Электрическая сеть районной электроэнергетической системы

Проектирование электрической сети районной электроэнергетической системы. Сравнение технико-экономических вариантов сети, выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет сети при различных режимах. Проверка токонесущей способности проводов линий.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 16.04.2012
Размер файла 1,6 M

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

  • Содержание
  • Введение
  • 1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети
  • 2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети
  • 3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий
  • 4. Приближенные расчеты потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимахпри выбранном номинальном напряжении
  • 5. Выбор площади сечений проводов. Уточнение конфигурации сети
  • 6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Определение числа линий
  • 7. Формирование однолинейной схемы электрической сети
  • 8. Выбор конструкции фазы и материала опор
  • 9. Технико-экономические сравнения вариантов
  • 10. Электрические расчеты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения
  • 11. Проверка токонесущей способности проводов линий
  • 12. Расчет технико-экономических показателей
  • Заключение
  • Литература

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети районной электроэнергетической системы. Основная задача состоит в сравнении технико-экономических вариантов сети и расчет технико-экономических показателей выбранного варианта. На начальной стадии составляется конфигурация сети, исходя из которой, выбирается номинальное напряжение сети, марки проводов и трансформаторов (оценивается достаточность регулирования напряжения). В последующем производится расчет основных экономических показателей и составляется схема сети. В основу проектирования положены основные задачи такие как: анализ существующей сети, расчет нагрузок, выбор режима работы трансформаторов и линий, расчет сети при различных режимах (наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийные режимы) и сводные данные по намеченному объекту проектирования.

При выполнении данной работы будем использовать программу Rastr.

электрический сеть трансформатор подстанция

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

На первом этапе разрабатывается схема сети по заданным координатам потребителей и источникам энергии. При разработке вариантов конфигурации сети будем исходить из того, что сеть включается в себя потребителей I, II,III категорий, которые требуют различной степени надежности. В связи с этим, будем руководствоваться тем, что от генерирующих источников большой мощности и балансирующих узлов будет отходит не менее двух линий, а применение двухцепной линии будет нецелесообразным, так как она не удовлетворит надежности сети. Основным критерием также будем считать что суммарная длина линий сети должна быть наименьшей.

Исходя из этих требований составим четыре конфигурации сети характеризующиеся одинаковой надежностью, но различной протяженностью.

При выборе двух вариантов по вышеуказанным критериям, будем руководствоваться и тем, что при дальнейшем расчете будет нецелесообразно применять данную конфигурацию сети (передаваемая мощность по линии может быть незначительна), в следствии чего данная схема не будет удовлетворять критерию наименьшей длины.

Данные конфигурации сети показаны на рисунках 1.1-1.4.

Информацию о суммарной длине линий занесем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

Схема 1

Схема 2

Схема 3

Схема 4

L,км

633.6

585.6

597.6

542.4

На основе предварительных расчетов выбираем схему 1 и схему 2.

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

Произведем приближенный расчет потораспределения сети принимая следующие допущения при расчете:

- номинальное напряжение сети одинаково во всех точках. Принимаем номинальное напряжение равным 1150 кВ для того, чтобы потоки мощности по ветвям отражали реальное их распределение, а не приближенные.

- сечения проводов линий одинаковые. Принимаем удельное сопротивление линий равным Ом/км. Значения удельных активных и реактивных сопротивлений взяты согласно среднему значению зависимости последних от сечения проводника.

- потери мощности в трансформаторах не учитываем.

Зная активную составляющую мощности, из треугольника мощностей находим реактивную составляющую:Мвар,

где - активная мощность в i-том узле;

- реактивная мощность в i-том узле.

Определим суммарные активные и реактивные мощности нагрузки и генерации и полученные данные сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

P, МВт (нагрузка)

-

248,9

346,1

308,8

211,8

24,2

8,8

119,8

Q, МВт (нагрузка)

-

159,3

221,5

197,7

135,5

17,7

6,8

87,4

P, МВт (генерация)

-

-

-

20

-

-

-

400

Q, МВт (генерация)

-

-

-

9,8

-

-

-

240

Значения длин линий и удельных активных и реактивных сопротивлений для каждой из представленных расчетных схем представим в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Схема 1

Схема 2

Номер участка

Длина линии

R, Ом

X, Ом

Номер участка

Длина линии

R, Ом

X, Ом

1-3

48

9,6

19,2

1-3

48

9,6

19,2

1-5

132

26,4

52,8

1-5

132

26,4

52,8

3-4

84

16,8

33,6

1-4

72

14,4

28,8

8-4

84

16,98

33,6

3-2

60

12

24

5-8

72

14,4

28,8

5-8

72

14,4

28,8

8-2

100,8

20,16

40,32

8-4

84

16,8

33,6

3-2

60

12

24

4-2

64,8

12,96

25,92

2-6

28,8

5,76

11,52

2-6

28,8

5,76

11,52

6-7

24

4,8

9,6

6-7

24

4,8

9,6

При расчете потораспределения воспользуемся программой RASTR.

Рисунок 2.1- Потокораспределение схема 1

Рисунок 2.2- Потокораспределение схема 2

Результаты расчетов занесем в таблицу 2.3

Таблица 2.3

Схема 1

Схема 2

Номер участка

Передаваемая P,МВт

Номер участка

Передаваемая P,МВт

1-3

333

1-3

274

1-5

92

1-5

107

3-4

87

1-4

194

8-4

142

3-2

100

5-8

28

5-8

104

8-2

109

8-4

87

3-2

86

4-2

80

2-6

16

2-6

16

6-7

9

6-7

8

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий

Выбор номинального напряжения осуществляется на основе сопоставления вариантов технико-экономических показателей. При предварительном выборе номинального напряжения осуществим по экономическим зонам и формуле Илларионова.

Воспользуемся формулой Илларионова:

,

где, l - длина линии, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт.

Данные расчетов по формуле и экономическим зонам сведем в таблицу 3.1, 3.2.

При построении конфигурации учитывалась предельная мощность в линии которая может протекать, поэтому было принято сделать линию 1-3 двухцепной. Линия 6-2 двухцепная в целях надежности.

Таблица 3.1- Принимаемые напряжения для схемы 1 электрической сети

Схема 1

Номер участка

Длина линии

Передаваемая P,МВт

По экономическим зонам

По Илларионову

1-3

48

333

220

236,2

1-5

132

92

220

179,7

3-4

84

87

220

169,8

8-4

84

142

220

206,0

5-8

72

28

220

101,9

8-2

100,8

109

220

189,3

3-2

60

86

220

163,5

2-6

28,8

16

220

75,9

6-7

24

9

110

57,9

Таблица 3.2- Принимаемые напряжения для схемы 2 электрической сети

Схема 2

омер участка

Длина линии

Передаваемая P,МВт

По экономическим зонам

По Илларионову

1-3

48

274

220

226,2

1-5

132

107

220

191,9

1-4

72

194

220

224,6

3-2

60

100

220

173,2

5-8

72

104

220

179,7

8-4

84

87

220

169,8

4-2

64,8

80

220

160,2

2-6

28,8

16

220

75,9

6-7

24

8

110

54,8

Анализируя полученные данные приходим к выводу что данная сеть проектируется на два номинальных напряжения 330 кВ и 110 кВ.

4. Приближенные расчеты потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах при выбранном номинальном напряжении

Произведем расчет послеаварийных режимов и определим токовую загрузку ЛЭП, получим данные о напряжении в узлах. Полученные данные занесем в таблицу 4.1 для схемы 1 и таблицу 4.2 для схемы 2.

Таблица 4.1

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-5

6-7

8-2

8-4

5-8

2-3

1-3

9-6

3-4

6-7

58

58

57

57

58

61

58

57

61

9-6

107

77

109

106

106

109

114

217

107

217

8-2

172

209

366

231

266

297

214

183

366

8-4

240

283

399

300

256

373

282

343

399

5-8

129

44

124

152

29

121

42

28

152

1-3

745

686

750

773

678

688

1342

696

686

1342

2-3

211

179

299

112

179

333

165

188

203

333

3-4

184

159

101

311

152

174

134

160

270

311

1-5

306

191

149

134

211

205

273

193

207

306

Номер узла

Напряжение в узлах при отключении ветви, кВ

Наим. знач., кВ

Наиб. знач., кВ

1-5

6-7

8-2

8-4

5-8

2-3

1-3

9-6

3-4

1

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

2

329,7

333,1

326,2

332,8

332,9

326,6

311,6

332,3

332,0

311,6

333,1

3

338,5

340,5

338,3

337,5

340,5

340,3

318,5

340,1

340,4

318,5

340,5

4

327,8

331,2

332,3

319,9

331,5

330,2

310,7

330,8

324,7

310,7

332,3

5

335,0

345,5

349,1

350,4

344,3

344,2

337,9

345,3

344,0

335,0

350,4

6

110,1

112,6

108,8

111,2

111,2

108,9

103,5

108,7

110,88

103,5

112,6

7

109,1

107,8

110,2

110,3

107,9

102,5

107,7

109,9

102,5

110,3

8

340,7

346,7

354,0

356,7

347,4

344,1

331,3

346,3

343,7

331,3

356,7

9

112,2

114,1

110,9

113,3

113,3

111,1

105,7

113,0

113,0

105,7

114,1

Таблица 4.2

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

583

643

453

364

480

378

515

459

643

1-5

289

423

250

223

223

425

269

252

425

6-7

59

60

58

58

57

56

58

58

60

9-6

111

111

107

76

107

106

105

108

216

216

4-2

287

226

75

133

124

203

204

139

287

5-8

152

115

455

179

208

213

166

178

455

2-3

164

407

286

220

296

235

201

397

228

407

1-3

1047

756

631

564

642

579

542

541

572

1047

8-4

166

231

95

148

131

257

233

156

149

257

Номер узла

Напряжение в узлах при отключении ветви, кВ

Наим. знач., кВ

Наиб. знач., кВ

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

363,0

2

321,1

319,8

329,7

335,0

330,2

333,9

336,0

328,2

334,3

319,8

336,0

3

328,2

337,4

341,9

344,3

342,1

343,9

344,8

345,1

344,1

328,2

345,1

4

332,5

308,5

329,0

339,2

343,1

338,0

342,2

335,9

338,9

308,5

343,1

5

335,2

321,9

304,9

338,9

341,1

340,8

326,6

337,1

338,7

304,9

341,1

6

106,9

106,4

110,0

113,2

110,2

111,6

112,3

109,5

109,4

106,4

113,2

7

105,9

105,5

109,1

109,3

110,6

111,4

108,5

108,5

105,5

111,4

8

339,1

319,4

326,0

344,6

347,8

347,5

350,7

341,9

344,3

319,4

350,7

9

109,1

108,7

112,2

114,8

112,3

113,7

114,4

111,6

113,7

108,7

114,8

При расчете в программе Rastr для обозначения трансформатора был введен узел 9.

5. Выбор площади сечений проводов. Уточнение конфигурации сети

Выбираем марки проводов ЛЭП по условиям экономичности и техническим характеристикам. Данные критерии являются независимыми поэтому начнем расчет по условию экономичности. Так как проектируемая сеть состоит из двух номинальных напряжений 330 и 110 кВ, то для линий напряжением 330 кВ площади выберем согласно экономическим интервалам нагрузки. В соответствии с [2, с.280] выбираем сечение.

Для линий 110 кВ выбираем линии согласно экономической плотности тока. Продолжительность использования максимума нагрузки находим по формуле:

ч.

Согласно найденному времени выберем экономически оправданную плотность тока равную 1,1 А/мм2. Для нахождения сечений проводов по допустимому току нагрева воспользуемся результатами расчета аварийных режимов.

Для проверки сечений по условиям короны воспользуемся формулой:

где т0 -- коэффициент, по которому учитывается состояние поверхности провода; тn, -- коэффициент, согласно которому учитывается состояние погоды; = 3,926/(273 + t°) --коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление bи температуру воздуха t°С; r -- радиус провода, см;D -- расстояние между осями проводов воздушной линии, см.

Далее выбираем сечения проводов и результаты заносим в таблицы 5.1 и 5.2.

Выбор сечений проводов по механической прочности осуществляем согласно ПУЭ, Глава 2.5 Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ, таблица 2.5.4.

Таблица 5.1- Выбор сечений проводов для схемы 1

Номер линии

Расчёт-ный

ток,А

Наибольший ток, А

Расчётное сечение провода, мм2

принятое сечение и марка провода

по

по

по

по эконом. зонам

по мех. пр.

6-7

57

61

70/11

70/11

70/11

-

70/11

70/11

9-6

106

217

185/43

70/11

70/11

-

70/11

185/43

8-2

214

366

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

8-4

282

399

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

5-8

42

152

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

1-3

695

1342

-

2240/32

2240/32

2300/39

70/11

2300/39

2-3

187

333

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

3-4

160

311

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

1-5

193

306

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

Таблица 5.2- Выбор сечений проводов для схемы 2

Номер линии

Расчетный ток, А

Наибольший ток, А

Расчётное сечение провода, мм2

принятое сечение и марка провода

по

по

по

по эконом. зонам

по мех. пр.

1-4

458

643

-

2240/32

70/11

2240/32

70/11

2240/32

1-5

252

425

-

2240/32

70/11

2240/32

70/11

2240/32

6-7

57

60

70/11

70/11

70/11

70/11

70/11

9-6

106

216

185/43

70/11

70/11

70/11

185/43

4-2

139

287

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

5-8

178

455

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

2-3

228

407

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

1-3

571

1047

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

8-4

149

257

-

2240/32

2240/32

2240/32

70/11

2240/32

6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Определение числа линий

Мощность трансформаторов выбираем по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции. Их мощность в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Для обеспечения потребителей I и II категорий, нужно два трансформатора, хоть трансформатор и надежный элемент сети, но иногда нужен вывод трансформатора в ремонт или техническое обслуживание. Произведем расчет мощности которая будет протекать через трансформаторы на пятый год эксплуатации. При расчете будем учитывать нагрузку на стороне среднего и низшего напряжения. Полученные данные занесем в таблицу 6.1.

В случае аварии на одном из трансформаторов, работающий трансформатор должен обеспечить пропускную способность всей мощности, поэтому каждый из двух трансформаторов будет рассчитан на мощность, составляющую 70% максимальной нагрузки подстанции. Расчетную мощность занесен в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

№ узла нагрузки

Полная мощность подстанции Sм, МВА

Sм/1,4

Категории потребителей

Кол-во трансформаторов

Тип трансформатора

Номинальная мощность

тр-ра

2

224,9

160,6

I и II

2

АТДЦТН - 200000/330/110

200

3

206,3

147,4

I и II

2

АТДЦТН - 200000/330/111

200

4

210,1

150,1

I и II

2

АТДЦТН - 200000/330/112

200

5

143,8

102,7

I и II

2

АТДЦТН - 125000/330/110

125

6

37,1

26,5

III

2

ТДТН-25000/110

25

7

13,5

9,6

III

1

ТДТН-10000/110

10

8

445

317

2

ТДЦ - 400000/330

400

Основные характеристики выбранных трансформаторов занесем в таблицу 6.2

Таблица 6.2

Тип

Sном,

МВА

Пределы регулирования

Uном обмоток, кВ

Uк, %

СН

НН

ВС

ВН

СН

АТДЦТН - 125000/330/110

125

±6Ч2

на стороне СН

330

115

6,3;10,5;38,5

10

35

24

ТРДН-25000/110

25

±9Ч1,78

115

-

6,3;10,5

10,5

ТДН-10000/110

10

±9Ч1,78

115

-

6,6;11;

10,5

ТДЦ - 400000/330

400

-

347

-

15,75/20

11

АТДЦТН - 200000/330/110

200

±6Ч2

на стороне СН

330

115

6,6;10,5;38,5

10

34

22,5

Тип

Рх,

кВт

Рк,

кВт

Iх, %

Rт, Ом

Xт, Ом

Qх,

квар

В

С

Н

В

С

Н

АТДЦТН - 125000/330/110

115

-

0,5

1,3

1,3

2,6

91,5

-

213,4

625

ТРДН -25000/110

27

120

0,7

2,54

55,9

175

ТДН-10000/110

14

60

0,7

7,95

139

70

ТДЦ - 400000/330

365

810

0,4

0,6

33

1600

АТДЦТН - 200000/330/110

180

-

0,5

0,8

0,8

2

58,5

-

126,6

1000

При выбранной схемы сети сопротивления трансформаторов в программе Rastr введем согласно количеству трансформаторов.

Выбор числа цепей в линиях был произведен на основании расчетов надежности и потоков мощности, полученные результаты сведем в таблицу 6.3.

Таблица 6.3

Схема 1

Схема 2

Номер ветви

Число цепей

Номер ветви

Число цепей

6-7

1

1-4

1

9-6

2

1-5

1

8-2

1

6-7

2

8-4

1

9-6

1

5-8

1

4-2

1

1-3

2

5-8

1

2-3

2

2-3

2

3-4

2

1-3

2

1-5

2

8-4

2

7. Формирование однолинейной схемы электрической сети

Произведем расчет нагрузок на пятый год эксплуатации подстанций. По заданной общей мощности потребителей на шинах высшего, среднего и низшего напряжений, руководствуясь таблицей 7.1, можно определить количество линий, отходящих от шин каждого напряжения подстанции.

Таблица 7.1-Ориентировочные значения мощностей на одну цепь линий электропередачи

Напряжение, кВ

6

10

35

110

220

330

Мощность, МВт

0,5-2

1-3

5-10

15-30

90-110

270-450

Результаты расчёта количества линий занесены в таблицу 7.2

Таблица 7.2- Количество радиальных линий электропередачи, отходящих от подстанций проектируемой сети

Номерузла

Нагрузка на РУ

Количество присоединений

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

2

93,2

113,1

42,6

1

4

15

3

199,7

93,2

53,2

1

4

18

4

159,7

106,5

42,6

1

4

15

5

108,9

81,1

21,8

1

3

7

6

24,2

-

-

9

7

8,8

-

-

3

8

119,8

1

-

-

В соответствии с таблицей 7.2 строим однолинейные схемы

Рисунок 7.1- Однолинейная схема вариант №1

Рисунок 7.2- Однолинейная схема вариант №2

8. Выбор конструкции фазы и материала опор

При выборе конструкции фазы будем руководствоваться тем, что на напряжение до 220 кВ применяются провода с нерасщеплённой фазой, а на 220 и выше с расщепленной. Поэтому в данной курсовой работе примем два провода в фазе на напряжение 330 кВ и один провод в фазе на 110 кВ.

Материал опор выбирается согласно выбранной местности сооружения и расположения баз железобетонных изделий. Допустим, что в данном курсовом проекте из-за больших нагрузок в узлах, данная сеть проходит не по равнинным участкам и железобетонные базы в радиусе 1500 км отсутствуют. Поэтому примем металлические опоры на всех одноцепных и двухцепных линиях 330 кВ и 110 кВ.

9. Технико-экономические сравнения вариантов

При расчете технико-экономических показателей будем исходить что сеть проектируется в течении пяти лет, и при изменении нагрузки в течении года будем вводить на подстанции дополнительные ячейки.

Капитальные затраты в линию со стальными опорами вычислим для IV климатического района по гололеду в соответствии с форм. [3, с.531]:

где - номинальное напряжение линии, кВ;

- площадь сечения провода, мм2;

, , - коэффициенты, приведены в таблице 9.1 (из табл. [3, с.531]);

- длина линии, км;

k-коэффициент перевода в российские рубли, .

Таблица 9.1

Климатический район по гололеду

Число цепей

Опора

Коэффициенты

, тыс.руб/км

10-6 тыс.руб/(км·кВ2)

·10-3тыс.руб/(км·мм2)

IV

1

Стальная

12,20

88,00·10-6

12,00·10-3

2

Стальная

15,75

322,00·10-6

22,00·10-3

Для каждой подстанции определяется стоимость одного трансформатора по формуле 12.5 [2, с.532]:

,

стоимость одной ячейки с выключателем по формуле 12.6 [3, с.532]:

),

стоимость компенсирующих устройств по формуле 12.7 [3, с.532]:

,

постоянная часть затрат по формуле 12.8 [3, с.532]:

,

где - номинальное напряжение трансформаторов подстанции, кВ;

- номинальная мощность трансформаторов подстанции, МВ·А;

- мощность компенсирующего устройства, Мвар;

, , - коэффициенты аппроксимации, приведены в таблице 9.2 (в соответствии с таблицей 12.2 [3, с.533]):

Таблица 9.2

Коэффи-циент

, тыс.руб

, тыс.руб / кВ2

, тыс.руб / МВ·А

, тыс.руб

, тыс.руб / кВ2

, тыс.руб / Мвар

, тыс.руб

, тыс.руб / кВ2

Среднее значение

20

1,43·10-3

0,886

15

2,1·10-3

5,1

50

13·10-3

Рассчитанные капитальные затраты для схемы 1 отобразим в таблице 9.3.

Таблица 9.3

Линии

Трансформаторы

Ячейки

Постоянные затраты

Номер участка

Длина линии

Стоим. линии

Номер узла

Sтр-ра

Стоим. тр-ра

Число ячеек

Стоим. ячейки

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

Uном

1-й год

1-3

48

49,99

2

200

11,58

13

8

14

51,95

5,30

3,49

330

24,04

3-4

84

84,79

3

200

11,58

14

6

17

55,95

3,98

4,29

330

24,04

8-4

84

38,08

4

200

11,58

13

6

14

51,95

3,98

3,53

330

24,04

8-2

100,8

45,69

8

400

12,29

13

2

51,95

0,49

330

24,04

3-2

60

60,56

2-й год

1-5

132

133,25

5

125

9,4

13

6

9

51,95

3,98

2,24

330

24,04

5-8

72

32,63

3-й год

2-6

28,8

27,76

6

25

1,95

6

14

23,98

3,49

110

3,39

6-7

24

8,89

7

10

0,76

1

3

3,99

0,74

110

3,39

2

1

1

0,66

0,24

3

1

0,24

4

1

0,24

4-й год

2

1

0,24

3

2

0,49

4

1

1

0,66

0,24

5

1

0,24

5-й год

2

2

0,49

3

1

1

0,66

0,24

4

2

0,49

5

1

0,24

6

1

0,24

Капитальные затраты

1-й год

2-й год

3-й год

4-й год

5-й год

ПС

380,05

207,21

43,07

1,87

2,36

Линия

279,11

133,25

36,65

Общие

659,16

340,46

79,72

1,87

2,36

Рассчитанные капитальные затраты для схемы 2 отобразим в таблице 9.4.

Таблица 9.4

Линии

Трансформаторы

Ячейки

Постоянные затраты

Номер участка

Длина линии

Стоим. линии

Номер узла

Sтр-ра

Стоим. тр-ра

Число ячеек

Стоим. ячейки

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

Uном

1-й год

1-4

72

48,45

2

200

11,58

13

8

14

51,95

5,3

3,49

330

24,04

3-2

60

72,68

3

200

11,58

11

6

17

43,96

3,98

4,29

330

24,04

8-4

84

27,19

4

200

11,58

11

6

14

43,96

3,98

3,53

330

24,04

8-4

84

38,08

8

400

12,29

13

2

51,95

0,49

330

24,04

4-2

64,8

65,41

2-й год

1-5

132

133,25

5

125

9,4

11

6

9

43,96

3,98

2,24

330

24,04

5-8

72

32,63

3-й год

2-6

28,8

27,76

6

25

1,95

6

14

23,98

3,49

110

3,39

6-7

24

8,89

7

10

0,76

1

3

3,99

0,74

110

3,39

2

1

1

0,66

0,24

3

1

0,24

4

1

0,24

4-й год

2

1

0,24

3

2

0,49

4

1

1

0,66

0,24

5

1

0,24

5-й год

2

2

0,49

3

1

1

0,66

0,24

4

2

0,49

5

1

0,24

6

1

0,24

Капитальные затраты

1-й год

2-й год

3-й год

4-й год

5-й год

ПС

360,07

199,22

43,07

1,87

2,36

Линия

251,81

165,88

36,65

Общие

611,88

365,1

79,72

1,87

2,36

Все капитальные затраты приведены в млрд. руб..

При расчете ежегодных издержек будем считать, что отчисления на амортизацию и обслуживание, капитальный ремонт будет от суммы всех вложений в сооружении сети. Потери холостого хода трансформатора также будем считать суммарные в году. Получим данные для схемы 1, так и для схемы 2. Полученные данные сведем в таблицу 9.5

Для расчета ежегодных издержек воспользуемся формулой 12.13 [3, с.538]:

,

где - издержки на амортизацию;

- эксплуатационные расходы;

- потери электроэнергии;

, - нормы на амортизацию и обслуживание сети, приведены в таблице 9.6 (в соответствии с таблицей 12.3 [2, с.535]);

, - стоимость 1 кВт·ч потерь;

, - соответственно годовые нагрузочные потери энергии и потери холостого хода.

Таблица 9.6

Наименование элемента сети

Норма в долях от капитальных затрат

на амортизацию

на текущий ремонт и обслуживание

Воздушные линии 35 кВ и выше на металлических опорах

0,024

0,004

Электрооборудование и распределительные устройства 220 кВ и выше

0,064

0,020

Нагрузочные потери рассчитаем для каждого года эксплуатации.

Годовые нагрузочные потери:

 

Расчет ежегодных издержек

Сумм.

ЛЭП

ПС

потерь хх

нагрузочных потерь

ЛЭП

ПС

Схема 1

2-й год

7,82

31,92

0,04

0,11

0,02

39,91

3-й год

11,55

49,33

0,05

0,12

0,03

61,08

4-й год

12,57

52,95

0,04

0,15

0,03

65,74

5-й год

12,57

53,10

0,04

0,17

0,05

65,93

Схема 2

2-й год

7,05

30,25

0,04

0,10

0,02

37,46

3-й год

11,70

46,98

0,05

0,12

0,04

58,89

4-й год

12,72

50,60

0,04

0,14

0,04

63,54

5-й год

12,72

50,76

0,04

0,16

0,07

63,75

где - нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок, их значение примем исходя из расчета режимов на ЭВМ;

- время наибольших потерь, рассчитывается согласно формуле 9.31 [3, с.390]:

,

где - время использования наибольшей активной мощности, примем его равным.

Годовые потери холостого хода:

Таблица 9.6

Расчет ежегодных издержек

Сумм.

ЛЭП

ПС

потерь хх

нагрузочных потерь

ЛЭП

ПС

Схема 1

2-й год

7,82

31,92

0,04

0,11

0,02

39,91

3-й год

11,55

49,33

0,05

0,12

0,03

61,08

4-й год

12,57

52,95

0,04

0,15

0,03

65,74

5-й год

12,57

53,10

0,04

0,17

0,05

65,93

Схема 2

2-й год

7,05

30,25

0,04

0,10

0,02

37,46

3-й год

11,70

46,98

0,05

0,12

0,04

58,89

4-й год

12,72

50,60

0,04

0,14

0,04

63,54

5-й год

12,72

50,76

0,04

0,16

0,07

63,75

где - потери мощности холостого хода;

t - время работы в году рассматриваемого элемента сети, примем равным 8760 ч.

Все ежегодные издержки приведены в млрд. руб..

Выбор одного из двух вариантов электрических сетей будем производить по критерию минимума затрат (формула 12.21 [3, с.540]):

,

где - издержки в год t с учетом амортизационных отчислений, тыс.руб;

- капитальные затраты в год t, тыс.руб;

- норма дисконта, в соответствии с [2, с.542] ;

- расчетный срок, .

10. Электрические расчеты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения

Согласно расчету технико-экономических параметров была составлена схема электрической сети с учетом выбранных параметров проводов и трансформаторов. Полученные данные линий сведем в таблицу 10.1.

Параметры линий рассчитываются по формулам:

1. Активное сопротивление:

,

где - удельное активное сопротивление данной марки и сечения провода, Ом/км;

- длина линии, км.

2. Реактивное сопротивление:

,

где - удельное реактивное сопротивление данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км.

3. Реактивная проводимость:

,

где - удельная емкостная проводимость данной марки провода при данном номинальном напряжении, См/км.

Значения , , , для каждой ветви выбираются по таблицам 2.1, 5.4 и 5.5 данного курсового проекта. Значения сопротивлений и проводимостей линий сведем в таблицу 10.1:

Таблица 10.1

Номер ветви сети

, Ом

, Ом

, См

1-4

72

4,32

23,832

1-5

132

7,92

43,692

1-3

48

2,88

15,888

8-4

84

5,04

27,804

4-2

64,8

3,888

21,4488

5-8

72

4,32

23,832

2-3

60

3,6

19,86

6-7

24

10,272

10,656

9-6

28,8

4,5504

11,808

Параметры трансформаторов:

-активное сопротивление обмоток , Ом;

-реактивное сопротивление обмоток , Ом;

-потери активной мощности холостого хода (в стали) трансформатора, кВт;

-потери реактивной мощности холостого хода (на намагничивание) трансформатора, квар.

Данные параметры принимаются по паспортным данным трансформаторов из таблиц 6.1 и 6.2 данного курсового проекта.

По найденному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбираем стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчетному, из таблицы 10.2:

Таблица 10.2

Номер ответвления

Добавка напряжения, %

Напряжение ответвления Uв.н.д, кВ

1

+16,02

133,42

2

+14,24

131,38

3

+12,46

129,33

4

+10,68

127,28

5

+8,9

125,24

6

+7,12

123,19

7

+5,34

121,14

8

+3,56

119,09

9

+1,78

117,05

10

0

115

11

-1,78

112,95

12

-3,56

110,91

13

-5,34

108,86

14

-7,12

106,81

15

-8,9

104,77

16

-10,68

102,72

17

-12,46

100,67

18

-14,24

98,62

19

-16,02

96,58

На выбранных автотрансформаторах установлен РПН на средней стороне.

По найденному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбираем стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчетному, из таблицы 10.3.

Таблица 10.3

Номер ответвления

Добавка напряжения, %

Напряжение ответвления Uв.н.д, кВ

1

+12

101.2

2

+10

103,5

3

+8

105,8

4

+6

108,1

5

+4

110,4

6

+2

112,7

7

+0

115

8

-2

117,3

9

-4

119,6

10

-6

121,9

11

-8

124,2

12

-10

126,5

13

-12

128,8

Расчеты для 2, 3, 4, и 5 года и выбранных ответвлений сведем в таблицу 10.4.

Таблица 10.4

2-й год эксплуатации сети

Режим наибольших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, исх

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

115,5

335,38

-1,35

-2,3

6

114,54

0,342

10,6

3

0,348

115,5

336,05

-1,58

-2,3

6

114,77

0,342

10,59

4

0,348

115,5

344,1

-4,23

-4,6

5

115,12

0,335

10,95

Режим наименьших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, ж

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

110

321,85

-2,21

-2,3

6

109,92

0,342

10,21

3

0,348

110

322,41

-2,41

-2,3

6

110,11

0,342

10,2

4

0,348

110

327,66

-4,21

-4,6

5

109,62

0,335

10,46

3-й год эксплуатации сети

Режим наибольших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, исх

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

115,5

333,95

-0,87

0

7

116,38

0,348

10,54

3

0,348

115,5

336,47

-1,72

-2,3

6

114,91

0,342

10,59

4

0,348

115,5

339,95

-2,88

-2,3

6

116,10

0,342

10,8

5

0,348

115,5

335,73

-1,47

-2,3

6

114,66

0,342

10,62

Режим наименьших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, исх

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

110

319,35

-1,33

-2,3

6

109,06

0,342

10,11

3

0,348

110

319,71

-1,46

-2,3

6

109,19

0,342

10,03

4

0,348

110

324,36

-3,09

-2,3

6

110,77

0,342

10,34

5

0,348

110

323,96

-2,95

-2,3

6

110,64

0,342

10,28

4-й год эксплуатации сети

Режим наибольших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, исх

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

115,5

332,92

-0,51

0

7

116,02

0,348

10,49

3

0,348

115,5

339,12

-2,61

-2,3

6

115,81

0,342

10,66

4

0,348

115,5

341,33

-3,33

-2,3

6

116,57

0,342

10,83

5

0,348

115,5

335,55

-1,41

-2,3

6

114,60

0,342

10,6

ВН-НН

№ узла

kтр, исх.

Uн, исх

U?c

Uн ж

Uвн ж

№ отв.

Uвн д

Uн д

kтр, выб.

6

0,091

9,96

109,43

10,5

109,43

13

108,86

10,55

0,096

7

0,096

9,95

103,69

10,5

108,63

13

108,86

10,48

0,101

Режим наименьших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, исх

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

110

319,26

-1,30

-2,3

6

109,03

0,342

10,1

3

0,348

110

321,69

-2,16

-2,3

6

109,86

0,342

10,15

4

0,348

110

328

-4,33

-4,6

5

109,73

0,335

10,15

5

0,348

110

329,23

-4,74

-4,6

5

110,14

0,335

10,44

ВН-НН

№ узла

kтр, исх.

Uн, исх

U?c

Uн ж

Uвн ж

№ отв.

Uвн д

Uн д

kтр, выб.

6

0,091

9,86

108,33

10

113,75

11

112,95

10,07

0,093

7

0,096

10,18

109,75

10

120,73

13

121,14

9,97

0,091

5-й год эксплуатации сети

Режим наибольших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, ж

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

115,5

337,98

-2,23

-2,3

6

115,43

0,342

10,65

3

0,348

115,5

345,29

-4,61

-4,6

5

115,52

0,335

10,84

4

0,348

115,5

346,25

-4,92

-4,6

5

115,84

0,335

10,97

5

0,348

115,5

338,84

-2,51

-2,3

6

115,72

0,342

10,7

ВН-НН

№ узла

kтр, исх.

Uн, исх

U?c

Uн ж

Uвн ж

№ отв.

Uвн д

Uн д

kтр, выб.

6

0,091

10,08

108,45

10,5

108,45

13

108,86

10,46

0,096

7

0,096

10,03

101,86

10,5

106,71

14

106,81

10,49

0,103

Режим наименьших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, ж

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

110

316,69

-0,38

0

7

110,36

0,348

10,01

3

0,348

110

318,93

-1,18

-2,3

6

108,92

0,342

10,05

4

0,348

110

325,49

-3,48

-2,3

6

111,16

0,342

10,36

5

0,348

110

325,63

-3,52

-4,6

5

108,94

0,335

10,31

ВН-НН

№ узла

kтр, исх.

Uн, исх

U?c

Uн ж

Uвн ж

№ отв.

Uвн д

Uн д

kтр, выб.

6

0,091

9,76

107,21

10

112,57

11

112,95

9,97

0,093

7

0,096

10,04

104,57

10

115,03

10

115

10,00

0,096

5-й год эксплуатации сети(послеаварийный режим 1-5 отключена)

Режим наибольших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, исх

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

115,5

337,43

-2,04

-2,3

6

115,24

0,342

10,62

3

0,348

115,5

345,02

-4,53

-4,6

5

115,42

0,335

10,83

4

0,348

115,5

345,18

-4,58

-4,6

5

115,48

0,335

10,94

5

0,348

115,5

335,38

-1,35

-2,3

6

114,54

0,342

10,58

ВН-НН

№ узла

kтр, исх.

Uн, исх

U?c

Uн ж

Uвн ж

№ отв.

Uвн д

Uн д

kтр, выб.

6

0,091

10,05

108,24

10,5

108,24

13

108,86

10,44

0,096

7

0,096

9,88

101,63

10,5

106,47

14

106,81

10,47

0,103

Режим наименьших нагрузок

ВН-СН

№ узла

kтр, исх.

Uc, исх

U?c

дUж

дUд

№ отв.

Uc д

kтр, выб.

2

0,348

110

316,51

-0,31

0

7

110,30

0,348

10

3

0,348

110

318,85

-1,15

0

7

111,11

0,348

10,04

4

0,348

110

325,12

-3,35

-2,3

6

111,03

0,342

10,34

5

0,348

110

324,28

-3,06

-2,3

6

110,75

0,342

10,27

ВН-НН

№ узла

kтр, исх.

Uн, исх

U?c

Uн ж

Uвн ж

№ отв.

Uвн д

Uн д

kтр, выб.

6

0,091

9,75

107,11

10

112,47

11

112,95

9,96

0,093

7

0,096

10,03

104,44

10

114,88

10

115

9,99

0,096

Из таблицы 10.3 выбираем ответвление №6 с

при установке лействительной добавки действительное напряжение на шинах СН:

Аналогичные расчеты проводим для всех лет наибольших, наименьших нагрузок и послеаварийных режимов.

11. Проверка токонесущей способности проводов линий

Аналогично пункту 5 курсового проекта рассчитаем токи в ветвях сети в ремонтных и послеаварийных режимах с учетом поэтапного развития сети и представим их в виде таблиц 11.1 и 11.2 (соответственно для режимов наименьших и наибольших нагрузок):

Таблица 11.1

2-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

153

-

-

-

415

184

-

181

-

415

1-5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6-7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

9-6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4-2

299

425

-

-

-

256

-

265

-

425

5-8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2-3

42

121

-

-

109

53

-

67

-

121

1-3

272

119

-

-

283

163

-

163

-

283

8-4

331

330

-

-

327

638

330

-

638

3-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

95

-

109

-

169

89

150

80

-

169

1-5

65

83

-

-

80

95

261

65

-

261

6-7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

9-6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4-2

249

206

189

-

-

175

265

210

-

265

5-8

201

203

238

-

225

237

-

207

-

238

2-3

29

68

60

-

142

60

42

80

-

142

1-3

393

226

227

-

319

231

189

224

-

393

8-4

239

240

229

-

219

416

327

236

-

416

4-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

99

-

89

100

236

256

179

95

99

256

1-5

77

94

-

79

102

100

294

78

79

294

6-7

23

23

23

-

23

23

23

23

3

23

9-6

41

41

41

31

42

41

41

41

60

60

4-2

293

240

240

234

-

207

319

253

234

319

5-8

258

272

255

266

298

298

-

264

266

298

2-3

38

74

49

51

171

65

36

88

51

171

1-3

432

250

239

240

362

256

197

244

240

432

8-4

277

267

277

272

254

469

382

274

272

469

5-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

120

-

83

88

186

102

137

93

88

186

1-5

72

84

-

72

88

83

327

71

72

327

6-7

26

26

26

-

26

26

26

26

26

26

9-6

46

46

46

34

47

46

46

46

92

92

4-2

299

195

228

229

-

203

318

255

232

318

5-8

265

241

282

274

304

304

-

271

274

304

2-3

38

96

72

68

189

85

31

121

72

189

1-3

507

308

285

281

403

298

237

283

285

507

8-4

270

267

260

264

247

456

379

266

265

456

Таблица 11.2

2-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

126

-

-

-

283

68

-

106

-

283

1-5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6-7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-9-6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4-2

340

276

-

-

-

252

-

290

-

340

5-8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2-3

43

93

-

-

195

66

-

101

-

195

1-3

544

316

-

-

441

310

-

303

-

544

8-4

330

328

-

-

325

611

-

330

-

611

3-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

325

-

288

-

149

272

114

275

-

325

1-5

128

172

-

-

104

96

419

120

-

172

6-7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

9-6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4-2

263

58

149

-

-

146

264

208

-

263

5-8

284

262

357

-

313

310

-

290

-

357

2-3

83

228

143

-

214

140

80

222

-

228

1-3

717

499

413

-

485

410

349

390

-

717

8-4

202

220

168

-

184

331

320

198

-

331

4-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

423

-

387

317

200

352

163

369

322

423

1-5

155

219

-

137

119

114

467

145

138

219

6-7

57

57

56

-

57

56

55

56

57

57

9-6

101

102

99

71

101

99

98

100

202

202

4-2

292

109

148

170

-

155

276

231

177

292

5-8

291

258

394

305

323

315

-

298

304

394

2-3

125

314

198

172

270

189

128

289

179

314

1-3

855

611

494

467

566

485

422

459

475

855

8-4

189

218

141

179

168

306

309

184

180

309

5-й год эксплуатации сети

Номер ветви

Ток в ветвях при отключении ветви, А

Наибольшее значение тока

1-3

1-4

1-5

6-7

4-2

8-4

5-8

2-3

9-6

1-4

504

-

472

384

274

419

223

445

390

504

1-5

182

266

-

160

141

138

512

171

161

266

6-7

63

63

61

-

62

61

60

62

62

63

9-6

111

112

108

77

110

108

107

110

221

221

4-2

292

184

127

156

-

143

267

226

164

292

5-8

302

262

403

317

331

323

-

309

316

403

2-3

147

373

231

199

291

216

153

356

207

356

1-3

951

696

551

518

612

536

472

508

527

951

8-4

171

210

113

160

151

273

295

166

161

295

Составим таблицу 11.3:

Таблица 11.3

Номер ветви

Марка провода и его сечение, мм2

Допустимый ток по нагреву, А

Рабочие токи, А, в режиме

наибольших нагрузок

наименьших нагрузок

послеаварийном режиме

1-4

2240/32

1210

390

88

504

1-5

2240/32

1210

161

72

327

6-7

70/11

265

61

26

63

9-6

185/43

515

108

45

221

4-2

2240/32

1210

163

231

425

5-8

2240/32

1210

316

249

403

2-3

2240/32

1210

207

71

356

1-3

2240/32

1210

526

284

951

8-4

2240/32

1210

161

264

638

Все провода линий удовлетворяют условиям их допустимого нагрева.

12. Расчет технико-экономических показателей

Приведем основные технические и экономические показатели электрической сети:

1. Номинальные напряжения в сети.

2. Протяженность линий электропередачи:

.

3. Передаваемая активная мощность:

.

4. Потери мощности:

-по линиям

.

-по трансформаторам

.

5. Потери электроэнергии:

-по линиям

.

-по трансформаторам

.

6. Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности:

-по линиям

.

-по трансформаторам

;

.

7. Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:

-по линиям

.

-по трансформаторам

;

.

8. Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам:

;

;

;

.

Заключение

Итак, в ходе проделанной работы, была спроектирована сеть районной электроэнергетической системы. Данная конфигурация сети отвечает всем требованиям надежности, которые предъявляются к потребителям I, II, III категорий. Снижения напряжения в узлах не превышают допустимых. Определенное номинальное напряжение сети - 330 кВ. Сечения проводов выбраны по всем критериям и по наибольшему току в послеаварийных режимах. Была произведена оценка достаточности регулирования напряжения при встречном регулировании. Выбор схемы сети был произведен по критерию минимума затрат. И в дальнейшем производился расчет с учетом поэтапного развития сети. В данной сети потери составляют меньше допустимых. По тому насколько правильно была выбрана схема и насколько правильно принимались инженерные решения и практические навыки и умения полученные по дисциплине «Электроэнергетические системы» свидетельствуют полученные технико-экономические показатели. Данный проект выполнен самостоятельно, но непосредственно под контролем руководителя данной работы.

Литература

1. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для вузов.-2-е изд., исп. и доп.-Мн.: Выш.школа., 1986.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.-М.: Энергия, 1985.

3. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие.-Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006.

4. Поспелов Г.Е., Федин В.Т., Лычев П.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие для вузов.-Мн.: Технопринт.,2004.

5. Сыч Н.М., Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем: Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине “Энергетические системы и сети”.-Мн.: Технопринт., 2000.

6. Конспект лекций по дисциплинам «Электрические сети», «Электрические системы» профессор Федин В.Т.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013

  • Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.

    курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012

  • 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

  • Обоснование выбора параметров и математическое моделирование воздушных линий, трансформаторов и автотрансформатора при проектировании электрической сети. Технико-экономическое сравнение двух вариантов сети. Спецификация оборудования и материалов.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 12.06.2011

  • Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.

    курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015

  • Выбор конфигурации, оптимальной схемы, сечения проводов, трансформатора, активной и реактивной мощностей, нагрузок, напряжения с целью проектирования районной электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 02.02.2010

  • Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014

  • Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.

    курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014

  • 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

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

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010

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