Развитие электросети энергосистемы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Исходные данные

Введение (характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии)

1. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

1.1 Разработка вариантов схемы соединений линий сети и ПС

1.2 Определение числа и мощности трансформаторов

2. Технико-экономическое сравнение вариантов

3. Электрический расчет максимального режима работы сети

4. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети



Исходные данные

1. Схема существующей электросети (рис. 1).

Рис. 1. Схема существующей электрической сети 220/110/35/10 кВ (Координаты ПС А:ХА=50 км; YА=50 км)

электроэнергия трансформатор экономический

2. Геометрическое расположение ПС ?В? и мест сооружения новых подстанций в декартовой системе координат, а также максимальные нагрузки существующих (4,5) и новых (1,2 и 3) узлов, приведенные к пятому году эксплуатации сети (табл. 1).

3. Время использования максимальной нагрузки Т_max для общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых подстанций (табл. 1).

4. Примерный состав нагрузки новых подстанций (табл.3).

5. Зимние и летние суточные графики нагрузки характерных дней новых подстанций (табл. 3).

6. Напряжение источника питания (узел А) в режиме максимальных нагрузок поддерживается на уровне 240 кВ.

7. Номинальное напряжение на шинах низшего напряжения новых под-станций - 10 кВ.

8.Материал промежуточных опор для ВЛ всех напряжений - железобетон.

9. Место строительства - Дальний Восток. Район по гололёду - V, и ветровым нагрузкам - II.

10. Коэффициент мощности (cos ц) ИП А равен 0,88.

Таблица 1

Координаты км	Tmax ч/год
XB	YB	X1	Y1	X2	Y2	X3	Y3
152	39	57	23	116	22	145	30	5400

Таблица 2

Мощность узловых нагрузок P + jQ, МВ*А
1	2	3	4	5
62+j37	21+j11	19+j9	139+j58	68+j36

Таблица 3



Таблица 4



Введение. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

Дальний Восток является основной ресурсно-энергетичской базой страны, и в перспективе сохранится приоритет за топливно-энергетическим комплексом, цветной металлургией, разработкой лесных ресурсов, энерго - и водоемкими отраслями промышленности.

Состав Восточной Сибири: Красноярский и Забайкальский край, Иркутская область; Республика Бурятия, Тува, Хакасия.

В работе будем рассматривать в качестве электрифицируемого района - Хабаровская энергосистема

Хабаровская ЭС входит в «Объединенные энергосистемы (ОЭС) Востока».

Энергосистемы Дальнего Востока России:

Амурская энергосистема, Дальневосточная энергосистема, Камчатская энергосистема, Магаданская энергосистема, Сахалинская энергосистема, Хабаровская энергосистема, Якутская энергосистема.

В Хабаровском крае потребности хозяйственного комплекса, социальной сферы и населения в электрической и тепловой энергии в основном обеспечиваются электрическими станциями Хабаровской энергосистемы.

Хабаровская ЭС имеет прямые электрические связи с Объединенной энергосистемой Востока. Это повышает надежность электроснабжения потребителей края.

Хабаровская ЭС является крупнейшей в ОЭС Востока, на ее долю приходится ~ 30% потребления электроэнергии, 23% вырабатываемой электрической и около 54% тепловой энергии.

Энергосистема производит 97 % электрической энергии и ~ 70 % тепловой энергии от всей потребности в крае. Централизованным электроснабжением охвачены города и населенные пункты края, в которых проживает около 95% населения.

Только населенные пункты, расположенные в отдаленных северных районах и имеющие незначительные объемы электропотребления, снабжаются электроэнергией от автономных дизельных и газопоршневых электростанций.

Филиал "Хабаровская генерация" является самым крупным филиалом ОАО "Дальневосточная генерирующая компания". Установленная мощность генерирующего оборудования составляет - для выработки электрической энергии -

2251,95 МВт, для выработки тепла - 6371,6 Гкал/ч.

В состав филиала входит семь структурных подразделений, расположенных на территории Хабаровского края: Хабаровская ТЭЦ-1, Хабаровская ТЭЦ-3, Комсомольская ТЭЦ-2, Комсомольская ТЭЦ-3, Амурская ТЭЦ-1, Майская ГРЭС,

Николаевская ТЭЦ.

Системообразующие электрические сети на территории Хабаровского края сформированы на напряжении 500-220 кВ (общей протяженностью 4,34 тыс. км) находятся в управлении филиала "Магистральные электрические сети Востока" ОАО "ФСК ЕЭС".

Распределительные электрические сети сформированы на напряжении 110-35 кВ (общей протяженностью 10,2 тыс. км) находятся в управлении филиала "Хабаровские электрические сети" ОАО "Дальневосточная распределительная сетевая компания".

На территории Хабаровского края осуществляют свою производственную деятельность региональные энергетические компании:

Филиал ОАО "Дальневосточная генерирующая компания" "Хабаровская генерация" (производство тепловой и электрической энергии, транспортировка и реализация тепловой энергии);

Филиалы ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока и Хабаровское предприятие магистральных сетей (ПМС), (передача электрической энергии, оперативное управление, эксплуатация и услуги по присоединению к электрическим сетям напряжением 220/500 кВ).

Филиалы ОАО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Востока" (ОДУ Востока) и ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области" (РДУ энергосистемы Хабаровского края и ЕАО),(функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики).

Филиал ОАО "Дальневосточная распределительная сетевая компания " Хабаровские электрические сети" (передача и распределение электрической энергии, оперативное управление, эксплуатация и услуги по присоединению к электрическим сетям напряжением 110/35/10 кВ);

Филиал ОАО "Дальневосточная энергетическая компания" - "Хабаровскэнергосбыт" (сбыт электрической энергии потребителям Хабаровского края).

Развитие энергетики связано с задачами выхода энергетического комплекса на опережающие темпы развития, которые станут основой обеспечения роста экономики края и определяют три основных направления развития энергосистемы Хабаровского края:

1. Формирование рациональной структуры топливного баланса энергоисточников Хабаровской энергосистемы, с замещением дорогостоящего нефтяного топлива и дальнепривозного угля природным газом, с сохранением в общем энергетическом балансе края эффективных станций, работающих на угле.

Структура топливного баланса энергоисточников Хабаровской энергосистемы в 2013 году составила:

- природный газ 52,2%, уголь 47,3% , жидкое нефтяное топливо 0,5%.

2. Обеспечение возрастающих потребностей экономики и социальной сферы в электрической и тепловой энергии в энергодефицитных районах края. В Ванинском и Советско-Гаванском энергорайоне с реализацией инвестиционных проектов развития транспортно-перегрузочных комплексов морской и промышленной инфраструктуры предусматривается рост потребности в электрической мощности с 85 МВт до 180 МВт.

В целях покрытия возрастающего спроса на электрическую энергию до 2016 года намечено осуществить строительство ТЭЦ установленной мощностью 120 МВт в г.Советская Гавань. Ввод данного объекта в эксплуатацию обеспечит:

перевод на централизованное теплоснабжение г. Советская Гавань и прилегающих населенных пунктов;

вывод из эксплуатации котельных, использующих в качестве топлива дорогостоящий мазут, ежегодное потребление которого составляет около 40,0 тыс. тонн;

вывод из эксплуатации низкоэффективной выработавшей свой ресурс Майской ГРЭС.

В дополнение к данному проекту ОАО "ФСК ЕЭС" планирует в период до 2016 года осуществить строительство ВЛ 220 кВ от г. Комсомольска-на-Амуре до г. Советская Гавань (Ванино).

3. Модернизация и совершенствование структуры генерирующих мощностей на действующих теплоэлектроцентралях, с применением современных технологий энергопроизводства.

В энергосистеме Хабаровского края намечено поэтапное замещение выработавшего парковый ресурс оборудования с морально устаревшими технологиями.

К 2020 году планируется осуществить:

- строительство Хабаровской ТЭЦ-4 и перевод Хабаровской ТЭЦ-1 в режим водогрейной котельной;

- реконструкцию генерирующего оборудования Комсомольской ТЭЦ-3;

- вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Комсомольской ТЭЦ- 1и перевод её в режим водогрейной котельной;

- замещение неэффективного оборудования Комсомольской ТЭЦ-2 мощностями Комсомольской ТЭЦ-3;

- замещение устаревшего оборудования Майской ГРЭС мощностями новой ТЭЦ в г. Советская Гавань;

- строительство современных установок с использованием технологий парогазового цикла (ГТУ-12,5 МВт на Хабаровской ТЭЦ-2 и ПГУ-60 МВт на Комсомольской ТЭЦ-1).

Филиалами "МЭС Востока" ОАО "ФСК ЕЭС" и "Хабаровские электрические сети" ОАО "Дальневосточная распределительная сетевая компания" формируются и реализуются инвестиционные программы, направленные на повышение надежности электроснабжения действующих и намечаемых к строительству объектов промышленности и транспорта, социальной и жилищной сферы, предусматривающие развитие электрических сетей и подстанций напряжением 220/110/35/10 кВ. Хабаровский край - район по гололёду - II (b_r = 15 мм) и ветровым нагрузкам - V (Q_max = 1000 Па; V_max = 40 м/с).

Таблица 1

Нормативное ветровое давление W₀ на высоте 10 м над поверхностью земли

Район по ветру	Нормативное ветровое давление W0, Па (скорость ветра н0, м/с)
I	400 (25)
II	500 (29)
III	650 (32)
IV	800 (36)
V	1000 (40)
VI	1250 (45)
VII	1500 (49)
Особый	Выше 1500 (выше 49)



Нормативная толщина стенки гололеда b_э для высоты 10 м над поверхностью земли

Район по гололеду	Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм
I	10
II	15
III	20
IV	25
V	30
VI	35
VII	40
Особый	Выше 40

Целью курсового проекта является реконструкция схемы электроснабжения промышленного района с учетом ввода новой мощности в систему электроснабжения.

Решения проектных и эксплуатационных задач промышленного электроснабжения связаны с разработкой основных вопросов требующих математического анализа:

расчет режимов систем электроснабжения и их оптимизация;

выбор рационального напряжения системы;

выбор сечений проводов;

определение показателей электрических нагрузок и др.

На стадии проектирования каждый инженер-электрик должен уметь решать задачи выбора схем, конфигурации электрической сети и ее элементов, а на стадии эксплуатации организовать повышение экономичности работы системы электроснабжения, то есть выполнить оптимизацию режима электропотребления.



1. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

1.1 Разработка вариантов схемы соединений линий сети и ПС

На рис. 1.1 приведен граф существующей сети (без учета количества цепей ВЛ и непрямолинейности трасс линии) и места размещения новых подстанций.

Анализ существующей схемы позволяет определить следующее.

1.Автотрансформаторы ПС А и ПС В имеют запас пропускной способности, позволяющей развивать схему без их замены.

2.ВЛ А-В напряжением 110 кВ является резервной и включается тогда, когда обе цепи ВЛ А-В 220 кВ оказываются в нерабочем состоянии (например, при совпадении ремонта одной цепи и аварийного отключения другой). В этом случае переток по ВЛ А-В 110 кВ равен необеспеченной нагрузке ПС В (сумме нагрузок на шинах 110 и 35 кВ, за вычетом перетока из внешней сети), то есть

68 + j36 + 8 + j6 - 60 - j30 = 16 + j12 МВ•А (20 МВ•А - полная мощность). Для провода АС-185 допустимый по нагреву ток (при t₀=25⁰C) равен 510 А, а поправочный коэффициент на температуру окружающей среды для зимнего периода (когда нагрузки наибольшие) k_t=1,29. Тогда максимальный (допустимый по нагреву) переток по ВЛ А-В 110 кВ составляет

-125МВ•А.

То есть, по техническим условиям линию можно дополнительно загрузить не более, чем на 125-20 = 105 МВ•А.

Рис. 1.1. Граф существующей сети

Рис. 1.2. Схема существующей электрической сети 220/110/35/10 кВ

3. Каждая из цепей ВЛ А-В 220 кВ допускает дополнительную нагрузку порядка 300 МВ•А, что превышает вместе взятую мощность трёх новых подстанций.

297,4 МВ•А.

S₁ = = 72.2 МВ•А.

S₂ = = 23.7 МВ•А.

S₃ = =21.1 МВ•А.

= 117 МВ•А.

Перейдём к составлению схем соединения линий.

ПС 3 близко расположена к ПС В. Рассмотрим вариант двух цепной ВЛ В-1. Длину L_B1 линии найдём как

L_3В = k_удл = 1,24 = 14,138 км

14 км



где k_удл = 1,24 учитывает непрямолинейность трассы ВЛ.

Длину L _ij линии между любыми i-м и j-м пунктами можно определять иначе, если местоположения старых и новых ПС нанести на масштабную сетку. Тогда

L _ij = l _ij m k_удл ,

где l_ij - расстояние между узлами i и j на масштабной сетке, см;

m - масштаб, км/см.

Рассчитаем длины участков:

L_АВ = k_удл = 1,24 = 127,2 км

L_А1 = k_удл = 1,24 = 34,6 км

L₂₃ = k_удл = 1,24 = 41,8 км

L₂₁ = k_удл = 1,24 = 37,3 км

Уравнение прямой А-В: -11х - 102у + 5650 = 0

L_1-С = k_удл = 1,24 = 32,4 км

Координаты точки C: (59.8; 48,94)

Аналогично для точек D и Е:

L_2-D = 25.75

D = (118.2; 42.65)

L_3-E = 12

E = (146; 39.65)

Приближенно оценим величины напряжений

В сетях ЭС РФ общего назначения переменного тока 50 Гц, согласно ГОСТ 721-77, должны использоваться следующие номинальные междуфазные напряжения: 380 В; (6) Номинальные напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуются. Для существующих и расширяющихся электрических сетей на номинальные напряжения 3 и 150 кВ электрооборудование должно изготовляться (см. ГОСТ 721-77)., 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ. Могут также существовать сети, построенные по устаревшим стандартам с номинальными межфазными напряжениями: 220 В, 3 и 150 кВ.

Область применения и основное назначение ЛЭП. Табл. 1.1. [Баумштейн]

Таблица 1.1.

Номинальное напряжение. кВ	Передаваемая мощность (на одну цепь).МВА	Длина линий, км	Область применения и основное назначение
До 1	До 0.1	До 3	Электроснабжение отдельных потребителей в городах и населенных пунктах; распределение мощности внутри предприятий
1-10	1-3	3-15	Электроснабжение промышленных и сельских потребителей; распределение мощностей внутри крупных промышленных предприятий
20-35	3-15	10-30	Распределение мощностей внутри городов и крупных населенных пунктов; электроснабжение сельских потребителей
110-150	15-80	25-100	Распределение мощностей внутри энергосистем и предприятий электрических сетей; электроснабжение промышленных предприятий и узлов больших городов, удаленных или энергоемких сельских потребителей; распределение мощностей внутри крупных городов; электрификация железнодорожного и трубопроводного транспорта
220-330	100-400	100-300	Распределение мощностей внутри крупных энергосистем, электроснабжение удаленных и крупных потребителей от энергосистем и электрических станций, создание центров питания для сетей 110 и 150 кВ, выдача мощности электростанциями сравнительно небольшой мощности
400-500	600-1000	200-1000	Развитие объединенных энергосистем и Единой энергетической системы, обеспечение межсистемных связей, выдача мощности крупными электростанциями, а также электроснабжение крупных энергоемких предприятий или промышленных узлов
750	1000-2200	300-2000	Развитие крупных объединенных энергосистем и образование Единой энергетической системы; обеспечение межсистемных связей, выдача мощности крупными электростанциями
1150	2500-6000	500-3000	Тоже

Выводы:

Не одна из предложенных новых ПС не подходит к диапазону напряжений 10 - 35 кВ, поэтому по техническим условиям ЭС можно дополнительно загружать только в диапазоне номинальных напряжений: 110 - 220 кВ.

Рис. 1.3. Расстояния в системе

Наметим варианты схем новых ПС (рис. 1.3).

А)

Б)

В)



Г)

Рис 1.4. Варианты конфигурации систем

ПС1, ПС2, ПС3 расположены от проходящей ВЛ А-В на расстоянии: 32,4; 25,75; 12 км соответственно. Напрашивается вариант питания ПС(1 - 3) по схеме «заход-выход».

На рис. 1.4. (А) для питания ПС1 по ВЛ 110 - 220 кВ используется участок существующей линии (А-С). ПС2 - участок C-D; ПС3 - участок D-E. Другой участок (E-В) со временем может быть демонтирован. Затраты на демонтаж и остаточную стоимость демонтируемого оборудования (опор, проводов, изоляторов, тросов, линейной арматуры) в курсовой работе можно считать одинаковыми и в дальнейшем не учитывать.

Другие возможные варианты питания новых подстанций по линии 110 кВ и 220 кВ показаны на рис. 1.4 , (Б, В и Г).

На схеме рис. 1.4 (Г), предполагается прокладка линии 110 кВ А-1-2-3, включенной параллельно уже существующей ВЛ А-В того же напряжения. По сути речь идёт о развитии сети 110 кВ, работающей параллельно с сетью 220 кВ, что на перспективу не рекомендуется.

Длины существующих и новых линий указаны на схемах (рис. 1.4). схема (Г) - самая длинная. Схема на рис. 1.4, (А) характеризуется наименьшими длинами новых линий. Присвоим этому варианту № 1 и оставим для дальнейшего сравнения. Сопоставим три остальных схемы по суммарной длине новых линий (двухцепные линии учётом с коэффициентом 1,5). Для схемы на рис. 1.4, (Б) имеем одноцепные ВЛ 110 кВ А-1 (длина 34,6 км), 1-2 (41,8 км), 2-D (25.75 км) и двухцепную линию 110 кВ В-3 (14 км). Тогда обобщенная длина линии для этой схемы составит (34,6+41,8+25,75) + 1,5(14) = 123.15 км.

Вычисления для других схем

Таблица 1.2.

Обобщенный показатель длин трасс ВЛ

Длина трасс 110 кВ, км	Схема на рис. 1.3.
	А	Б	В	Г
одноцепных		34,6+41,8+25,75	14+37,3+25,75	34,6+41,8+71,7
двухцепных	1,5(32,4+25,75+12)	1,5*(14)	1,5*(34,6)	1,5*(37,3)
обобщенный показатель, км (%)	105,2	123,15 (100%)	129 (105%)	204,5(165,7%)

Из приведенных вариантов выбираем схему на рис. 1.4.А , как имеющую минимальную длину новых ВЛ - это вариант № 1. Схема Б - вариант №2.

Из рассмотренного вытекает, что при разработке вариантов развития сети следует учитывать возможности существующей сети, а конфигурацию схемы намечать с одновременным выбором номинальных напряжений линии.

1.2 Выбор номинальных сечений проводов ВЛ

Выбор сечений произведём по нормированной (экономической) плотности тока jэк. Для сталеалюминиевых проводов и времени использования максимальной нагрузки Тmax = 5400 ч/год, jэк=0,8 А/мм2 (табл. В33 Прил. МУ).

Для определения расчетных токов новых линий необходимо выполнит расчёт приближённого (без учета потерь мощности) поток распределения электрической сети. В качестве примера возьмём вариант 1, принципиальная схема которого приведена на рис. 1.4 А. На схеме указаны марки проводов и длины участков ЛЭП (км), нагрузки узлов (МВ•А) и номинальные коэффициенты трансформации АТ. Учитывая слабую загрузку обмоток НН автотрансформаторов ПС А, выполним обычные в таких случаях упрощения схемы замещения. Переносим нагрузку с шин 10 кВ (узел 7) на сторону 110 кВ (узел 4) и складываем с нагрузкой на шинах СН. После этого сопротивления об- моток НН АТ из схемы замещения исключаются, а сопротивления об- моток ВН и СН последовательно объединяются. Такие же упрощения проделаем с автотрансформаторами ПС В, после чего схема замещения сети приобретёт вид, показанный на рис. 1.5. Поскольку расчёт режима выполняется без учета потерь, в схему замещения не включены поперечные проводимости, моделирующие зарядную мощность ВЛ и потери в стали (авто)трансформаторов. Расчёт сопротивлений линии сведем в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Расчет сопротивлений ЛЭП

Участки ЛЭП	Uном, кВ	Число цепей и марка провода	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, *10-6 См/км	R, Ом	Х, Ом	В,*10-6 См
А-1	220	1ЧАС-300	44,6	0,098	0,429	2,64	4,37	19,13	117,74
1-B	220	1ЧАС-300	147,4	0,098	0,429	2,64	14,45	63,23	389,1
A-B	220	1ЧАС-300	127,2	0,098	0,429	2,64	12,48	54,6	335,8
4-2	110	1ЧАС-185	110.7	0,162	0,413	2,75	17,93	45,72	304,4
2-3	110	1ЧАС-185	72.45	0,162	0,413	2,75	11,74	29,92	199,2
3-5	110	1ЧАС-185	19.5	0,162	0,413	2,75	3,16	8,00	53,6

Эквивалентные сопротивления участка n-цепной линии вычисляем как



R = r₀l/n, X = r₀l/n

где r0, x0 - погонные сопротивления ЛЭП, Ом/км, принимаемые по табл. А11 МУ.

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника, приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4.

Тип	Пределы регулирования, %	Каталожные данные
		UНОМ, кВ	UК, %	DРК, кВт	DРХХ, кВт	iХХ, %
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН-125000/220/110	±6ґ2 %	230	121	6,6; 11;38,5	11	45	28	305	65	0,5
АТДЦТН-200000/220/110	±6ґ2 %	230	121	6,6; 11;38,5	11	32	20	430	125	0,5
Тип	Расчетные данные
	Rт, Ом	Xт, Ом	DQxx, квар
	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
АТДЦТН-125000/220/110	0,55	0,48	3,2	59,2	0	131	625
АТДЦТН-200000/220/110	0,28	0,28	0,57	30,4	0	54,2	1000

Примечания.

1. Трансформаторы напряжение 35 кВ имеют РПН на стороне ВН; обмотки СН и НН без ответвлений.

2. Трансформаторы 110, 220 кВ имеют РПН в нейтрали ВН и ПБВ на стороне СН ±2ґ2,5 %.

3. Автотрансформаторы на 220 кВ имеют РПН в линии СН; мощность обмотки НН равна 50 % номинальной (для АТ 200 и 250 МВА может составлять и 40 %)

G_м = B_м = =

Тип	Расчетные данные
	Gм, 10-6См Cм 101010666	Bм, 10-6См
	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
АТДЦТН-125000/220/110	1,23	4,44	537,2	11,81	47,26	5152,9
АТДЦТН-200000/220/110	2,36	8,54	84,33	18,9	75,61	674,65

Для исключения идеальных трансформаторов из схемы замещения, приведем сопротивления всех элементов к базисному напряжению 220 кВ. Для этого сопротивления ВЛ 110 кВ, указанные в табл.1.3. необходимо умножить на (k₁)*2 =(1,9)*2 =3,80.

Паспортные данные автотрансформаторов на ПС А:

-U_НС-НВ = 11%; P_ВН--СН= 520 кВт. Сопротивления АТ, приведенные к напряжению 220 кВ, определим как

R_A = = *10^-3 = 0,22 Ом

Х_А = = = 11,64 Ом

где m=2 - число АТ, работающих параллельно. Параметры АТ ПС2 определяются аналогично

R_В = = *10^-3 =0,28 Ом

Х_В = = = 23,27 Ом

При выполнении расчёта режима сложнозамкнутой сети вручную далее следует:

o преобразовать «треугольник» сопротивлений А2ВА в «звезду» (рис. 1.7);

o по «правилу моментов» определить поток мощности на одном из головных участков (например, S _AO );

o найти потокораспределение в остальной части кольцевой схемы; используя значения мощностей в лучах «звезды», вычислить величины нагрузок в ветвях «треугольника».

Рис. 1.5. Принципиальная схема электрической сети. Вариант 1

Рис. 1.6. Упрощенная схема замещения электрической сети (вариант 1)

Преобразование «треугольника» A1ВА в «звезду». Определяем сумму сопротивлений сторон «треугольника»:

Z_Д = Z_A1 + Z_1B + Z_BA = (4,37 + j19,13) + (14,45 + j62,23) + (12,48 + j54,6) =

= 31,3 + j136 Ом

Сопротивление «луча» АО найдем как

Z_AО=Z_A1•Z_AB /Z_Д= (4,37 + j19,13)(12,48 + j54,6) / (31,3 + j136) = 1.74 + j7.68 Ом.

Аналогично определим

Z_ОВ = Z_B1•Z_СB /Z_Д= (14,45 + j62,23)(12,48 + j54,6) / (31,3 + j136) = 5.76 + j25 Ом.

Приведенная к базисному напряжению и преобразованная схема замещения показана на рис. 1.6. Вычисляем суммарное сопротивление «кольца»:

Z_У= Z_AО + Z_ОB + Z_B5 + Z₅₃ + Z₃₂ + Z₂₄ + Z_4А =

= (1.74 + j7.68) + (5.76 + j25) + (0.28 + j23.27) + (12 + j30,4) + (44,6 + j113,7) + (68,1 + j173,85) + (0,22 + j11.64) = 132,7 + j385,54 Ом

По «правилу моментов» S _АO определяется как

S_AO = =

= ((62 + j37)*(130,96 - j377,86) + (60 + j30)*(125,2 - j352,86) + (76 + j42)*(124,92 - j329,59) + (19 + j9)*(112,92 - j299,19) + (21 + j11)*(68,32 - j185,49) + (143 + j60)*(0.22- j11.64))/( 132,7 - j385,54) = 209,28 + j116,22

Рис. 1. 7. Схема замещения сети после преобразований

Изусловиябалансамощностейвузле0имеем

S_OB = S_AO - S_O = 209,28 + j116,22- 62 - j37 = 147,28 + j79,22 МВА

S_B5 = S_OB - S_B = 147,28 + j79,22 + 60 + j30 = 207,28 + j109,22 МВА

т. д. …

Значения остальных мощностей приведены на рис.1.7.

Вернемся к схеме на рис. 1.6. и выполним обратные преобразования. Для фиктивного треугольника АОВА справедливо соотношение

S_AO + S_BO = S_AB

S_AB

= 96,95 + j52,7 МВА

Из баланса мощности для узла В определим, что

S_B3 = - S_B - S_AB + S_B5 = - (60 + j30) - (96,95 + j52,7) + (207,28 + j109,22) =

= 50,33 + j26,52MBA

Рис. 1.8. Результаты расчета приближенного распределения мощностей (вариант 1)

Анализ распределения мощностей в полной схеме (рис. 1.6-1.8) указывает на целесообразность отключения ВЛ 2-3 в нормальных режимах. Это ведет к исключению уравнительной мощности в замкнутом контуре и повышению экономичности работы сети.

Расчёт мощностей при отключённой ВЛ 2-3 дает следующие значения:

S₂₄ = 21 ++ j11 МВА.

S_А4 = 143 + j60 + 21 + j11 = 164 + j71 МВА.

S_5B = 19 + j9 + 76 ++ j42 = 95 + j51 МВА.

S_В0 = 95 + j51 - 60 -j30 = 35 + j21 МВА.

S _A0 = 35 +j21 + 62 + j37 = 97 + j58 МВ А;

S_AO + S_BO = S_AB

S_AB

= 23.346 + j26.666 МВА

Из баланса мощности для узла В определим, что

S_B3 = S_B + S_AB - S_B5 = = (60 + j30) + (23.346 + j26.666) - (95 + j51) =

= - 11.654 + j5,666 MBA

S_А3 = 73.654 + j31.334 MBA



Рис. 1.9. Схемы для варианта 1 без линии 3-2

Для выбора сечений в качестве расчётной принимается большее из двух значений мощностей для каждой из ВЛ. Значения расчётных нагрузок линий и экономических сечений (F_Э = , (T_MAX = 5400 ч.; j_ЭК = 1,0 А/мм²) предварительно намеченных ( ) и окончательно принятых (F_СТ ) сечений проводов приведены в табл. 1.5. Для новых линий выбираем сталеалюминиевые провода.

Нормативное значение плотности тока для неизолированных сталеалюминиевых проводов

TMAX, ч	jЭК, А/мм2
TMAX 3000	1,3
3000 TMAX, 5000	1,1
TMAX, 5000	1,0

Выбор сечений проводов линий электропередачи необходимо выполнять по расчетной токовой нагрузке линии I_расч, которая определяется по выражению

I_расч = I_max * б₁ * б_т,

где I _max -- ток в линии в максимальном нормальном режиме работы сети с учетом перспективы развития нагрузок на пять лет;

б₁ -- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; б_т -- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной мощности нагрузки линии T_max и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы K_max.

Для линий 110--220 кВ значение б₁ принимается равным 1,05.

Коэффициент б_т определяется в зависимости от T_max и K_max, усредненные значения коэффициента б_т приведены в табл.

По табл. выбирается усредненное значение коэффициента бт в предположении, что максимум нагрузок линий распределительной сети совпадает с максимум энергосистемы, б_т = 1 (по заданию T_max = 5400 часов).

Усредненные значения коэффициента б_т

UHOM, kB	Kmax	Tmax
		2000	3000	4000	5000	6000	7000
110-330	1.0	0.7	0.8	0.9	1.0	1.1	1.3
	0.8	0.8	0.9	1.0	1.2	1.4	1.6
	0.6	1.0	1.1	1.3	1.5	1.8	2.2

Таблица 1.5.

Результаты выбора сечений проводов ВЛ (вариант 1)

ВЛ	Р, МВт	Q, Мвар	Uн кВ	Число цепей	Ip, А	Fэ мм2	мм2	I доп А	I ав , А	Fст, мм2
А-1	73,654	31,334	220	1	210	210	240	605	243	300/66
В-1	50.33	26.52	220	1	150	150	185	510	174	300/66
А-В	96.95	52.7	220	1	290	290	300	680	335	300/66
4-2	91.28	47.22	110	2	270	270	300	680	312	300/66
5-3	131.28	67.22	110	2	297	298	300	680	345	300/66

Из рассмотренного следует, что в качестве расчётного режима следует принимать такой нормальный (длительный) режим, в котором нагрузка рассматриваемой линии будет наибольшей. Расчётные режимы для разных линий могут не совпадать по времени и соответствовать разным нормальным схемам и разным сочетанием нагрузок старых и новых подстанций. При выборе экономических сечений обязательным является проверка по допустимому нагреву и учёт ограничений по короне, механической прочности проводов и опор ВЛ, а также учет сечений проводов существующих линий (если хотя бы часть старых ВЛ используется для питания новых ПС). При окончательном принятии величины F_ст, убеждаемся, что в данном районе по гололёду и ветровым нагрузкам такие сечения применяются.

Рассмотрим вариант 2 - рис. 1.3, В

Таблица 1.7

Расчет сопротивлений ЛЭП (вариант 2)

Участки ЛЭП	Uном, кВ	Число цепей и марка провода	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, *10-6 См/км	R, Ом	Х, Ом	В,*10-6 См
А-В	220	1ЧАС-300	127,2	0,098	0,429	2,64	12,46	54,6	335,8
4-3	110	1ЧАС-185	14	0,162	0,413	2,75	2,27	5,78	38,5
4-1	110	1ЧАС-185	34,6	0,162	0,413	2,75	5,6	14,3	95,15
1-2	110	1ЧАС-185	41,8	0,162	0,413	2,75	6,77	17,26	115
2-5	110	1ЧАС-185	67,95	0,162	0,413	2,75	11,0	28,0	186,9

Вычисляем суммарные сопротивления

Z_//АВ = (12,46 + j54,6)/2 = 6,23 + j27.3 Ом

Приведенная к базисному напряжению и преобразованная схема замещения показана на рис. 1.12. Вычисляем суммарное сопротивление «кольца»:

Z_У= Z_AB// + Z_B5 + Z₅₂ + Z₂₁ + Z₁₄ + Z_4А =

= (6.23 + j27.3) + (0.28 + j23.27) + (41.8 + j106.4) + (25.73 + j65.6) + (27 + j54.34) + (0,22 + j11.64) = 101.26 + j288.55Ом

По «правилу моментов» S _АB определяется как

S_AB = =

= ((60 + j30)*(95.03 - j261.25)+(76+ j42)*(94.75 - j237.98) + (21 + j11)*(52.95 - j131.58) + (62 + j37)*(27.22 - j65.98) + (162 + j69)*(0.22 - j11.64))/( 101.26 - j288.55) = 146.546 + j81.176

S_B5 = S_B + S_AB = 60 + j30 + 146.546 + j81.176 = 206.546 + j111.176 MBA

И т. д. остальные значения приведены на рис. 1.12.

Рис. 1.10. Принципиальная схема электрической сети. Вариант 2

Рис. 1.11. Схема замещения Вариант 2



Рис. 1.12. Приведенная схема замещения. Вариант 2



Рис. 1.13. Результаты расчета приближенного распределения мощностей (вариант 2)



Рис. 1.14. Результаты расчета окончательного приближенного распределения мощностей (вариант 2)

Таблица 1.8.

Результаты выбора сечений проводов ВЛ (вариант 2)

ВЛ	Р, МВт	Q, Мвар	Uном кВ	Число цепей	Ip, А	Fэмм2	мм2	I доп , А	I ав , А	Fст, мм2
A-B	37	23	220	1	117	147	150	450	135	300/66
4-1	62	37	110	2	190	237	240	605	220	240/32
2-5	21	11	110	2	125	156	185	510	144	185/29
4-3	19	37	110	1	218	242	240	605	251	240/32

1.2 Определение числа и мощности трансформаторов

На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило двух (авто) трансформаторов одинаковой мощности. Установка одного трансформатора является обычно первым этапом сооружения двухтрансформаторной подстанции, да и то, если отсутствуют ответственные потребители или имеется резервирование по сетям низшего напряжения.

При выборе трансформаторов определяющим является их нагрузочная способность, а не экономические критерии. Выбор мощности (авто) трансформаторов ведется с учетом характера графиков нагрузки и допустимых по ГОСТ 14209-97 систематических и аварийных перегрузок. Силовые трансформаторы допускают систематические перегрузки, которые зависят от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузки (суточной, сезонной и т.д).

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью определяется расчетный уровень максимальной активной нагрузки подстанции P_max (МВт).

Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия

S_ном ? ?P_max ? Р_р

здесь ?P_max -- максимальная активная мощность на пятом году эксплуатации -- сроке, в условиях рыночной экономики согласованном с инвестором;

P_p -- проектная расчетная мощность подстанции), то при графике работы с кратковременным пиком нагрузки (0,5…1,0 ч) трансформатор будет длительное время недогружен.

При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев выгоднее выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжительности и в полной мере использовать его перегрузочную способность с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.

Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в случае, когда в часы максимума он работает с перегрузкой. В реальных условиях значение допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки, а также в зависимости от температуры окружающей среды, при которой работает трансформатор.

Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:

k_H = =



где Р_с, Р_max и I_с, I_max -- соответственно среднесуточные и максимальные мощности и токи.

В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной нагрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения, допустимы систематические перегрузки трансформаторов.

Аварийные перегрузки возникают, например, при отказе одного из двух трансформаторов. Аварийные перегрузки могут быть кратковременными (до 0,5 часа) и продолжительными (в течении восстановительного ремонта, т.е. до 24 часов в сутки).

Основания для ограниченных во времени перегрузок трансформатора являются:

1) неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий перегрузке;

2) пониженная температура окружающей среды (воздуха или воды).

При выборе номинальной мощности (авто) трансформаторов S_ном исходят из того, что электроснабжение потребителей должно быть обеспеченно полностью:

1) в ремонтных режимах с учетом допустимой систематической перегрузки;

2) в послеаварийных режимах (отказ одного из трансформаторов в зимний или летний период работы) с учетом допустимой аварийной перегрузки.

Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются нагрузочной их способностью, задаваемой с помощью таблиц или графически. Коэффициент перегрузки k_пер дается в зависимости от средней годовой температуры воздуха t_с.г, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки k_н.н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки t_max. Для других значений tmax допускаемый k_пер можно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора.

Если максимум графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается длительная 1%-ная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %. Суммарная систематическая перегрузка трансформатора не должна превышать 150 %. При отсутствии систематических перегрузок допускается длительная нагрузка трансформаторов током на 5 % выше номинального при условии, что напряжение каждой из обмоток н будет превышать номинальное.

Допускается повышение напряжения трансформаторов сверх номинального:

длительно -- на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % при нагрузке не выше 0,25 от номинальной;

кратковременно (до 6 ч в сутки) -- на 10% при нагрузке не выше номинальной.

Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Так, для трехфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой на 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 МВ · А допускаются следующие относительные нагрузки:

при нагрузке одной ветви обмотки, равной 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03, нагрузка другой ветви должна составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора Sном, МВ · А, на подстанции с числом трансформаторов n > 1 в общем виде определяется из выражения

S_HOM

где Р_р = Р_max* k_I--II -- расчетная мощность, МВт;

Р_max -- суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт;

k_I--II -- коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий; kпер -- коэффициент допустимой аварийной перегрузки;

cos ? -- коэффициент мощности нагрузки.

Для двухтрансформаторной подстанции, т.е. при n = 2:

S_HOM

Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25 % потребителей из числа малоответственных может быть отключено, k_I--II обычно принимается равным 0,75…0,85 (единице он равен, когда все потребители I категории).

В курсовом проекте выбор трансформаторов на новых подстанциях выполняем исходя только из аварийной перегрузки при отключении одного из двух трансформаторов на время ремонта или замены. При этом резервирование по сетям СН и НН отсутствует. Исходными данными для выбора S_ном являются зимние и летние суточные графики нагрузки новых ПС (табл.1.9), сезонные эквивалентные температуры охлаждающего воздуха в районах строительства подстанций (табл.1.10), а также предполагаемый вид охлаждения трансформаторов.

Допустимые аварийный перегрузки масляных трансформаторов (без учета коэффициента К₁ предшествующей загрузки) даны в табл.1.9

Рассмотрим выбор трансформаторов ПС 1 для схемы 1(рис. 1.4). Соотношение номинальных напряжений - 220/10 кВ; максимальные нагрузки на 5-ый год эксплуатации: Р_max= 62 МВт; Q_max= 37 МВар.

Зимний и летний суточные графики нагрузки подстанции 2 указаны в исходных данных.

При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшейся в работе трансформатор, при этом часть времени суток он может работать с перегрузкой.

Полную мощность ПС 1 за каждый i-й час зимних и летних суток определим по формуле

S_i =

где P_i и Q_i - активная и реактивная мощность ПС в % от максимальной нагрузки. Результаты расчетов сведём в табл. 1.9.

Оценку нижней границы номинальной мощности каждого из двух трансформаторов определим как

S_HOM и S_HOM

где S'_max = 48,6 МВ А и S''_max = 38 МВ А - максимальные нагрузки в зимний и летний периоды, соответственно (табл. 1.9);

K_ав' = 1,5 и K_ав'' = 1,33 принимаются по табл. 1.11 для эквивалентных температур зимы t_З = - 18,6 ⁰С и лета t_Л = +19,7 ⁰С (табл. 1.10, для Хабаровского края), минимальной длительности перегрузки h =1 ч и системы охлаждения трансформаторов типа Д. Получим:

S_ном 48,6/ 1,5 = 32,3 МВ А и S_ном 38 /1,33 = 28,6 МВ А.



Таблица 1.9.

Нагрузка ПС 1 для зимних (S') и летних (S'' суток

Подобные документы

• Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.
  
  курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012
  

• Проект электрификации района

  Общая характеристика электрифицируемого района и потреблений электроэнергии. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях. Анализ и обоснование схем электрической сети. Электрический расчет основных режимов работы сети.
  
  курсовая работа [369,6 K], добавлен 13.07.2012
  

• Передача и распределение электроэнергии

  Анализ 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 17.11.2011
  

• Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

  Теоретические аспекты применения новых технологий, обеспечивающих развитие и функционирование единой национальной электрической сети. Проектирование электросети для района: выбор активной и реактивной мощности, компенсирующих устройств и оборудования.
  
  дипломная работа [5,3 M], добавлен 22.02.2012
  

• Разработка схемы районной электрической сети

  Комплексный расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Составление вариантов конфигурации сети и ее географическое расположение. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей. Уточненный расчет в режиме наибольших и наименьших нагрузок.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.01.2016
  

• Проектирование сетевого района

  Выбор 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 24.01.2016
  

• Развитие электрической сети энергорайона

  Особенности развития электрических сетей района энергосистемы. Анализ технико-экономического расчета первого и второго вариантов развития сети, их схемы. Характеристика и основные признаки статической устойчивости. Расчет послеаварийного режима сети.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 15.04.2012
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Электрический расчёт распределительной сети

  Определение сечения проводов сети 0,4 кВ по допустимым потерям. Выбор количества и мощности трансформаторов подстанции. Расчет потерь мощности и электрической энергии в элементах сети. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети.
  
  курсовая работа [413,9 K], добавлен 25.10.2012
  

• Расчет районной электрической сети

  Месторасположение 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 03.04.2014
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.
  
  курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015
  

• Проектирование и расчет электрической сети

  Разработка электроэнергетической сети 110-220 кВ для снабжения четырех потребителей. Расчет вариантов схем энергоснабжения: радиальной, замкнутой и смешанной для максимального, минимального и послеаварийного режима работы. Экономическое обоснование схемы.
  
  дипломная работа [724,4 K], добавлен 30.01.2013
  

• Проект электросети для электроснабжения промышленного района

  Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  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
  

• Электрическая сеть района нагрузок

  Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети. Предварительный расчет мощности источника питания. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих подстанций. Основные технико-экономические показатели электрической сети.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 15.10.2014
  

• Проектирование электрической сети

  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
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проект электрической сети с номиальным напряжением 110-220 кВт

  Методика определения расчетных нагрузок. Составление и выбор целесообразных вариантов схем электрической сети. Определение распределения мощности по участкам. Выбор сечения проводов и трансформаторов для питающих узлов. Уточненный расчет режимов сети.
  
  курсовая работа [337,7 K], добавлен 20.11.2013
  

• Проект сети для электроснабжения четырёх потребителей

  Разработка сети для электроснабжения потребителей промышленного района. Составление баланса мощностей. Выбор конфигурации сети, схем подстанций потребителей, трансформаторов. Расчет потоков мощности режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима.
  
  курсовая работа [1018,2 K], добавлен 06.12.2015
  

• Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

  Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.
  
  курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам

Время суток	ПС-2
	Зима	Лето	Зима	Лето
	P	Q	P	Q	S'	S”
1	27.28	15.91	20.46	11.47
2	26.04	15.17	14.88	8.51
3	27.28	15.54	14.88	8.51
4	28.52	16.28	13.64	8.14
5	31.0	16.65	15.5	8.88
6	39.6	19.24	18.6	11.1
7	53.32	26.27	41.54	24.42
8	58.9	34.04	47.12	28.49	68.0
9	62	37.0	49.6	29.97	72,2	57.95