Проектирование районной электрической сети
Определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения. Выбор количества и мощности генераторов электростанции и подстанций. Изучение типовых схем распределительных устройств 35-750 кВ. Себестоимость передачи электроэнергии.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | методичка |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.12.2012 |
| Размер файла | 1,3 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.
кроме того, на электростанции должен быть резерв мощности:
0,1*(385+38,5+29,65)=45,31 МВт,
Таким образом, суммарная активная мощность электростанции системы, выдаваемая в сеть источниками
РЭС=385+38,5+29,65+45,31=498,46 МВт
Определяем мощность одного генератора электростанции по формуле:
МВт.
где Р'ЭС - мощность генераторов электростанции без учета резервной.
Выбираем к установке на электростанции турбогенераторы типа ТВФ мощностью 100 МВт каждый, технические данные которых заносим в таб. 7.
Таблица 7. Технические данные генераторов электростанции
|
Тип |
Р, МВт |
cosц |
Q, МВАр |
UНОМ, кВ |
КПД, % |
|
|
ТВФ-100-2 |
100 |
0,8 |
75 |
10,5 |
98,4 |
Определяем число генераторов, включая резервный, устанавливаемых на электростанции:
.
Таким образом, на электростанции устанавливаем 6 генераторов, один из которых резервный.
2. Выбор вариантов схем электрических сетей
При составлении вариантов конфигурации электрической сети руководствуемся следующими рекомендациями:
1) суммарная длина всех линий должна быть как можно меньше;
2) передача электрической энергии от источника к пунктам потребления должна производиться по кратчайшему пути с меньшим числом трансформаций;
3) необходимо стремиться к отсутствию незагруженных линий;
4) разработку вариантов следует начинать с наиболее простых конфигураций сетей - радиальных, магистрально-радиальных, кольцевых;
5) каждый составленный вариант конфигурации электрической сети должен удовлетворять условиям надежности;
6) в аварийных режимах линии не должны перегружаться.
Так как наибольший удельный вес составляют потребители 2-й категории, то они должны быть обеспечены 100% сетевым резервом. Поэтому районные подстанции присоединяются к системе не менее, чем двумя линиями электропередачи. Рассмотрим 1 вариант - радиальная схема (рис. 10), 2 вариант - кольцевая схема (рис. 11) Дальнейший расчет ведем по каждому варианту отдельно.
Рис. 10. Радиальная схема системы электроснабжения
Рис. 11. Кольцевая схема системы электроснабжения
3. Выбор номинального напряжения участков электрической сети
Одновременно со схемой сети выбирается и напряжение сети, которое определяется мощностью нагрузок и их удалённостью от источника питания. Для этого определим нагрузки подстанций:
п/ст 2 P2=150 МВт
Q2=P2 tgц=150*0,42=63 МВАр
S2=P2 + jQ2=150+j63 МВА
п/ст 3 P3=90 МВт
Q3=P3 tgц=90*0,5=45 МВАр
S3=P3 + jQ3=90+j45 МВА
п/ст 4 P4=75 МВт
Q4=P4 tgц=75*0,68=51 МВАр
S4=P4 + jQ4=75+j51 МВА
п/ст 5 P5=70 МВт
Q5=P5 tgц=70*0,4=28 МВАр
S5=P5 + jQ5=70+j28 МВА
3.1 Вариант 1
Определим потокораспределение мощностей по линиям (без учета потерь мощности):
ЛЭП ЭС-2 SЭС-2 = S2 = 150 + j63 МВА
ЛЭП ЭС-3 SЭС-3 = S3 = 90 + j45 МВА
ЛЭП ЭС-4 SЭС-4 = S4 + S5 = 75 + j51 + 70 + j28 = 145 + j79 MBA
ЛЭП 4 - 5 S4-5 = S5 = 70 + j28 МВА
Длины линий определяются с помощью масштаба с учетом непрямолинейности трасс. Действительные длины линий принимаются на 10% больше длины измеренных по прямой линии. Определим длины линий по формуле (2.5)
:
ЛЭП ЭС-2 l2=190 км;
ЛЭП ЭС-3 l3=150 км;
ЛЭП ЭС-4 l4=90 км;
ЛЭП 4 - 5 l5=110 км.
Исходя из потоков мощности, протекающих по линиям и длины ЛЭП, учитывая, что линии выполняются двухцепными, выбираем напряжение линии электропередачи по формуле (2.4):
ЛЭП ЭС-2
ЛЭП ЭС-3
ЛЭП ЭС-4
ЛЭП 4 - 5
Таким образом, для сети в целом принимаем стандартное значение U=220 кВ.
3.1.1 Выбор сечения проводов воздушных линий
Выбор сечения проводов при проектировании линий напряжением до 220 кВ включительно производится по нормированной экономической плотности тока. Сечение проводов проверяется на соответствие другим условиям (корона на линии, допустимая длительная токовая нагрузка по нагреву, потери и отклонения напряжения, термическая устойчивость при токах короткого замыкания).
Сечение проводов проектируемой линии электропередачи, определим по формуле (2.6):
,
где jЭК=1,1 по табл. 2.2 для Европейской части и Т=3500 час; IMAX -- максимальный ток линии в условиях нормальной работы:
.
В таблице 8 и 9 приведены расчетные данные по выбору и проверке проводов.
Таблица 8. данные по выбору проводов (1 вариант)
|
Линия |
S, MBA |
U, кВ |
Число цепей п |
IMAX, A |
F, мм2 |
Тип провода |
Длина линии, км |
|
|
ЭС-2 |
162,7 |
220 |
2 |
213,5 |
194,1 |
АСО-240 |
190 |
|
|
ЭС-3 |
100,6 |
220 |
2 |
132 |
120 |
АС-120 |
150 |
|
|
ЭС-4 |
165,1 |
220 |
2 |
216,6 |
196,9 |
АСО-240 |
90 |
|
|
4-5 |
75,4 |
220 |
1 |
197,9 |
179,9 |
АС-185 |
110 |
Проверка выбранного сечения но условиям короны
Как видим из табл. 8 для линии ЭС-3 и 4-5 расчетное сечение провода 120 и 185 ммІ. А так как минимально-допустимым по условиям короны для напряжения 220 кВ является провод АСО-240 (табл. 2.3 методических указаний), то для линий ЭС-3 и 4-5 принимаем провод АСО-240.
Проверка по длительной допустимой токовой нагрузке
Условие проверки по допустимой токовой нагрузки (2.8): . При выходе из строя одной цепи линии, по оставшейся в работе цепи будет передаваться прежняя мощность, т.е. ток в линии возрастет вдвое по сравнению с режимом нормальной работы. В таблице 3 приведены результаты проверки по 1 варианту. Параметры выбранных проводов принимаем по табл. 7.6 /1/ или Приложение 3 табл. 3.5.
Таблица 9. данные по проверке проводов (1 вариант)
|
Тип провода |
Проверка проводов |
Параметры провода (на 100 км) |
||||||
|
по условию короны |
iдл. доп |
R0, Ом/км |
Х0, Ом/км |
b0*10-4, См/км |
g0, См/км |
|||
|
расчетный |
принятый |
|||||||
|
АСО-240 |
ACО-240 |
427 |
610 |
12,1 |
43,5 |
2,6 |
13,9 |
|
|
АС-120 |
ACО-240 |
264 |
610 |
12,1 |
43,5 |
2,6 |
13,9 |
|
|
АСО-240 |
ACО-240 |
433,4 |
610 |
12,1 |
43,5 |
2,6 |
13,9 |
|
|
АСО-185 |
ACО-240 |
- |
- |
12,1 |
43,5 |
2,6 |
13,9 |
3.1.2 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов электростанций и подстанций
На электростанции принимаем блочную схему. В этом случае:
.
На электростанции установлены 6 генераторов ТВФ-100-2:
Выбираем трансформаторы ТДЦ-125000/220 (табл. 2.6 Приложение 2). Таким образом, на ЭС устанавливаем 5 трансформаторов и 1 резервный.
Для примера выберем трансформатор для подстанции 2.
На подстанции 2 устанавливаем 2 трансформатора, мощность каждого:
где SЭС-2=162,7 МВА берется из таблицы 2 п.3.1.2.
Выбираем 2-х обмоточный трансформатор типа ТДЦ-125000/220 (табл. 2.6 Приложение 2).
Для других подстанций выбор аналогичен, и результаты выбора занесем в таблицу 10.
Таблица 10. Данные выбора трансформаторов (1 вариант)
|
Подстанция |
Расчетная мощность, МВА |
Тип трансформатора |
Кол-во |
||
|
подстанции |
трансформатора |
||||
|
2 |
162,7 |
114 |
ТДЦ-125000/220 |
2 |
|
|
3 |
100,6 |
70 |
ТДЦ-80000/220 |
2 |
|
|
4 |
165,1 |
116 |
АТДЦТН-125000/220/110 |
2 |
|
|
5 |
75,4 |
75 |
ТДЦ-80000/220 |
1 |
Так как для п/ст 4 требуется по заданию напряжение 110 кВ, а для сети в целом принято стандартное значение напряжения U=220 кВ, то на п/ст 4 устанавливаем трехобмоточный автотрансформатор (либо трехобмоточный трансформатор) необходимой мощности.
В таблице 2.6 и 2.7 Приложения 2 методических указаний приведены параметры выбранных трансформаторов.
Для 2 варианта расчет производим аналогично.
3.2 Вариант 2
Нагрузки подстанций такие же, как и в 1 варианте.
Определим длины линий по формуле (2.5):
ЛЭП ЭС-4 lЭС-4=90 км;
ЛЭП 4 - 5 l4-5=110 км;
ЛЭП 5 - 2 l5-2=135 км;
ЛЭП 2 - 3 l2-3=250 км;
ЛЭП 3-ЭС l3-ЭС=150 км.
Для определения потокораспределения мощностей в кольце ЭС-4-5-2-3-ЭС разомкнем эту сеть в точке ЭС (рис. 12):
Рис. 12
Распределение мощностей на участках:
Определяем напряжение линий электропередачи:
ЛЭП ЭС-4
ЛЭП 4-5
ЛЭП 5-2
ЛЭП 2-3
ЛЭП ЭС'-3
Так же как и в 1 варианте для сети в целом принимаем стандартное значение U=220 кВ.
3.2.1 Выбор сечения проводов воздушных линий
В таблице 11 и 12 приведены расчетные данные по выбору и проверке проводов.
Таблица 11. Данные по выбору проводов (2 вариант)
|
Линия |
S, MBA |
U, кВ |
Число цепей п |
IMAX, A |
F, мм2 |
Тип провода |
Длина линии, км |
|
|
ЭС-4 |
217,1 |
220 |
2 |
284,9 |
259 |
АСО-300 |
90 |
|
|
4-5 |
153,1 |
220 |
1 |
401,8 |
365 |
АСО-400 |
110 |
|
|
5-2 |
77,7 |
220 |
1 |
203,9 |
186 |
АСО-240 |
135 |
|
|
2-3 |
85 |
220 |
1 |
223,1 |
203 |
АСО-240 |
250 |
|
|
ЭС'-3 |
185,6 |
220 |
1 |
487,1 |
443 |
АСО-500 |
150 |
Так как максимальное сечение при напряжении 220 кВ 500 мм2 (табл. 3.5 Приложение 3), то на участке ЭС-4 принимаем к установке двухцепную линию.
Проверка выбранного сечения но условиям короны
Как видим из табл. 11 все выбранные провода удовлетворяют условиям исключения общей короны, так как превышают минимально допустимое АСО-240 для напряжения 220 кВ.
Проверка по длительной допустимой токовой нагрузке
Условие проверки по допустимой токовой нагрузки (2.8): . При выходе из строя одной цепи линии, по оставшейся в работе цепи будет передаваться прежняя мощность, т.е. ток в линии возрастет вдвое по сравнению с режимом нормальной работы.
Для того чтобы проверить выбранные провода во 2 варианте произведем расчет при аварийных режимах. Отключаем линию ЭС'-3 и определим потоки мощности в ней и максимально допустимые токи:
Рис. 13
.
Для провода марки АСО-240 Iдл.доп=605 А (табл. 3.6 Приложение 3), т.е. условие выполняется.
Для провода марки АСО-240 Iдл.доп=605 А, т.е. условие не выполняется. Поэтому принимаем провод большего сечения, а именно АСО-300 с Iдл.доп=710 А.
Для провода марки АСО-400 Iдл.доп=825 А, т.е. условие не выполняется. Поэтому принимаем провод большего сечения, а именно АСО-500 с Iдл.доп=945 А.
.
Для провода марки АСО-300 Iдл.доп=710 А, т.е. условие выполняется.
При обрыве одной из цепей на участке ЭС-4, в линии будет протекать ток , т.е. условие выполняется.
Теперь отключаем обе цепи линии ЭС-4 и определим потоки мощности в ней и максимально допустимые токи:
Рис. 14
.
Для провода марки АСО-400 Iдл.доп=825 А, т.е. условие выполняется.
Для провода марки АСО-240 Iдл.доп=605 А, т.е. условие выполняется.
Для провода марки АСО-240 Iдл.доп=605 А, т.е. условие не выполняется. Поэтому принимаем провод большего сечения, а именно АСО-500 с Iдл.доп=945 А.
.
Для провода марки АСО-500 Iдл.доп=945 А, т.е. условие выполняется.
Расчетные данные ЛЭП с выбранными проводами приведены в таблице 6. Параметры выбранных проводов принимаем по табл. 7.6 /1/ или Приложение 3 табл. 3.5.
Таблица 12. Параметры выбранных проводов (2 вариант)
|
Линия |
Тип провода |
U, кВ |
Число цепей п |
Параметры провода (на 100 км) |
Длина линии, км |
||||
|
R0, Ом/км |
Х0, Ом/км |
b0*10-4, См/км |
g0, См/км |
||||||
|
ЭС-4 |
АСО-300 |
220 |
2 |
9,8 |
42,9 |
2,64 |
14,1 |
90 |
|
|
4-5 |
АСО-500 |
220 |
1 |
6,0 |
41,3 |
2,74 |
14,6 |
110 |
|
|
5-2 |
АСО-300 |
220 |
1 |
9,8 |
42,9 |
2,64 |
14,1 |
135 |
|
|
2-3 |
АСО-500 |
220 |
1 |
6,0 |
41,3 |
2,74 |
14,6 |
250 |
|
|
ЭС'-3 |
АСО-500 |
220 |
1 |
6,0 |
41,3 |
2,74 |
14,6 |
150 |
3.2.2 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов электростанций и подстанций
Для примера выберем трансформатор для подстанции 4.
На подстанции 4 устанавливаем 2 трансформатора, мощность каждого:
где SЭС-4=217,1 МВА берется из таблицы 11 п. 3.2.1.
Так как для п/ст 4 требуется по заданию напряжение 110 кВ, а для сети в целом принято стандартное значение напряжения U=220 кВ, то на п/ст 4 устанавливаем трехобмоточный автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110 (либо трехобмоточный трансформатор) необходимой мощности.
В таблице 2.6 и 2.7 Приложения 2 методических указаний приведены параметры выбранных трансформаторов.
Для других подстанций выбор аналогичен, и результаты выбора занесем в таблицу 13.
Таблица 13. Данные выбора трансформаторов (2 вариант)
|
Подстанция |
Расчетная мощность, МВА |
Тип трансформатора |
Кол-во |
||
|
подстанции |
трансформатора |
||||
|
4 |
217,1 |
152 |
АТДЦТН-200000/220/110 |
2 |
|
|
5 |
153,1 |
153 |
ТРДЦН-160000/220 |
1 |
|
|
2 |
85 |
60 |
ТРДЦН-63000/220 |
2 |
|
|
3 |
185,6 |
130 |
ТРДЦН-160000/220 |
2 |
На рис. 15 и 16 приведены схемы двух вариантов электрической сети с выбранным оборудованием.
4. Технико-экономический расчет
В курсовом проекте сравниваются два варианта схем выполнения сети, которые имеют разные величины капитальных вложений и эксплуатационных издержек. Для сопоставления вариантов используют величину, так называемых, приведенных народно-хозяйственных затрат. Приведённые затраты для каждого из равноценных по надёжности вариантов схемы сети определяются по формуле (2.13):
.
Определим капиталовложения для каждого варианта (К), которые складываются из стоимости воздушных линий электропередач и понижающих подстанций сети:
К = КЛ + КП
Капитальные затраты на линии электропередачи приведены в таблице 8. Тип опоры и стоимость сооружения ЛЭП (КУД) приведены в табл. 4.5 Приложение 4.
Таблица 14. Капитальные затраты на ЛЭП
|
Линия |
UНОМ, кВ |
Длина l, км |
Тип провода |
Тип опоры |
КУД, тыс.руб/км |
КЛ = КУД*l, тыс.руб |
|
|
1 вариант |
|||||||
|
ЭС-2 |
220 |
190 |
ACО-240 |
Стальн. двухцепн. |
34,4 |
6536 |
|
|
ЭС-3 |
220 |
150 |
ACО-240 |
Стальн. двухцепн. |
34,4 |
5160 |
|
|
ЭС-4 |
220 |
90 |
ACО-240 |
Стальн. двухцепн. |
34,4 |
3096 |
|
|
4-5 |
220 |
110 |
ACО-240 |
Стальн. одноцепн. |
21,0 |
2310 |
|
|
Итого по 1 варианту: |
17102 |
||||||
|
2 вариант |
|||||||
|
ЭС-4 |
220 |
90 |
АСО-300 |
Стальн. двухцепн. |
36,2 |
3258 |
|
|
4-5 |
220 |
110 |
АСО-500 |
Стальн. одноцепн. |
23,8 |
2618 |
|
|
5-2 |
220 |
135 |
АСО-300 |
Стальн. одноцепн. |
21,6 |
2916 |
|
|
2-3 |
220 |
250 |
АСО-500 |
Стальн. одноцепн. |
23,8 |
5950 |
|
|
ЭС'-3 |
220 |
150 |
АСО-500 |
Стальн. одноцепн. |
23,8 |
3570 |
|
|
Итого по 2 варианту: |
18312 |
В стоимость подстанций входят: стоимость оборудования подстанции и постоянная часть затрат. Стоимость оборудования подстанции включает в себя стоимость ячеек выключателей на стороне высшего напряжения и стоимость трансформаторов (при разных напряжениях сети). Принимаем, что на подстанциях устанавливаются воздушные выключатели нормального исполнения, их стоимость приведена в табл. 4.8 Приложение 4. Стоимость трансформаторов приведена в табл. 4.12 Приложение 4. Постоянная часть затрат на подстанции 220/10 кВ по схеме "мостик" приведена в табл. 4.15 Приложение 4.
Таблица 15. Капитальные затраты на подстанции
|
п/ст |
Капитальные затраты на подстанции Кп, тыс.руб. |
||||||
|
Выключатели |
Трансформаторы |
Постоянная часть затрат |
Всего |
||||
|
кол-во |
цена |
кол-во |
цена |
||||
|
1 вариант |
|||||||
|
2 |
3 |
130 |
2 |
186 |
360 |
1122 |
|
|
3 |
3 |
130 |
2 |
152 |
360 |
1054 |
|
|
4 |
4 |
130 |
2 |
200 |
520 |
1440 |
|
|
5 |
- |
- |
1 |
152 |
360 |
512 |
|
|
Итого по 1 варианту: |
4128 |
||||||
|
2 вариант |
|||||||
|
2 |
3 |
130 |
2 |
157 |
360 |
1064 |
|
|
3 |
3 |
130 |
2 |
269 |
360 |
1288 |
|
|
4 |
4 |
130 |
2 |
270 |
520 |
1580 |
|
|
5 |
1 |
130 |
1 |
269 |
360 |
759 |
|
|
Итого по 1 варианту: |
4691 |
Суммарные капитальные затраты К = КЛ + КП по вариантам:
К 1=17102+4128=21230 тыс. руб.
К 2=18312+4691=23003 тыс. руб.
Определим ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание сети:
где КЛЭП, КП/СТ - капитальные затраты соответственно на ЛЭП и подстанции; аа.ЛЭП, ао.ЛЭП - отчисления соответственно на амортизацию и обслуживание линий, %; аа.П/СТ, ао.П/СТ - отчисления соответственно на амортизацию и обслуживание подстанций, % /Приложение 4, табл. 4.1/:
для ЛЭП аа.ЛЭП=2,4% ао.ЛЭП=0,4%
для п/ст аа.П/СТ=6,4% ао.П/СТ=2%
Определим ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии по формуле (2.14):
,
где д - коэффициент, учитывающий увеличение стоимости электроэнергии в зависимости от удалённости сети от источника питания; - удельные затраты, связанные с необходимостью расширения электростанции для компенсации потерь мощности в сети, руб./кВт; КМ - коэффициент совпадения расчетной нагрузки проектируемой сети с максимумом энергосистемы; ДРНБ - потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок, кВт; в - средняя удельная стоимость электроэнергии, теряемой в сети и удельные затраты на соответствующее расширение топливной базы, руб./кВт*ч; ДА - потери электроэнергии за год, кВт*ч.
Для сетей напряжением 110 кВ и выше д=1,05…1,1; принимаем КМ=1; =24,2 руб./кВт; в=0,47*10-2 руб./кВт*ч.
Потери активной мощности в линии:
,
где IЛЭП - ток в цепи линии электропередачи; п - число цепей ЛЭП.
Потери энергии в линии:
где - время потерь электроэнергии.
Расчет потерь активной мощности в ЛЭП сведем в таблицу 16.
Таблица 16. потери активной мощности и энергии в ЛЭП
|
Линия |
IMAX, A |
Длина линии, км |
Число цепей п |
R0, Ом/км |
|||
|
1 вариант |
|||||||
|
ЭС-2 |
213,5 |
190 |
2 |
12,1*10-2 |
6,29 |
||
|
ЭС-3 |
132 |
150 |
2 |
12,1*10-2 |
1,9 |
||
|
ЭС-4 |
216,6 |
90 |
2 |
12,1*10-2 |
3,07 |
||
|
4-5 |
197,9 |
110 |
1 |
12,1*10-2 |
1,56 |
||
|
Итого по 1 варианту: |
12,82 |
25232324 |
|||||
|
2 вариант |
|||||||
|
ЭС-4 |
284,9 |
90 |
2 |
9,8*10-2 |
4,3 |
||
|
4-5 |
401,8 |
110 |
1 |
6,0*10-2 |
3,2 |
||
|
5-2 |
203,9 |
135 |
1 |
9,8*10-2 |
1,65 |
||
|
2-3 |
223,1 |
250 |
1 |
6,0*10-2 |
2,24 |
||
|
ЭС'-3 |
487,1 |
150 |
1 |
6,0*10-2 |
6,41 |
||
|
Итого по 2 варианту: |
17,8 |
35033960 |
Определим потери активной мощности в трансформаторах по формуле (2.30):
,
где k - число трансформаторов, ?Рх - потери активной мощности холостого хода, Рх - потери активной мощности короткого замыкания (см. табл. 2.5 Приложение 2), S - мощность нагрузки подстанции (см. табл. 10 и 13).
Потери энергии в трансформаторах (год=8760 час):
.
Результаты расчетов сведем в таблицу 17.
Таблица 17. потери активной мощности и энергии в трансформаторах
|
Место установки |
Тип трансформатора |
Кол-во |
S, MBA |
ДРК, кВт |
ДРХ, кВт |
ДР, MВт |
ДA, кВт*ч |
|
|
1 вариант |
||||||||
|
п/ст 2 |
ТДЦ-125000/220 |
2 |
114 |
380 |
135 |
0,43 |
2676237,3 |
|
|
п/ст 3 |
ТДЦ-80000/220 |
2 |
70 |
320 |
105 |
0,33 |
2080704,5 |
|
|
п/ст 4 |
АТДЦТН-125000/220/110 |
2 |
116 |
305 |
65 |
0,26 |
1397284,8 |
|
|
п/ст 5 |
ТДЦ-80000/220 |
1 |
75 |
320 |
105 |
0,36 |
1473356,3 |
|
|
Итого по 1 варианту |
1,38 |
7627582,9 |
||||||
|
2 вариант |
||||||||
|
п/ст 2 |
ТРДЦН-63000/220 |
2 |
85 |
300 |
82 |
0,44 |
1974064,2 |
|
|
п/ст 3 |
ТРДЦН-160000/220 |
2 |
185,6 |
525 |
167 |
0,69 |
3621047,6 |
|
|
п/ст 4 |
АТДЦТН-200000/220/110 |
2 |
217,1 |
430 |
125 |
0,5 |
2688617,3 |
|
|
п/ст 5 |
ТРДЦН-160000/220 |
1 |
153,1 |
525 |
167 |
0,65 |
2409024,1 |
|
|
Итого по 2 варианту |
2,28 |
10692753,3 |
1 вариант
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах:
Потери электроэнергии в линиях и трансформаторах:
Определим ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии:
Ежегодные эксплуатационные издержки:
Приведенные народно-хозяйственные затраты:
2 вариант
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах:
Потери электроэнергии в линиях и трансформаторах:
Определим ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии:
Ежегодные эксплуатационные издержки:
Приведенные народно-хозяйственные затраты:
Результаты расчета сведем в таблицу 12.
Как видим из таблицы более выгодным является 1 вариант, т.к. приведенные затраты в нем наименьшие, поэтому дальнейший расчет ведем по 1 варианту.
Таблица 18. Результаты технико-экономического сравнения вариантов
|
Наименование затрат (тыс.руб.) |
Вариант 1 |
Вариант 2 |
||
|
Капитальные затраты |
Стоимость сооружения линий электропередачи |
17102 |
18312 |
|
|
Стоимость сооружения подстанций |
4128 |
4691 |
||
|
Итого: |
21230 |
23003 |
||
|
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети |
Годовые отчисления на амортизацию и обслуживание линий и подстанций |
825,6 |
906,8 |
|
|
Затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети |
162,5 |
226,2 |
||
|
Итого: |
988,1 |
1133 |
||
|
Приведённые затраты |
3535,7 |
3893,4 |
5. Электрический расчет сети
5.1 Параметры схемы замещения
Составляем схему замещения сети и определяем ее параметры (рис. 8).
1) линия электропередачи
Параметры ЛЭП, рассчитанные по приведенным выше формулам, сведены в таблице 19.
Таблица 19. Параметры ЛЭП
|
ЛЭП |
Тип провода |
Число цепей |
Длина линии, км |
RЛ, Ом/км |
ХЛ, Ом/км |
QСЛ/2, MBAp |
|
|
ЭС-2 |
АСО-240 |
2 |
190 |
11,5 |
41,3 |
23,9 |
|
|
ЭС-3 |
АСО-240 |
2 |
150 |
9,1 |
32,6 |
18,9 |
|
|
ЭС-4 |
АСО-240 |
2 |
90 |
5,4 |
19,6 |
11,3 |
|
|
4-5 |
АСО-240 |
1 |
110 |
13,3 |
47,9 |
6,9 |
2) трансформаторы
В таблице 2.5 и 2.6 Приложения 2 приведены расчетные данные трансформаторов.
Таблица 20. Параметры трансформаторов
|
Место установки |
Тип трансформатора |
Кол-во |
RT, Ом |
ХТ, Ом |
ДРХ, МВт |
ДQХ, МВАр |
||
|
ЭС |
ТДЦ-125000/220 |
5 |
1,4 |
51,5 |
0,135 |
0,625 |
||
|
п/ст 2 |
ТДЦ-125000/220 |
2 |
1,4 |
51,5 |
0,135 |
0,625 |
||
|
п/ст 3 |
ТДЦ-80000/220 |
2 |
2,9 |
80,5 |
0,105 |
0,480 |
||
|
п/ст 4 |
АТДЦТН-125000/220/110 |
2 |
ВН |
0,55 |
59,2 |
0,065 |
0,625 |
|
|
СН |
0,48 |
0 |
||||||
|
НН |
3,2 |
131 |
||||||
|
п/ст 5 |
ТДЦ-80000/110 |
1 |
2,9 |
80,5 |
0,105 |
0,480 |
5.2 Определение расчетных мощностей подстанций
Расчетные мощности подстанций включают в себя часть зарядной мощности линий, потери мощности в трансформаторах подстанций и мощность нагрузки подстанции (см. рис. 8):
п/ст 2 режим максимальных нагрузок
режим минимальных нагрузок:
где К=30% - исходные данные,
п/ст 3 режим максимальных нагрузок:
режим минимальных нагрузок:
где К=40% - исходные данные,
п/ст 4 режим максимальных нагрузок
режим минимальных нагрузок:
где К=30% - исходные данные,
п/ст 5 режим максимальных нагрузок
режим минимальных нагрузок:
где К=40% - исходные данные,
5.3 Расчет потокораспределения мощностей в сети
Расчет потокораспределения мощностей ведем, начиная с наиболее удаленных концевых пунктов сети.
режим максимальных нагрузок
Максимальная реактивная мощность, которую могут выдавать генераторы электростанции (без учета резервного) при активной нагрузке Рг=470 МВт, определяем следующим образом:
1) находим отношение мощностей
;
2) по рис.1 Приложение 1 для полученного соотношения при известном cosц=0,8 находим соотношение Q/Pном =0,75;
3) реактивная мощность .
Qдеф=358,67-352,5=6,17 МВАр.
Итак, мы видим, что наблюдается дефицит реактивной мощности, т.е. значение Q, полученное в п.3 меньше, чем расчетное (в данном случае - 358,67 MBAp), поэтому необходимо выбрать число и мощность синхронных компенсаторов (табл. 1.2 Приложение 1), устанавливаемых на подстанции. Затем производим перерасчет расчетных мощностей на данной подстанции и потокораспределения, и опять проверяем, наблюдается ли дефицит реактивной мощности. При расчете принять, что компенсаторы включены в аварийном и максимальном режимах, а в минимальном режиме отключены.
Итак, из табл. 1.2 Приложение 1 для п/ст 2 выбираем 1 синхронный компенсатор типа КС-10000-6, со следующими параметрами Qном=10МВАр, Uном=10,5 кВ, Р=250 кВт.
на подстанции 2 производим перерасчет расчетных мощностей и потокораспределения:
Максимальная реактивная мощность, которую могут выдавать генераторы электростанции (без учета резервного) при активной нагрузке Рг=469,84 МВт. Отношение мощностей
;
по рис.1 Приложение 1 находим соотношение Q/Pном=0,75; реактивная мощность .
Итак, мы видим, что дефицита реактивной мощности нет, т.к. значение Q=352,38 МВАр>Qрасч=346,95MBAp).
расчет минимального режима
Расчет производим по значениям расчетных мощностей подстанций в режиме минимальных нагрузок.
расчет аварийного режима
В качестве аварийного режима принят режим работы сети при максимальных нагрузках и при выходе из строя одной цепи ЛЭП.
п/ст 2
п/ст 3
п/ст 4
п/ст 5
Результаты расчета сведем в таблицу 21.
Таблица 21. Расчет потокораспределения мощностей
|
Точка схемы замещения |
S=P+jQ, MBA |
|||
|
max режим |
min режим |
аварийный режим |
||
|
а |
150,65+j44,43 |
45,3-j2,48 |
150,65+j56,38 |
|
|
б |
153,58+j54,96 |
45,54-j1,6 |
153,58+j67,42 |
|
|
в |
90,51+j35,48 |
36,26+j1,41 |
90,51+j44,93 |
|
|
г |
91,4+j38,66 |
36,38+j1,85 |
91,4+j48,37 |
|
|
д=д' |
146,32+j115,62 |
43,74+j11,57 |
146,32+j121,27 |
|
|
ж |
146,49+j115,62 |
43,75+j11,57 |
146,49+j121,27 |
|
|
е'=е=з |
0+j0 |
0+j0 |
0+j0 |
|
|
и=ж |
146,49+j115,62 |
43,75+j11,57 |
146,49+j121,27 |
|
|
к |
146,69+j136,92 |
43,76+j12,82 |
146,69+j143,39 |
|
|
л |
70,45+j31,03 |
28,16+j6,29 |
0+j0 |
|
|
м |
72,08+j36,89 |
28,39+j7,11 |
0+j0 |
|
|
н |
218,77+j173,81 |
72,15+j19,93 |
146,69+j143,39 |
|
|
о |
223,13+j189,62 |
72,46+j21,06 |
149,04+j151,91 |
|
|
п=р |
468,11+j283,24 |
154,38+j21,31 |
394,02+j267,7 |
|
|
с |
469,84+j346,95 |
154,52+j26,48 |
395,33+j315,99 |
6. Расчет напряжений
Расчет напряжений в узловых точках сети ведём от пункта питания к наиболее удалённым концевым пунктам сети. Исходными данными при этом являются: напряжение в пункте питания и мощности на отдельных участках, определённые на предыдущем этапе расчета. Потерю напряжения в элементах сети определяем по формулам:
продольная составляющая потери напряжения:
поперечная составляющая потери напряжения:
.
Режим максимальных нагрузок:
Согласно методу встречного регулирования в максимальном режиме на шинах генератора поддерживается напряжение на 5% больше номинального напряжения генератора:
Приводим напряжение на шинах генератора к стороне ВН электростанции:
.
Определяем потерю напряжения в трансформаторах электростанции:
Определяем напряжение на шинах 220 кВ электростанции:
UР=UГ' - U - jU=254,1 - 14,58 - j18,66=239,52 - j18,66 кВ
UP=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-2:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 2:
Uа= Uр - U - jU=240,25 - 8,4 - j11,88=231,85 -j 11,88 кВ
Uа=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-3:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 3:
Uв= Uр - U - jU= 240,25 - 4,35 - j5,47=235,9 - j5,47 кВ
Uв=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-4:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 4:
Uн= Uр - U - jU= 240,25 - 10,24 - j6,97=230,01 - j6,97 кВ
Uн=
Определяем потерю напряжения на ВН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на ВН трансформатора п/ст 4:
Uи= Uн - U - jU= 230,12 - 17,79 - j18,7=212,33 - j18,7 кВ
Uи=
Определяем потерю напряжения на СН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на СН трансформатора п/ст 4:
Uд= Uи - U - jU= 213,15 - 0,16 + j0,13=212,99 + j0,13 кВ
Uд=
Определяем действительное напряжение на шинах СН п/ст 4:
Uд'= Uд,
где UСН.ТР=121 кВ, UВН.ТР=230 кВ (табл. 2.7 Приложение 2).
Определяем потерю напряжения на НН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на НН трансформатора п/ст 4:
Uе= Uи - U - jU= 213,15 кВ
Определяем действительное напряжение на шинах НН п/ст 4:
Uе'= Uе
Определяем потерю напряжения в линии 4-5:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 5:
Uл= Uн - U - jU= 230,12 - 11,84 - j12,87=218,28 - j12,87 кВ
Uл=
Режим минимальных нагрузок:
Согласно методу встречного регулирования в минимальном режиме на шинах генератора поддерживается напряжение равное номинальному напряжению генератора:
.
Приводим напряжение на шинах генератора к стороне ВН электростанции:
.
Определяем потерю напряжения в трансформаторах электростанции:
Определяем напряжение на шинах 220 кВ электростанции:
UР=UГ' - U - jU=242 - 1,31 - j6,55=240,69 - j6,55 кВ
UP=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-2:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 2:
Uа= Uр - U - jU=240,78 - 0,95 - j3,94=239,83 -j 3,94 кВ
Uа=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-3:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 3:
Uв= Uр - U - jU= 240,78 - 0,81 - j2,43=239,97 - j2,43 кВ
Uв=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-4:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 4:
Uн= Uр - U - jU= 240,78 - 1,67 - j2,71=239,11 - j2,71 кВ
Uн=
Определяем потерю напряжения на ВН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на ВН трансформатора п/ст 4:
Uи= Uн - U - jU= 239,13 - 1,64 - j5,4=237,49 - j5,4 кВ
Uи=
Определяем потерю напряжения на СН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на СН трансформатора п/ст 4:
Uд= Uи - U - jU= 237,55 - 0,04 + j0,01=237,51 + j0,01 кВ
Uд=
Определяем действительное напряжение на шинах СН п/ст 4:
Uд'= Uд,
где UСН.ТР=121 кВ, UВН.ТР=230 кВ (табл. 2.7 Приложение 2).
Определяем потерю напряжения на НН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на НН трансформатора п/ст 4:
Uе= Uи - U - jU= 237,55 кВ
Определяем действительное напряжение на шинах НН п/ст 4:
Uе'= Uе
Определяем потерю напряжения в линии 4-5:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 5:
Uл= Uн - U - jU= 239,13 - 2,84 - j5,34=236,29 - j5,34 кВ
Uл=
Аварийный режим:
Согласно методу встречного регулирования в аварийном режиме на шинах генератора поддерживается напряжение на 5% больше номинального напряжения генератора:
Приводим напряжение на шинах генератора к стороне ВН электростанции:
.
Определяем потерю напряжения в трансформаторах электростанции:
Определяем напряжение на шинах 220 кВ электростанции:
UР=UГ' - U - jU=254,1 - 13,24 - j15,68=240,86 - j15,68 кВ
UP=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-2:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 2:
Uа= Uр - U - jU=241,37 - 9,43 - j11,53=231,94 -j 11,53 кВ
Uа=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-3:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 3:
Uв= Uр - U - jU= 241,37 - 4,99 - j5,26=236,38 - j5,26 кВ
Uв=
Определяем потерю напряжения в линии ЭС-4:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 4:
Uн= Uр - U - jU= 241,37 - 7,83 - j4,35=233,54 - j4,35 кВ
Uн=
Определяем потерю напряжения на ВН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на ВН трансформатора п/ст 4:
Uи= Uн - U - jU= 233,58 - 18,22 - j18,42=215,36 - j18,42 кВ
Uи=
Определяем потерю напряжения на СН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на СН трансформатора п/ст 4:
Uд= Uи - U - jU= 216,15 - 0,16 + j0,13=215,99 + j0,13 кВ
Uд=
Определяем действительное напряжение на шинах СН п/ст 4:
Uд'= Uд,
где UСН.ТР=121 кВ, UВН.ТР=230 кВ (табл. 2.7 Приложение 2).
Определяем потерю напряжения на НН трансформатора п/ст 4:
Определяем напряжение на НН трансформатора п/ст 4:
Uе= Uи - U - jU= 216,15 кВ
Определяем действительное напряжение на шинах НН п/ст 4:
Uе'= Uе
Определяем потерю напряжения в линии 4-5:
Определяем напряжение на шинах ВН п/ст 5:
Uл= Uн - U - jU= 233,58 кВ
Результаты расчета сведем в таблицу 22.
Таблица 22
|
Точка схемы замещения |
U, кВ |
|||
|
max режим |
min режим |
аварийный режим |
||
|
р |
240,25 |
240,78 |
241,37 |
|
|
а |
232,15 |
239,86 |
232,23 |
|
|
в |
235,96 |
239,98 |
236,44 |
|
|
н |
230,12 |
239,13 |
233,58 |
|
|
и |
231,15 |
237,55 |
216,15 |
|
|
д |
212,99 |
237,51 |
215,99 |
|
|
д' |
112,05 |
124,95 |
113,63 |
|
|
е |
213,15 |
237,55 |
216,15 |
|
|
е' |
10,19 |
11,36 |
10,34 |
|
|
л |
218,66 |
236,35 |
233,58 |
Результаты расчета показывают, что отклонения напряжения на шинах 10кВ п/ст 4 превышают допустимые (см. табл. 2.5 методических указаний). Поэтому произведем выбор ответвлений трансформатора, чтобы уровни напряжения в узлах были в пределах допустимого.
7. Выбор ответвлений трансформаторов
По полученным в результате расчета режима значениям напряжений подстанций, производим выбор ответвлений обмоток трансформаторов тупиковых подстанций. Напряжение на вторичных зажимах трансформаторов по (2.28)
где U'п - приведённое напряжение подстанции; UНН Т - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, Uотв - напряжение обмотки высшего напряжения с учетом ответвления:
где Uвн т - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора; х - номер ответвления обмотки трансформатора; а - коэффициент регулирования трансформатора (в долях процента).
Таким образом, с учетом двух последних формул, номер ответвления трансформатора определяем по формуле:
.
п/ст 2
у установленного на п/ст трансформатора ТДЦ-125000/220 а=±2Ч2,5%, желаемое напряжение на стороне НН составляет Uжел=10,5 кВ
максимальный режим
U '2 = Uа - Uтр =
принимаем х = - 2, тогда
Отклонение напряжения от желаемого составляет:
т.о. отклонение напряжения на стороне НН подстанции 2 не превышает допустимого.
минимальный режим
U '2 = Uа - Uтр =
принимаем х = 0, тогда
Отклонение напряжения от желаемого составляет:
т.о. отклонение напряжения на стороне НН подстанции 2 не превышает допустимого.
аварийный режим
U '2 = Uа - Uтр =
принимаем х = - 2, тогда
Отклонение напряжения от желаемого составляет:
т.о. отклонение напряжения на стороне НН подстанции 2 не превышает допустимого.
п/ст 3
у установленного на п/ст трансформатора ТДЦ-80000/220 а=±2Ч2,5%, желаемое напряжение на стороне НН составляет Uжел=10,5 кВ
максимальный режим
U '3 = Uв - Uтр =
принимаем х = - 2, тогда
Отклонение напряжения от желаемого составляет:
т.о. отклонение напряжения на стороне НН подстанции 3 не превышает допустимого.
минимальный режим
U '3 = Uв - Uтр =
принимаем х = 0, тогда
Отклонение напряжения от желаемого составляет:
т.о. отклонение напряжения на стороне НН подстанции 3 не превышает допустимого.
аварийный режим
U '3 = Uв - Uтр =
принимаем х = - 2, тогда
Отклонение напряжения от желаемого составляет:
т.о. отклонение напряжения на стороне НН подстанции 3 не превышает допустимого.
Полученные данные заносим в таблицу 23.
Таблица 23
|
№ п/ст |
режим |
U, кВ |
Uотв, кВ |
|
|
п/ст 2 |
максимальный |
10,39 |
242 - 2 x 2,5 |
|
|
минимальный |
10,41 |
242 + 0 x 2,5 |
||
|
аварийный |
10,33 |
242 - 2 x 2,5 |
||
|
п/ст 3 |
максимальный |
10,5 |
242 - 2 x 2,5 |
|
|
минимальный |
10,4 |
242 + 0 x 2,5 |
||
|
аварийный |
10,45 |
242 - 2 x 2,5 |
8. Себестоимость передачи электроэнергии
Себестоимость передачи электроэнергии
где АГОД - количество электроэнергии, полученной потребителями в течение года; в - средняя удельная себестоимость электроэнергии, теряемой в сети и удельные затраты на соответствующее расширение топливной базы, руб./кВт*час; ДА - потери электроэнергии за год, кВт*час.
При расчете принимаем в=0,008 руб./кВт•ч.
Ежегодные эксплуатационные издержки были определены в п.6:
Потери электроэнергии в линиях и трансформаторах:
Определяем количество производимой электроэнергии за год:
Агод=Рэс max•Тmax=469,84*103*3500=1,64*109 кВт•ч,
где значение Рэс...
Подобные документы
Определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения, на основе которых ведётся расчёт режимов сети. Расчёт приближенного потокораспределения. Выбор номинального напряжения участков электрической сети. Выбор оборудования.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 14.06.2010Разработка 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 05.04.2010Оптимальная 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 24.03.2012Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.
курсовая работа [972,3 K], добавлен 07.07.2013Разработка электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений, сечений и марок проводов. Определение потерь мощности в трансформаторах. Баланс активных и реактивных мощностей в системе. Выбор схем подстанций.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 16.06.2014Особенности распределения мощности по закону Кирхгофа. Тип, мощность и места установки компенсирующих устройств. Характеристика силовых трансформаторов понизительных подстанций. Анализ регулирования напряжения в электрической сети в максимальном режиме.
курсовая работа [405,3 K], добавлен 20.06.2010Выбор варианта районной электрической сети, номинального напряжения, силовых трансформаторов. Расчет нагрузки, схем замещения и установившегося режима. Механический расчет воздушной линии электропередач, определение стрелы провеса на анкерном пролете.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 02.04.2013Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.
курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013Составление 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 24.11.2013Выбор типа и мощности силовых трансформаторов. Приведенные мощности в минимальном режиме. Составление вариантов схем электрической сети. Уточненный электрический расчет выбранных схем сети в максимальном режиме. Определяем напряжение на шинах подстанции.
курсовая работа [669,2 K], добавлен 08.11.2012Выбор вариантов схем соединений распределительной сети 220/110 кВ. Выбор номинальных напряжений сети и сечений проводов. Составление полных схем электрических соединений. Точный электрический расчет режимов и минимальных нагрузок выбранного варианта.
курсовая работа [952,5 K], добавлен 22.01.2015Построение схем замещения и параметров воздушных линий электропередач. Определение приведенной мощности на понижающей подстанции. Упрощенная схема замещения электрической сети. Расчет установившегося режима электрической сети с применением ЭВМ.
курсовая работа [711,2 K], добавлен 07.06.2021Разработка схем электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов, трансформаторов. Определение потерь мощности в трансформаторах, баланс активных и реактивных мощностей.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 04.09.2010Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.
курсовая работа [316,7 K], добавлен 03.04.2014Методика определения расчетных нагрузок. Составление и выбор целесообразных вариантов схем электрической сети. Определение распределения мощности по участкам. Выбор сечения проводов и трансформаторов для питающих узлов. Уточненный расчет режимов сети.
курсовая работа [337,7 K], добавлен 20.11.2013Расчет параметров заданной электрической сети и одной из выбранных трансформаторных подстанций. Составление схемы замещения сети. Расчет электрической части подстанции, электромагнитных переходных процессов в электрической сети и релейной защиты.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 29.10.2010Определение мощности потребителей на шинах электростанции, нагрузок потребителей понизительных подстанций. Выбор количества и типов трансформаторов подстанций. Нахождение распределения мощностей в сети. Расчет мощности с учетом сопротивления в линии.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 23.02.2015Анализ расчета районной электрической сети. Характеристика электрифицируемого района, источника питания и потребителей. Составление баланса активной и реактивной мощности. Анализ расчётов основных режимов работы сети: расчет нагрузок, составление схем.
курсовая работа [593,6 K], добавлен 17.11.2011Характеристики источников питания и потребителей электроэнергии. Варианты радиально-магистральных схем и схем, имеющих замкнутый контур. Расчет потокораспределения мощности в сети, баланса активной и реактивной мощностей, выбор номинальных напряжений.
контрольная работа [251,3 K], добавлен 20.10.2010
