Переходные процессы в электроэнергетических системах
Проектирование электрических систем. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 15.12.2014 |
| Размер файла | 1,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
88
115
-
6,6
19
85
48
115
-
11
19
85
48
115
-
11
19
85
48
Т - трансформатор напряжения трехфазный
Р - расщепленная обмотка низшего напряжения
Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
Н - регулировка напряжения под нагрузкой
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
п/ст 1: тыс. руб.;
п/ст 2: тыс. руб.;
п/ст 3: тыс. руб.;
п/ст 4: тыс. руб.;
п/ст 5: тыс. руб.
тыс. руб.
3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду - II по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры - двухцепные согласно схеме, напряжения 110 кВ:
Кл. = Кл. уд•lл., тыс. руб.
Линия РЭС-1: Uном=110 кВ,l=56 км, АС-185; стальные двухцепные опоры К=22,7 тыс. руб. /км:
КРЭС-1=22,7•56=1271,2 тыс. руб.
Линия 1-4: Uном=110 кВ, l=48 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=24,6 тыс. руб. /км:
К1-4=24,6•48=1180 тыс. руб.
Линия РЭС-2: Uном=110 кВ,l=48 км, АС-240; стальные двухцепные опоры К=34,4 тыс. руб. /км:
КРЭС-2=34,4•48=1651,2тыс. руб.
Линия 2-3: Uном=110 кВ, l=48 км, АС-95; стальные двухцепные опоры К=24,4 тыс. руб. /км:
К2-3=24,4•48=1171,2 тыс. руб.
Линия 2-5: Uном=110 кВ, l=48 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=24,6тыс. руб. /км:
К2-5=24,6•48=1171,2 тыс. руб.
тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:
тыс. руб.
4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст.1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 110 кВ - 35 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 31 шт на 110 кВ.
тыс. руб.
5) Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для п/ст 1, 2,3,4,5: тыс. руб.;
Тогда: тыс. руб.
6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта 2:
тыс. руб.
7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл.14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
тыс. руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=110 кВ - 9,4%. Следовательно:
тыс. руб.;
тыс. руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 2:
тыс. руб.
8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:
час.
- суммарные потери активной мощности в сети варианта 2, где - суммарные потери в линии;
суммарные потери в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:
МВт = 3029 кВт.
б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2:
; .
п/ст 1: кВт;
п/ст 2: кВт;
п/ст 3: кВт;
п/ст 4: кВт;
п/ст 5: кВт.
кВт.
.
п/ст 1: кВт;
п/ст 2: кВт;
п/ст 3: кВт;
п/ст 4: кВт;
п/ст 5: кВт.
100,09+72,247+83,72+59,49+52,65= 368,41кВт.
Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 2 составляют:
кВт.
в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:
3029+608,42 =3,63МВт.
Годовые потери электроэнергии в сети:
=3,63·4528,57 = 16438,7 МВт/ч.
=240·8760+368,4·4528,57 = 3770 МВт/ч.
МВт/ч.
9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 2:
коп. = 202,08 тыс. руб.
10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2:
тыс. руб.
11) Определяем полные приведённые затраты варианта 2:
тыс. руб.
Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 2 и 3.
Таблица
|
Технико-экономические показатели |
Единица измерения |
Вариант 2 |
Вариант 3 |
|
|
тыс. руб |
7699,2 |
6451,2 |
||
|
тыс. руб |
1085 |
1785 |
||
|
тыс. руб |
596 |
1180 |
||
|
тыс. руб |
1050 |
1800 |
||
|
тыс. руб |
10430 |
11216 |
||
|
тыс. руб |
215,57 |
180,62 |
||
|
тыс. руб |
101,99 |
149,94 |
||
|
тыс. руб |
56,02 |
99,12 |
||
|
тыс. руб |
202,08 |
156,64 |
||
|
тыс. руб |
579,04 |
586,32 |
||
|
тыс. руб |
1882,79 |
1988,32 |
Так как разница в приведённых затратах превышает 5 %, то выбираем вариант 2, который является оптимальным для данного района.
2.4 Уточненный баланс реактивной мощности
Уточняется баланс реактивной мощности, при необходимости заново выбирается мощность КУ по подстанциям. В отличие от предварительного выбора КУ, здесь следует вычислить генерацию реактивной мощности линиями электропередачи и потери её в линиях, точнее рассчитать потери реактивной мощности в трансформаторах.
+QС+Qку=+QЛ+QТР.
Определим потери Р и Q в трансформаторах.
На подстанции 1 установлено два трансформатора .
Sном=25 МВА,UВН=115 кВ,UНН=10,5 кВ,
Рхх=27 кВт,Рк=120 кВт,uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст1=54кВт,Qст1=350 квар;
Рм1=108,32 кВт,Qм1==2380,7квар.
Потери в трансформаторе составят:
=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=54+108,8+j350+j26380,7= (162,83+j2730,7) кВА.
На подстанции 2 установлено два трансформатора .
Sном=40 МВА,UВН=115 кВ,UНН=6,3 кВ,
Рхх=36 кВт,Рк=172 кВт,uкВН-НН=10,5%,
Iх=0,65%.
Рст2=72 кВт,Qст2=520 квар;
Рм2=78,76 кВт,Qм2==1926 квар.
=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=72+78,76 +j520+j1926= (150,76+j2446,76) кВА.
На подстанции 3 установлено два трансформатора .
Sном=16 МВА,UВН=115 кВ,UНН= 6 кВ,
Рхх=19 кВт,Рк=85 кВт,uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст3=38кВт,Qст3=224 квар;
Рм3=89,25 кВт,Qм3==1769,1 квар.
=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=38+89,25+j224+j1769,1= (127,25+j1993) кВА.
На подстанции 4 установлено два трансформатора .
Sном=16 МВА,UВН=115 кВ,UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт,Рк=85 кВт,uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст4=38 кВт,Qст4=224 квар;
Рм4=64,6 кВт,Qм4==1277,3 квар.
=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=38+64,6+j224+ j 1277,3 = (102,6+j1503,3) кВА.
На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.
Sном=16 МВА,UВН=115 кВ,UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт,Рк=85 кВт,uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст5=38 кВт,Qст5=224 квар;
Рм5=57,24 кВт,Qм5==1131,5 квар.
=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=38+57,24+j224+j1131,5 = (95,1=24+j1355,7) кВА.
Определим потери Р и Q в линиях.
Линия РЭС-1:
Провод АС-185, l=56 км,RЛ=4,45 Ом, ХЛ=11,56 Ом,b0=2,7410-6 См/км,
РРЭС-1=1,049 МВт.
QЛ РЭС-1===2,72Мвар;
QС РЭС-1=b0ln=11022,710-6562=3,71 Мвар.
Линия 1-4:
Провод АС-70, l=48 км,RЛ=10,27 Ом, ХЛ=10,65 Ом,b0=2,5510-6 См/км,
Р1-4=0,33 МВт.
QЛ 1-4===0,339 Мвар;
QС 1-4=b0ln=11022,5510-6482=2,96 Мвар.
Линия РЭС-2:
Провод АС-240, l=48 км,RЛ=2,44 Ом, ХЛ=9,72 Ом,b0=2,8110-6 См/км,
РРЭС-2=1,29 МВт.
QЛ РЭС-2===5,15 Мвар;
QС РЭС-2=b0ln=11022,8110-6482=3,26 Мвар.
Линия 2-3:
Провод АС-95, l=48 км,RЛ=7,34 Ом, ХЛ=10,41 Ом,b0=2,6110-6 См/км,
Р2-3=0,67 МВт.
QЛ 2-3===0,947 Мвар;
QС 2-3=b0ln=11022,6110-6482=3,03Мвар.
Линия 2-5:
Провод АС-70, l=35 км,RЛ=10,27 Ом, ХЛ=10,65 Ом,b0=2,5510-6 См/км,
Р2-5=0,29 МВт.
QЛ 2-5===0,29 Мвар;
QС 2-5=В0ln=11022,5510-6482=2,96 Мвар.
Суммарные потери в линиях и трансформаторах:
РТР==162,83+150,76+127,25+102,6+95,24=638,6 кВт=0,638 МВт;
РЛ=РРЭС-1+РРЭС-2+Р1-4+Р2-3+Р2-5 =1,049 +1,29 +0,33+0,67 +0,29 =3,629 МВт;
QТР==2730,7+2446,76+1993+ 1503,3+1355,7=10028,7 квар=10,028 Мвар;
QЛ=QЛ РЭС-1+QЛ РЭС-2+QЛ 1-4+QЛ 2-3+QЛ 2-5=2,72+5,15 +0,339+0,947 +0,29 =9,44 Мвар;
QС=QС РЭС-1+QС РЭС-2+QС 1-4+QС 2-3+QС 2-5=3,71 +3,26 +2,96 +3,03+2,96 =15,92 Мвар.
Рген=+РТР+РЛ=115+0,638+3,629=119,26 МВт;
Qген=Ргенtg ген=119,26 0,59=70,36 Мвар;
=67,85 Мвар;
Qку=+QЛ+QТР-Qген-QС=67,85+9,44 +10,028 - 70,36 - 15,92 =1,038Мвар;
=0,59.
Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:
Qку1=Рнагр1• (tg?нагр - tg??Б) = 29 (0,59 - 0,59) = 0 Мвар;
Qку2=Рнагр2• (tg?нагр - tg??Б) = 33 (0,59 - 0,59) = 0 Мвар;
Qку3=Рнагр3• (tg?нагр - tg??Б) = 20 (0,59 - 0,59) = 0 Мвар;
Qку4=Рнагр4• (tg?нагр - tg??Б) = 17 (0,59 - 0,59) = 0 Мвар;
Qку5=Рнагр5• (tg?нагр - tg??Б) = 16 (0,59 - 0,59) = 0 Мвар.
На подстанциях установка компенсирующих устройств не требуется. Так как дефицита реактивной мощности в сети нет.
Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:
Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5= 0 Мвар.
Реактивная мощность каждой подстанции после расстановки КУ:
Q1=Qнагр1 - Qку1= 17,11 - 0= 17,11 Мвар;
Q2=Qнагр2 - Qку2= 19,47 - 0 = 19,47 Мвар;
Q3=Qнагр3 - Qку3= 11,81 - 0 = 11,81 Мвар;
Q4=Qнагр4 - Qку4= 10,03 - 0 = 10,03 Мвар;
Q5=Qнагр5 - Qку5= 9,44 - 0 = 9,44 Мвар.
Мощности каждой подстанции:
= (29+j17,11) МВА,Sн1= 33,67 МВА,
= (33+j19,47) МВА,Sн2= 38,31 МВА,
= (20+j11,8) МВА,Sн3= 23,22 МВА,
= (17+j10,03) МВА,Sн4= 19,73 МВА,
= (16+j9,44) МВА,Sн5= 18,57 МВА.
Определим суммарную полную мощность подстанций:
МВА.
3. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров
Задачей выполнения данного раздела проекта является определение действительного потокораспределения и напряжений на шинах подстанций в основном нормальном режиме работы сети и при отключениях линий и трансформаторов.
Для четкого представления учитываемых параметров линий и трансформаторов и последовательности расчетов составляется схема замещения всей сети, на которой указываются значения параметров сети и режима. Параметры режима наносятся на схему замещения после расчета режима.
Схема замещения сети представлена на рисунке 6.
Расчеты потокораспределения в сети выполняются по комплексным сопротивлениям сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов и генерации реактивной мощности в линиях.
При нагрузках, заданных на шинах вторичного напряжения подстанций, и напряжении, известном на шинах источника питания сети, расчет производится итеративно: потери мощности и потокораспределение - по номинальному напряжению сети, а потери напряжения и уровни напряжения - по потокораспределению с учетом потерь мощности и по заданному для данного режима напряжению на шинах источника питания сети.
Выбор основных расчетных режимов сети определяется необходимостью выявить наибольшие возможные потоки мощности во всех элементах проектируемой сети и определить возможные высшие и низшие рабочие напряжения на приемных подстанциях. В сети с одним источником питания рассмотрим нормальный режим наибольших нагрузок, а также наиболее тяжелый режим при аварийном отключении линий или трансформаторов (в период наибольших нагрузок подстанций).
При высших уровнях рабочего напряжения возрастают потери активной мощности и энергии при коронировании проводов и линейной арматуры, а также значительно возрастает генерация мощности линиями, что в периоды малых нагрузок может привести к нежелательным последствиям.
Мощности каждой подстанции:
= (29+j17,11) МВА,Sн1= 33,67 МВА,
= (33+j19,47) МВА,Sн2= 38,31 МВА,
= (20+j11,8) МВА,Sн3= 23,22 МВА,
= (17+j10,03) МВА,Sн4= 19,73 МВА,
= (16+j9,44) МВА,Sн5= 18,57 МВА.
Вариант 2.
3.1 Режим максимальных нагрузок
Определим потери Р и Q в трансформаторах.
На подстанции 1 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.
Sном=25 МВА,UВН=115 кВ,UНН=10,5 кВ,
Рхх=27 кВт,Рк=120 кВт,uк=10,5%, Iх=0,7%.
Потери мощности в стали трансформатора:
Рст1=54 кВт,Qст1=350 квар.
Потери мощности в меди трансформатора:
Рм1=108,32 кВт,
Потери мощности в трансформаторе:
Qм1==2380,7квар
=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=54+108,8+j350+j26380,7=162,83+j2730,7 кВА
На подстанции 2 установлено два трансформатора .
Sном=40 МВА,UВН=115 кВ,UНН=6,3 кВ, Рхх=36 кВт,
Рк=172 кВт,uкВН-НН=10,5%, Iх=0,65%.Рст2=72 кВт,Qст2=520 квар.
Рм2=78,76 кВт,
Qм2==1926 квар.
=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=72+78,76 +j520+j1926= 150,76+j2446,76 кВА.
На подстанции 3 установлено два трансформатора .
Sном=16 МВА,UВН=115 кВ,UНН= 6,6 кВ,
Рхх=19 кВт,Рк=85 кВт,uкВН-НН=10,5%,
Iх=0,7%.
Рст3=38кВт,Qст3=224 квар.
Рм3=89,25 кВт,
Qм3==1769,1 квар.
=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=38+89,25+j224+j1769,1= (127,25+j1993) кВА.
На подстанции 4 установлено два трансформатора .
Sном=16 МВА,UВН=115 кВ,UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт,Рк=85 кВт,uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст4=38 кВт,Qст4=224 квар.
Рм4=64,61 кВт,
Qм4==1277,3 квар.
=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=38+64,6+j224+ j 1277,3 = 102,6+j1503,3 кВА
На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.
Sном=16 МВА,UВН=115 кВ,UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт,Рк=85 кВт,uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст5=38 кВт,Qст5=224 квар.
Рм5=57,24 кВт,
Qм5==1131,5 квар.
=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=38+57,24+j224+j1131,5 = 95,1=24+j1355,7 кВА.
Переходим к расчёту параметров установившегося режима "методом в два этапа".
1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).
Мощность в конце участка цепи:
16+j9,44+0,095+j1,35-
2,96=16,09+j9,31МВА.
Потери мощности в линии:
0,293+j0,296МВА
Мощность в начале участка цепи:
16,09+j9,31+0,293+j0,296=16,38+j9,63МВА.
20+j11,8+0,127+j1,99-
3,03=20,127+j12,28МВА.
0,33+j0,46 МВА
20,127+j12,28+0,33+j0,46 =20,45+j12,74МВА.
17+j 10,03+0,11+j1,5-
2,96=17,11+j10,05МВА.
0,33+j0,39МВА
17,11+j10,05+0,33+j0,39=17,43+j10,38МВА.
=20,45+j12,74-3,03+16,38+j9,6-2,96+33+j19,47+0,15+j 2,44 -
3,26=69,98+j39,62МВА.
=1,3+j 5,19 МВА.
69,98+j39,62+1,3+j 5,19 =71,28+j44,81МВА.
=17,43+j10,38-2,96+29+j17,11+0,16+j2,73-
3,71=46,59+j26,89МВА
=1,06+j2,65МВА
46,59+j26,89+1,06+j2,65=47,65+j29,54МВА.
= 47,65+j29,54-3,71+71,28+j44,81-3,26= 118,93+j70,87МВА.
Сопротивления трансформаторов на подстанциях:
Для подстанции 1:
Rт1===1,26Ом,
Хт1===27,77 Ом.
Для подстанции 2:
Rт2===0,71 Ом,
Хт2===17,35 Ом.
Для подстанции 3:
Rт3==
=2,19 Ом,
Хт3==
=43,39 Ом.
Для подстанции 4:
Rт4===2,19 Ом,
Хт4===43,39 Ом.
Для подстанции 5:
Rт5===2,19 Ом,
Хт5===43,39 Ом.
2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падения напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети
UРЭС=1,1Uном=1,1 110=121 кВ.
Определим продольную составляющую падения напряжения в линии РЭС-2:
UЛ РЭС-2===8,63 кВ.
Определим поперечную составляющую падения напряжения в линии РЭС-2:
кВ
кВ (Напряжение на стороне ВН подстанции).
Определим продольную составляющую падения напряжения в трансформаторах:
Определим поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах:
Определим приведенное к ВН напряжение подстанции:
=;
;
Коэффициент трансформации:
.
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)
UЛ РЭС-1===4,57 кВ.
кВ
кВ (Напряжение на стороне ВН подстанции)
=;
;
Коэффициент трансформации:
.
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)
кВ;
кВ
кВ;
кВ
кВ
Коэффициент трансформации:
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)
кВ;
кВ
кВ;
кВ
кВ
Коэффициент трансформации:
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)
кВ;
кВ
кВ;
кВ
кВ
Коэффициент трансформации:
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)
3.2 Минимальный режим
В режиме минимальных нагрузок последние составляют 62% от наибольшей нагрузки по заданию.
Мощности в узлах сети, в режиме минимальных нагрузок составят:
Проверим целесообразность отключения трансформаторов:
Для п/ст 1:
Экономическая мощность:
;
Так как , то должно быть включено 2 трансформатора
Для п/ст 2:
;
Так как , то может быть включен 1 трансформатор
Для п/ст 3:
;
Так как , то может быть включено 2 трансформатор.
Для п/ст 4:
;
Так как , то должно быть включено 2 трансформатора.
Для п/ст 5:
;
Так как , то может быть включено 2 трансформатор. Потери мощности в трансформаторах в режиме минимальных нагрузок составят:
=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=54+41,81+j350+j914,66=95,81+j1264,66 кВА.
=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=36+60,63+j 260+j 1480=96,63+j 1740 кВА.
=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=38+34,47+j 224+j 679,45=72,47+j 903,45 кВА.
=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=38+24,83+j 224+j 490,7=62,83+j 714,7 кВА.
=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=38+21,99+j 224+j 434 = 60+j 658 кВА.
Сопротивления трансформаторов на подстанциях: для подстанции 1:
Rт1===1,26Ом,
Хт1===27,77 Ом.
Для подстанции 2:
Rт2===1,42 Ом,
Хт2===34,7 Ом.
Для подстанции 3:
Rт3===2,19 Ом,
Хт3===43,39 Ом.
Для подстанции 4:
Rт4===2,19 Ом,
Хт4===43,39 Ом.
Для подстанции 5:
Rт5===2,19 Ом,
Хт5===43,39 Ом.
Исходные данные для расчёта представим в таблице:
Таблица 7
Параметры схемы замещения в режиме минимальных нагрузок
|
Название элемента |
Узел начала |
Узел конца |
R, Ом |
X, Ом |
KТ |
BЛ, мкСм |
GТ, мкСм |
BТ, мкСм |
|
|
Линия РЭС-1 |
100 |
1 |
4,45 |
11,56 |
- |
306,88 |
- |
- |
|
|
Линия РЭС-2 |
100 |
2 |
2,44 |
9,72 |
- |
269,76 |
- |
- |
|
|
Линия 1-4 |
1 |
4 |
10,27 |
10,65 |
- |
244,8 |
- |
- |
|
|
Линия 2-3 |
2 |
3 |
7,34 |
10,41 |
- |
250,56 |
- |
- |
|
|
Линия 2-5 |
2 |
5 |
10,27 |
10,65 |
- |
244,8 |
- |
- |
|
|
Подстания 1 |
1 |
11 |
1,26 |
27,77 |
10,952 |
- |
4,083 |
26,465 |
|
|
Подстанция 2 |
2 |
22 |
1,42 |
34,7 |
18,253 |
- |
2,722 |
19,659 |
|
|
Подстанция 3 |
3 |
33 |
2, 19 |
43,39 |
17,424 |
- |
2,873 |
16,937 |
|
|
Подстанция 4 |
4 |
44 |
2, 19 |
43,39 |
10,454 |
- |
2,873 |
16,937 |
|
|
Подстанция 5 |
5 |
55 |
2, 19 |
43,39 |
10,454 |
- |
2,873 |
16,937 |
Далее произведём расчёт режима минимальных нагрузок с помощью программно-вычислительного комплекса "Project". Результаты расчета приведены ниже:
Установка на расчет
Результат: связи
9,98+j5,028МВА. 12,47+j6,74МВА.
0,105+j0,106МВА 0,122+j0,166МВА.
10,08+j5,13МВА. 12,61+j6,86МВА.
10,60+j5,44МВА. 43,23+j24,42МВА.
0,12+j0,116МВА =0,49+j 1,94 МВА.
10,72+j5,55МВА. 43,72+j26,36МВА.
28,79+j14,08 МВА. 116,44+j37,88МВА.
=0,37+j0,92МВА.
29,16+j15 МВА.
Результат: узлы
UРЭС=1,05Uном=1,06 110=115,5 кВ.
UЛ РЭС-2=3,14 кВ;
кВ (Напряжение на стороне ВН подстанции).
=;
;
;
Коэффициент трансформации:
.
кВ (Действительное напряжение на стороне НН).
UЛ РЭС-1=2,38 кВ;
кВ;
кВ (Напряжение на стороне ВН подстанции 2).
; ;
=;
;
;
Коэффициент трансформации:
.
кВ (Действительное напряжение на стороне НН).
;
кВ;
кВ;
кВ;
;
кВ;
кВ;
Коэффициент трансформации:
кВ (Действительное напряжение на стороне НН).
;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
Коэффициент трансформации:
кВ (Действительное напряжение на стороне НН).
;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
;
кВ;
Коэффициент трансформации:
кВ (Действительное напряжение на стороне НН).
Изобразим карту режима согласно полученным данным (приложение 1).
3.3 Послеаварийный режим
Послеаварийный режим обусловлен обрывом одного провода линиях РЭС-1 и РЭС-2.
Линия РЭС-2.
Провод АС-240,l=48 км,r0=0,120 Ом/км,x0=0,405 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12048/1=5,76 Ом, ХЛ=x0l=0,40548/1=19,44 Ом.
b0=2,8110-6 См/км, QС РЭС-2=b0ln=11022,8110-6481=1,63 Мвар.
Линия РЭС-1.
Провод АС-185,l=56 км,r0=0,159 Ом/км,x0=0,413 Ом/км.
RЛ=r0l=0,15956/1=8,9 Ом, ХЛ=x0l=0,41356/1=23,12Ом.
b0=2,710-6 См/км
QС РЭС-1=b0ln=11022,7410-6491=1,85 Мвар.
Таблица 8
Параметры схемы замещения в послеаварийном режиме при обрыве линий
|
Название элемента |
Узел начала |
Узел конца |
R, Ом |
X, Ом |
KТ |
BЛ, мкСм |
GТ, мкСм |
BТ, мкСм |
|
|
Линия РЭС-1 |
100 |
1 |
5,76 |
19,44 |
- |
134,88 |
- |
- |
|
|
Линия РЭС-2 |
100 |
2 |
8,9 |
23,12 |
- |
153,44 |
- |
- |
|
|
Линия 1-4 |
1 |
4 |
10,27 |
10,65 |
- |
244,8 |
- |
- |
|
|
Линия 2-3 |
2 |
3 |
7,34 |
10,41 |
- |
250,56 |
- |
- |
|
|
Линия 2-5 |
2 |
5 |
10,27 |
10,65 |
- |
244,8 |
- |
- |
|
|
Подстания 1 |
1 |
11 |
1,26 |
27,77 |
10,952 |
- |
4,083 |
26,465 |
|
|
Подстанция 2 |
2 |
22 |
0,71 |
17,35 |
18,253 |
- |
5,444 |
39,319 |
|
|
Подстанция 3 |
3 |
33 |
2, 19 |
43,39 |
17,424 |
- |
2,873 |
16,937 |
|
|
Подстанция 4 |
4 |
44 |
2, 19 |
43,39 |
10,454 |
- |
2,873 |
16,937 |
|
|
Подстанция 5 |
5 |
55 |
2, 19 |
43,39 |
10,454 |
- |
2,873 |
16,937 |
В результате расчёта установившегося режима в ПВК "Project" получили следующие значения:
Результат: связи
16,09+j9,31МВА. 20,127+j12,28МВА.
0,293+j0,296МВА. 0,33+j0,46 МВА.
16,38+j9,63МВА. 20,45+j12,74МВА.
17,11+j10,05МВА.
0,33+j0,39МВА.
17,43+j10,38МВА.
69,98+j40,45МВА.
=3,11+j10,49 МВА.
73,09+j50,94МВА.
46,59+j27,82МВА.
2,16+j5,54МВА.
48,75+j33,36МВА.
121,84+j82,57МВА.
Результат: связи.
кВ;
UЛ РЭС-2=11,45 кВ;
кВ;
;
кВ (Напряжение на стороне ВН подстанции 1).
=;
;
;
Коэффициент трансформации:
.
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН).
UЛ РЭС-1=9,77 кВ;
кВ
;
кВ (Напряжение на стороне ВН подстанции).
=;
;
Коэффициент трансформации:
.
кВ (Действительное напряжение на стороне НН).
;
кВ;
кВ;
кВ;
;
кВ
;
кВ;
Коэффициент трансформации:
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)
кВ;
кВ
кВ;
кВ;
кВ
Коэффициент трансформации:
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН).
кВ;
кВ
кВ;
кВ;
кВ;
Коэффициент трансформации:
кВ; (Действительное напряжение на стороне НН).
Изобразим карту режима согласно полученным данным (приложение 1).
4. Регулирование напряжения
Задачей проработки этого раздела проекта является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения 10кВ подстанций проектируемой сети. Регулирование напряжения осуществляется на источнике питания и на приемных понижающих подстанциях. Для данного проекта рабочие уровни напряжения на шинах источника питания во всех рассчитываемых режимах задаются.
Встречное регулирование напряжения, которое должно быть осуществлено на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями "Правил устройства электроустановок”. В общем случае в нормальных режимах работы сети необходимо обеспечить регулирование отклонений напряжений на вторичных шинах подстанций в пределах от +5.10% до 0% (от номинального уровня) при изменениях нагрузки подстанций от наибольшего значения до 30% наибольшего. Обычно следует ориентироваться на поддержание в период наибольших нагрузок отклонений напряжения на этих шинах +5…6%.
При аварийных отключениях линий и трансформаторов напряжения на шинах 10 кВ подстанций не должны снижаться ниже номинального уровня. Рекомендуется поддерживать в этом режиме напряжение, равное напряжению в предшествовавшем аварии нормальном режиме работы.
В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.
Из справочных материалов для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаева, И.П. Крючкова. Электричесская часть станций и подстанций. стр.116. для трансформаторов мощностью 6,3-125 МВА имеем 91,77 % в нейтрали ВН (92,0355 кВ).
Таблица 9.
|
тип |
Uном, кВ |
||||
|
ВН |
СН |
НН |
|||
|
Т4, Т5 |
ТДН 16000/110 |
115 |
- |
11 |
|
|
Т2 |
ТРДН 40000/110 |
115 |
- |
6,3 |
|
|
Т1 |
ТРДН 25000/110 |
115 |
- |
10,5 |
|
|
Т3 |
ТДН 16000/110 |
115 |
- |
6,6 |
Таблица 10.
|
№ отв. |
Uотв., кВ |
Кт = Uотв/Uнн |
||||
|
п/ст 1 |
п/ст 4,5 |
п/ст 3 |
п/ст 2 |
|||
|
Uнн=10,5кВ |
Uнн =11 кВ |
Uнн = 6,6кВ |
Uнн =6,3кВ |
|||
|
-9 |
96,6805 |
9, 2077 |
8,7891 |
14,6485 |
15,3461 |
|
|
-8 |
98,7160 |
9,4015 |
8,9742 |
14,9569 |
15,6692 |
|
|
-7 |
100,7515 |
9,5954 |
9,1592 |
15,2653 |
15,9923 |
|
|
-6 |
102,7870 |
9,7892 |
9,3443 |
15,5737 |
16,3153 |
|
|
-5 |
104,8225 |
9,9831 |
9,5293 |
15,8821 |
16,6384 |
|
|
-4 |
106,8580 |
10,1770 |
9,7144 |
16, 1906 |
16,9615 |
|
|
-3 |
108,8935 |
10,3708 |
9,8994 |
16,4990 |
17,2846 |
|
|
-2 |
110,9290 |
10,5647 |
10,0845 |
16,8074 |
17,6077 |
|
|
-1 |
112,9645 |
10,7585 |
10,2695 |
17,1158 |
17,9308 |
|
|
0 |
115,0000 |
10,9524 |
10,4545 |
17,4242 |
18,2539 |
|
|
1 |
117,0355 |
11,1462 |
10,6396 |
17,7326 |
18,5770 |
|
|
2 |
119,0710 |
11,3401 |
10,8246 |
18,0410 |
18,9001 |
|
|
3 |
121,1065 |
11,5340 |
11,0097 |
18,3494 |
19,2232 |
|
|
4 |
123,1420 |
11,7278 |
11, 1947 |
18,6578 |
19,5463 |
|
|
5 |
125,1775 |
11,9217 |
11,3798 |
18,9662 |
19,8694 |
|
|
6 |
127,2130 |
12,1155 |
11,5648 |
19,2746 |
20, 1925 |
|
|
7 |
129,2485 |
12,3094 |
11,7499 |
19,5831 |
20,5156 |
|
|
8 |
131,2840 |
12,5032 |
11,9349 |
19,8915 |
20,8387 |
|
|
9 |
133,3195 |
12,6971 |
12,1200 |
20, 1999 |
21,1618 |
4.1 Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок
п/ст 1:
1) Определим желаемое напряжение ответвлений:
2) Определим число ответвлений n:
3) Определим желаемый коэффициент трансформации:
для n = - 2 (см табл. выше)
4) Срегулируем напряжение на низкой стороне:
- результат близкий к желаемому.
п/ст 2:
1)
2)
3) для n = - 3 (см табл. выше)
4)
Если принять n = - 2
- результат близкий к желаемому.
п/ст 3:
1)
2)
3) для n = - 2 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
п/ст 4:
1)
2)
3) для n = 0 (см табл. выше)
4)
Если принять n = 1
- результат близкий к желаемому.
п/ст 5:
1)
2)
3) для n = - 2 (см табл. выше)
4)
Если принять n = - 1
- результат близкий к желаемому.
Изобразим карту режима согласно полученным данным (приложение 1).
4.2 Регулирование напряжения в режиме минимальных нагрузок
п/ст 1:
1)
2)
3) для n = 0 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
п/ст 2:
1)
2)
3) для n = - 1 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
п/ст 3:
1)
2)
3) для n = 2 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
Если принять n = 1
- результат близкий к желаемому.
п/ст 4:
1)
2)
3) для n = 2 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
п/ст 5:
1)
2)
3) для n = 2 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
Изобразим карту режима согласно полученным данным (приложение 1).
4.3 Регулирование напряжения в послеаварийном режиме
п/ст 1:
1)
2)
3) для n = - 3 (см табл. выше)
4)
Если принять n = - 2
- результат близкий к желаемому.
п/ст 2:
1)
2)
3) для n = - 3 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
п/ст 3:
1)
2)
3) для n = - 2 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
п/ст 4:
1)
2)
3) для n = - 1 (см табл. выше)
4) - результат близкий к желаемому.
п/ст 5:
1)
2)
3) для n = - 2 (см табл. выше)
4) . Если принять n = - 1 , - результат близкий к желаемому.
5. Технико-экономические показатели
В этом разделе проекта определяются следующие основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также технико-экономическую целесообразность спроектированной сети; капиталовложения на сооружение линии, подстанций и сети в целом (тыс. руб.); ежегодные расходы по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (тыс. руб/год); себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВт ч); потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок (кВт) и потери электроэнергии (кВт-ч) в спроектированной сети. Потери активной мощности и потери электроэнергии необходимо также выразить в процентах соответственно от суммарной активной мощности потребителей и полученной ими за год электроэнергии. При определении капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов все единичные удельные экономические показатели, характеризующие стоимость отдельных элементов сети, и обслуживание были взяты из приложения 2 методички по проектированию районной по проектированию районной электрической сети.
Так как на подстанциях установка компенсирующих устройств не требуется и нет дефицита реактивной мощности в сети, то стоимость компенсирующих устройств: тыс. руб.
Суммарные капиталовложения:
тыс. руб.
Определим капиталовложения в ячейки выключателей понизительных подстанций и выключатели линий 10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций.
При этом можно считать, что по одной линии в нормальных режимах сети передается при напряжении 10 кВ до 3-4 МВА.
тыс. руб.
тыс. руб
Суммарные потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок:
МВт,
где-наибольшая активная мощность в режиме максимальных нагрузок
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети:
тыс. руб.
Годовые потери электроэнергии в сети по двухступенчатому графику нагрузки:
(3,62+0,398) ·4528,57+0, 204·8760 = 19982 МВт/ч
Определим потери в режиме минимальных нагрузок:
Строим двухступенчатый график, равный по площади с заданным одноступенчатым
.
Для определения двух неизвестных составим систему из двух уравнений:
.
Вычтем второе уравнение из первого и получим:
,
откуда выразим:
ч;
(2,24+0,185) ·7020,73+0, 204·8760 = 19717 МВт/ч
=19982+19717 = 39699 МВт/ч.
Определяем издержки на потери электроэнергии в сети:
тыс. руб.
Определяем суммарные ежегодные издержки
Определяем полные приведённые затраты.
тыс. руб.
Суммарная полезная электроэнергия, отпущенная с шин вторичного напряжения подстанции сети.
МВт час;
Себестоимость передачи электроэнергии по сети:
Так как цены мы брали из данных 1991 года, надо учесть коэффициент индексации. На декабрь 2012 года он равен 73, тогда себестоимость будет равна:
.
Заключение
Выполнен проект районной электрической сети 110 кВ для электроснабжения пяти пунктов потребления от источника питания (ИП). Электрическая сеть спроектирована с учетом основных требований: надежности, качества, экономичности и перспективы дальнейшего развития.
В первом разделе проекта рассчитан приближенный баланс реактивной мощности в проектируемой электрической сети при условии, что баланс по активной мощности изначально обеспечен. Вычислена суммарная мощность компенсирующих устройств (КУ), устанавливаемых на шинах НН подстанций (ПС) для обеспечения баланса по реактивной мощности, которая составляет 0 Мвар. Проведена расстановка КУ в проектируемой сети по ПС методом "тангенс фи балансирующий". Коэффициент мощности нагрузок после установки КУ на шинах потребителей (косинус фи балансирующий) равен 0,86 (до установки КУ был равен 0,86).
Во втором разделе выбран оптимальный вариант электрической сети по методике технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов. В качестве критерия оптимальности использовались годовые приведённые затраты на строительство и эксплуатацию электрической сети. Первоначально были намечены семь конкурентоспособных вариантов, отвечающих требованию надежности электроснабжения потребителей.
Выбранный оптимальный вариант по конфигурации представляет собой разомкнутую разветвленную электрическую сеть с двумя узловыми и тремя тупиковыми подстанциями. Годовые приведенные затраты в оптимальный вариант электрической сети составили 188,351 млн. руб. Вариант замкнутой электрической сети по затратам дороже на 5,6%.
Оптимальный вариант сети имеет одно номинальное напряжение 110 кВ. Сечения проводов пяти ВЛ-110кВ выбраны по экономической плотности тока с учетом потерь на корону и допустимому току по нагреву проводов в послеаварийном режиме. Силовые трансформаторы для понижающих подстанций выбраны по условию возможной перегрузки трансформатора на 40% больше его номинальной мощности в ремонтном режиме, когда в работе на ПС остается один трансформатор из двух.
Уточнен баланс по реактивной мощности. Суммарная мощность КУ, устанавливаемых на шинах НН подстанций для обеспечения баланса по реактивной мощности в сети, равна 0 Мвар (так как в сети нет дифицита реактивной мощности).
В третьем разделе для проверки работоспособности спроектированной электрической сети проведены расчеты основных (характерных) установившихся режимов: максимального, минимального и наиболее тяжелого по потерям напряжения послеаварийного режима (при наибольших нагрузках) с отключением одной цепи в двухцепной головной линии РЭС-1,РЭС-2.
Расчет максимального установившегося режима выполнен "вручную" инженерным методом "в два этапа". Минимальный и послеаварийный режимы рассчитаны с использованием специализированной компьютерной программы расчета режимов электрических систем "ПРРЭС". Определены значения параметров режимов, в том числе рабочие напряжения на шинах ПС, токи, потоки и потери мощности в линиях и трансформаторах. Значения параметров приведены на картах режимов.
Проверено соблюдение ограничений по пропускной способности линий (по току и мощности) - нарушений нет.
В максимальном режиме рабочее напряжение на шинах НН ПС 1,4,5 и 2,3 значительно меньше желаемого 10,5 кВ и 6,3 кВ соответственно. Поэтому на этих ПС необходимо выполнять регулирование напряжения в максимальном режиме. Также необходимо регулирование напряжения осуществлять в минимальном режиме на ПС 1,2,3,4, и 5 и в послеаварийном режиме на ПС 1, 2, 3, 4 и 5.
В четвертом разделе выполнено встречное регулирование напряжения для потребителей в электрической сети с помощью устройств РПН на трансформаторах. Наибольшие потери напряжения в максимальном режиме имеет потребитель на подстанции 1. Для обеспечения желаемого напряжения 10,5 кВ на стороне НН подстанции 1 проведено регулирование напряжения на трансформаторах ТРДН-25000/115/10,5 с РПН с диапазоном регулирования ±9х1,78%. При ответвлении - 2 получено рабочее напряжение на стороне НН равное 10,47 кВ. В результате выполнения этого раздела показана возможность обеспечения желаемых напряжений на шинах потребителей в трех характерных режимах работы спроектированной электрической сети и, следовательно, во всех возможных режимах (в нормальных и послеаварийных).
В пятом разделе дана окончательная технико-экономическая оценка выбранного варианта схемы районной электрической сети. Уточненные значения капиталовложений на строительство сети и издержек на её эксплуатацию равны соответственно 10503,8 и 430,76 тыс. руб. Потери активной мощности в максимальном режиме составляют 6,675 или %5,57 от суммарной мощности нагрузок.
Для расчета годовых потерь электроэнергии используется число часов максимальных потерь ("метод тау"). Годовые потери электроэнергии в электрической сети составляют 39699 МВт. ч или 5,3 % от полученной потребителями электроэнергии.
Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной электрической сети равна 4,38 коп. /кВт. ч.
Список используемых источников
1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Учебник для вузов. - ? М.: ООО "Издательский дом Альянс", 2009. - 592 с.
2. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. - М: НЦ ЭНАС, 2009. - 392 с.
3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование для станций и подстанций: Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.
4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 2009. - 608 с.
5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.
6. Акишин Л.А., Прокопчук К.И. Электрические сети: Методические указания к курсовому проекту на тему "Районная электрическая сеть". - Иркутск: ИрГТУ, 2012. - 45 с.
7. Герасименко А.А., В.Т. Федин. Передача и распределение электро-энергии: Учебное пособие. ? Ростов-н/Д.: Феникс, ? 2011. - 720 с.
8. Лыкин А.В. Электрические системы и сети. Учебное пособие. ? М.: Логос, 2006. ?246 с.
9. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. - М.: НЦ ЭНАС, 2009. - 456 с.
Приложения
Приложение 1. Карты электрических режимов работы сети
Примечание: на шинах НН подстанций представлены два значения рабочего напряжения: до регулирования и после регулирования (с серой тенью).
Приложение 2
Технико-экономическое сравнение вариантов.
Вариант 2
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Генерация и потребление активной и реактивной мощностей. Выбор схемы, номинального напряжения, основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. Уточненный баланс реактивной мощности.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.03.2014Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций проектируемой сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [6,8 M], добавлен 04.06.2021Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014Суть технического и экономического обоснования развития электрических станций, сетей и средств их эксплуатации. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчёт режимов работы и параметров сети.
курсовая работа [4,4 M], добавлен 05.06.2012Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы номинального напряжения и основного оборудования. Расчет схемы режимных параметров выборной сети. Аварийный режим в период наибольших нагрузок.
курсовая работа [442,9 K], добавлен 26.03.2012Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного оборудования. Режимные параметры энергетической сети промышленного района. Падение напряжения в трансформаторах.
курсовая работа [431,4 K], добавлен 28.03.2012Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.
курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств электрической сети. Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети. Схемы электрических соединений подстанций. Расчет режима максимальных нагрузок.
курсовая работа [140,5 K], добавлен 22.12.2010Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014Выбор схемы присоединения новых подстанций, номинального напряжения, сечений и марок проводов линий, трансформаторов. Проверка их загрузки и определение приведенных затрат. Механизм расчета и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети.
курсовая работа [863,6 K], добавлен 22.01.2017
