3,35

0,062+j0,7

0,001+j0,38

0,002+j0

0,002+j0,008

1,08

11,07+j7,17

4

7+j4,69

0,038+j0,11

0,01+j0,23

1,04

7,05+j3,99

5

6,5+j4,36

0,054+j0,7

0,003+j0,06

1,16

6,6+j3,96

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:

,

где и - полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

S12+ S15= ?Si 15,45+j9,91+15,37+j8,84 MB·A =30,82+j18,75 MB·A

30,82+j18,75 MB·A =30,82+j18,75 MB·A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1.

Рисунок 7.2.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Таблица 7.2.2- Pаспределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности

Участок

сети

Мощность в начале линии,

МВ·А

Потери мощности в линии,

МВ·А

Мощность в конце

линии, МВ·А

1-2

15,59+j13,55

0,14+j3,64

15,45+j9,91

2-3

9,5+j6,61

0,09+j0,16

9,41+j6,45

3-4

1,66+j0,89

0,004+j0,004

1,66+j0,89

4-5

8,78+j5

0,7+j0,12

8,71+j4,88

5-1

15,48+j9,26

0,11+j0,42

15,37+j8,84

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1-2. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1-2.

Таблица 7.3.1- Расчетные нагрузки ПС

ПС

Рн+jQн, МВ·А

?Рх+j?Qх, МВ·А

?Рт+j?Qт, МВ·А

? Qз, Мвар

Рвн+jQвн, МВ·А

2

12+j8,04

0,038+j0,44

0,017+j0.34

0,59

12,06+j7,73

3

22+j14,74

12+j8,04

10+j6,7

0,062+j0,7

0,04+j1,51

0,01+j0.45

0,01+j0,31

1,08

22,1+j15,87

4

14+j9,38

0,038+j0,11

0,45+j0,93

1,04

14,49+j9,38

5

13+j8,71

0,54+j0,7

0,01+j0,26

1,16

13,06+j8,51

Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1

Рисунок 7.3.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Рассчитываем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учетом потерь мощности:

Мощность в конце участка 2-3:

Мощность в начале участка2-3:

Мощность в конце участка 3-4:

Мощность в начале участка 3-4:

Мощность в конце участка 4-5:

Мощность в начале участка 4-5:

Мощность в конце участка 5-1:

Мощность в начале участка5-1:

Результаты расчёта сведем в таблицу 7.3.2

Таблица 7.3.2- Потокораспределение с учётом потерь мощности

Участок

сети

Мощность в начале линии,

МВ·А

Потери мощности в линии,

МВ·А

Мощность в конце

линии, МВ·А

1-2

Обрыв линии

Обрыв линии

Обрыв линии

2-3

12,21+j8

0,15+j0,27

12,06+j7,73

3-4

36,24+j25,9

1,93+j2,03

34,31+j23,87

4-5

53,41+j19,97

2,68+j4,69

66,47+j28,48

5-1

68,27+j35,42

1,8+j6,94

66,47+j28,48

Результаты электрического расчёта послеаварийного режима приведены на листе графической части проекта.

8. Оценка достаточности регулирования диапазона трансформатора из условия встречного регулирования напряжения

Целью такого расчёта является определение приведенных к высокой стороне напряжений на шинах низшего напряжения подстанций. Эти напряжения рассчитываются на основе напряжения опорного узла. Таким опорным узлом могут быть шины питающей станции или подстанции системы, а также другие точки сети. Напряжение опорного узла выбирается таким образом, чтобы у всех потребителей получались напряжения приемлемые как по уровню изоляции, так и по условиям работы.

Режим наибольших нагрузок

Напряжение источника питания U1нб=1,06Uном=1,06·110=116,6 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

U2=U1- =116,6 -=116,6-3,08=113,22кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

Uґ2=113,22-=113,22-1,72=111,5 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.1.1

Таблица8.1.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций

2

3

4

5

Участки линий

1-2

2-3

5-4

1-5

1.Режим наибольших нагрузок

U1нб=1,06Uном=116,6 кВ

Напряжение в начале линии, кВ

Падение напряжения в линии, кВ

Напряжение в конце участка линии, кВ

Падение напряжения в трансформаторах, кВ

Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ

Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

116,6

3,08

113,22

1,72

-

-

111,5

113,22

2,79

110,49

4,29

0,08

1,24

106,2

106,12

104,88

113,86

4,14 109,72

4,37

-

-

105,35

116,6

2,74

113,86

1,26

-

-

104,09

Режим наименьших нагрузок

Напряжение источника питания U1нм=1,02Uном=1,02·110=112,2 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

U2=U1- =112,2 -=112,2-2,19=

=110,01 кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

Uґ2=110,01-=110,01-0,87=109,14 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.1

Таблица 8.2.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций

2

3

4

5

Участки линий

1-2

2-3

5-4

1-5

2.Режим наименьших нагрузок U1нм=1,02Uном=112,2 кВ

Напряжение в начале линии, кВ

Падение напряжения в линии, кВ

Напряжение в конце участка линии, кВ

Падение напряжения в трансформаторах, кВ

Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ

Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

112,2

2,19

110,01

0,87

-

-

109,14

110,01

1,72

108,29

2,11

0,04

0,59

106,18

106,14

105,55

110,29

2,31

107,98

2,12

-

-

105,86

112,2

1,91

110,29

0,59

-

-

109,7

Послеаварийный режим

Напряжение источника питания U1нб=1,06Uном=1,06·110=116,6 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

U5=U1- =116,6 -=116,6-7,35=109,25 кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

Uґ5=109,25 -=109,35-1,21=108,04 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.3.1

Таблица 8.3.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций

2

3

4

5

Участки линий

2-3

3-4

4-5

5-1

3.Послеаварийный режим U1нб=1,06Uном=116,6 кВ

Напряжение в начале линии, кВ

Падение напряжения в линии, кВ

Напряжение в конце участка линии, кВ

Падение напряжения в трансформаторах, кВ

Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ

Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

94,21

2,58

91,7

2,13

-

-

89,57

102,48

8,28

94,21

5,08

0,09

1,49

89,13

89,04

87,55

109,25

6,77

102,48

4,67

-

-

97,81

116,6

7,35

109,25

1,21

-

-

108,04

Расчёт ответвлений трансформаторов

Зная напряжения на шинах низшего напряжения в режимах наибольших, наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме, приведенные к высокой стороне, можно найти расчётное регулировочное ответвление трансформатора. Оно выбирается с таким расчётом, чтобы обеспечить наименьшее отклонение напряжений на шинах подстанций в различных режимах сети.

Определяем желаемое (расчётное) напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН трансформатора ПС 2 при работе в режиме наибольших нагрузок:

Uвн.ж=Uґн·=111,5·=116,8кВ,

где Uнн - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ

Uн.ж - напряжение желаемое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети, кВ.

В режиме максимальных нагрузок и в послеаварийном режиме Uн.ж=1,05·Uн=1,05·10=10,5 кВ, в режиме минимальных нагрузок Uн.ж=1,0·Uн=10 кВ; Uн - номинальное напряжение сети, кВ.

По найденному значению расчётного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчётному:

Uотв=115 кВ (0%)

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС 2:

Uд= Uґн· Uнн /Uотв =111,5·=10,66 кВ

Получающееся отклонение напряжения составит

?Uотк=

Допустимое отклонение напряжения от номинального напряжения сети в режиме наибольших нагрузок должно быть не ниже +5%.

Все расчёты по выбору регулировочных ответвлений и определению действительных напряжений и отклонений напряжения на вторичной стороне заносим в таблицу 8.4.1

Таблица 8.4.1- Действительные напряжения ПС

Напряжение, кВ

Номер подстанции

2

3

4

5

1. Режим наибольших нагрузок

Расчётное регулировочное ответвление,

Uвн ж

Стандартное регулировочное ответвление,

Uвн

Приведенное напряжение на шинах НН,

Uґнб

Действительное напряжение на шинах НН,

Uд нб

Отклонение напряжения, ?Uотк, %

116,8

115

111,5

10,66

6,6

109,87

108,9

104,88

10,59

5,9

110,37

108,9

105,35

10,64

64

104,09

102,7

104,09

10,64

6,4

2. Режим наименьших нагрузок

Расчётное регулировочное ответвление,

Uвн ж

Стандартное регулировочное ответвление,

Uвн

Приведенное напряжение на шинах НН,

Uґнм

Действительное напряжение на шинах НН,

Uнд нм

Отклонение напряжения, ?Uотк, %

102,5

121,1

109,14

9,91

-0,09

116,11

117,0

105,65

9,92

-0,8

116,45

117

105,86

9,95

-0,5

120,67

121,1

109,7

9,96

-0,4

3.Послеаварийный режим

Расчётное регулировочное ответвление,

Uвн ж

Стандартное регулировочное ответвление,

Uвн

Приведенное напряжение на шинах НН,

Uґп.а

Действительное напряжение на шинах НН,

Uнд п.а

Отклонение напряжения, ?Uотк, %

93,84

96,6

89,57

10,19

1,9

91,72

96,6

87,55

9,97

-0,3

102,47

102,7

97,81

10,68

68

113,56

113

108,04

10,52

5,2

Во всех режимах на шинах низшего напряжения ПС должно обеспечиваться требуемое отклонение напряжения у потребителей, подключенных к шинам обмотки НН, т. е. в режиме наибольших нагрузок ?Uотк %, в режиме наименьших нагрузок ?Uотк % и в послеаварийном режиме ?Uотк %.

На подстанциях 3, 4 и 5 невозможно установить у потребителей желаемое напряжение из условия встречного регулирования напряжения в послеаварийном режиме. На этих подстанциях необходимо использовать другое средство регулирования.

Определим расчётное ответвление обмотки среднего напряжения трансформатора ПС4 :

,

где Uвн.д.нб и Uвн.д.нм - действительные напряжения обмотки ВН, кВ; - напряжения на шинах 35 кВ в максимальном и минимальном режимах, приведенные к стороне ВН, кВ; Uс - желаемое напряжение на шинах среднего напряжения, Uс=37 кВ.

.

Uотв=39,46 кВ (0 %).

Определим действительные напряжения на шинах СН ПС2:

9. Расчет технико-экономических показателей

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко·?,

где Ко- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду; ? - длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 9.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемы

Длина линии, км

Марка и сечение провода, количество цепей

Удельная стоимость,

тыс. руб./км

Полная стоимость линии,

тыс. руб.

Вариант 1

1-2

30.36

АС-185/29

12.9

391.644

2-3

36.96

АС-120/19

11.4

421.344

3-4

31.68

АС-70/11

12

380.16

4-5

34.32

АС-120/19

11.4

391.248

5-1

26.4

АС-185/29

12.9

340.56

Итого

1924.956

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,

где Кт- стоимость трансформаторов, тыс. руб.; Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Таблица 9.2 - Стоимость подстанций для вариантов 1

Номер узла

Стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Постоянная часть затрат, тыс. руб.

Стоимость распределительных устройств, тыс. руб

Полная стоимость подстанции, тыс. руб.

2

2Ч63

210

120

456

3

2Ч84

210

120

498

4

1Ч63

250

120

393

5

2Ч84

210

120

498

Итого

1845

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ=,

где ба+ бр- отчисления на амортизацию и обслуживание, %; - для силового оборудования и - для воздушных ЛЭП.

Д W - потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч; в - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования в=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП в=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Д Wт = ДРх·Т +?Рк·( Smах / Sном) І· ф ,

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

,

где ДPх и ?Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; ф - продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:

,

;

Потери энергии в линиях:

Д Wл=

Для замкнутой сети варианта 1:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ,пс1= Гэ,пс3=0.094·1845+2024.95·1,75·=173.78тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ,л1=0,028·1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Гэ1= Гэ,л1+ Гэ,пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З1=0,12·3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.

Стоимость передачи электроэнергии:

Себестоимость передачи электроэнергии:

Удельные капитальные затраты:

.

Список литературы

1. Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. Проектирование электрических сетей и систем. - Мн.: Вышейшая школа, 1986.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро - М.: Энергия, 1977.

3. В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. В. Паперно и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: сеть трансформатор напряжение потокораспределение

4. Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. - М.: Высшая школа, 1990.

5. В. И. Идельчик. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

6. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР - М.: Энергоиздат, 1986.

7. П. В. Лычёв, В. Т. Федин. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. - Мн.: ДизайнПРО, 1997.

8. Н. М. Сыч, В. Т. Федин. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем. Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине "Электрические системы и сети". - Мн.: УП "Технопринт", 2001.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Возможные варианты конфигураций соединения цепей электропередач. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий. Электрический расчёт сети в послеаварийном режиме.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 06.08.2013

  • Комплексный расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Составление вариантов конфигурации сети и ее географическое расположение. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей. Уточненный расчет в режиме наибольших и наименьших нагрузок.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.01.2016

  • Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.

    контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012

  • 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

  • Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012

  • Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.

    курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014

  • Составление возможных вариантов конфигурации сети. Расчёт перетоков мощности. Оценка целесообразности применения напряжения 220 кВ. Определение активного сопротивления участков. Выбор трансформаторов на подстанции. Расчет режима максимальных нагрузок.

    контрольная работа [1,7 M], добавлен 27.11.2012

  • Этапы 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 27.04.2010

  • Выбор конфигурации районной электрической сети, номинального напряжения, трансформаторов для каждого потребителя. Расчет потокораспределения, определение тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции. Выбор сечения проводников.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.08.2013

  • Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014

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.