Пример расчета одного из вариантов схем районной электрической сети
Выбор номинального напряжения электрической сети. Оценка потерь реактивной мощности в трансформаторах. Оценка решения о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций. Особенности выбора сечения проводников воздушных линий электропередачи.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | задача |
Язык | русский |
Дата добавления | 16.02.2016 |
Размер файла | 508,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
ПРИМЕР РАСЧЕТА ОДНОГО ИЗ ВАРИАНТОВ СХЕМ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Исходные данные
- Масштаб: в 1 клетке -9 км;
- Коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,92;
- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ: ;
- Район по гололеду I;
- Число часов использования максимальной нагрузки;
- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:, , , ;
- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , .
Для расчетов выбрали следующую конфигурацию районной электрической сети:
Рис.1
Выбор номинального напряжения электрической сети
Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле (3.1).
Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:
; ; ; ;
Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.
Представим простейший замкнутый контур в виде линии с двухсторонним питанием (рис.8.2) и определим соответствующие мощности. Задаем направление мощности. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то меняется направление мощности.
Рис. 2
По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности
:
Рассмотрим двухцепные линии А-2-1 (рис. 8.3).
Рис. 3
Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:
Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение
Если выбрать вариант конфигурации районной электрической сети с отпайкой (рис. 8.4), то в месте присоединения отпайки получаем виртуальную точку 2' и для дальнейших расчетов определяем длины линий А-2', 2'-1, 2'-2.
Рис. 4
Затем (для двухцепной линии) определяем потоки мощности:
Дальнейшие расчеты ведутся аналогично ранее приведенной схеме.
Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети
Согласно формуле (2.1) определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, зная что , :
.
Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:
, (8.1)
, (8.2)
где Рнб, i - максимальная активная нагрузка i- ого узла.
Для 1-ой подстанции:
Для 2-ой подстанции:
Для 1-ой подстанции:
Для 2-ой подстанции:
Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах воспользуемся формулой (2.4).
Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то примем равным 1.
.
Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.
Отсюда
Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств
Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.
, (8.3)
где - коэффициент мощности на подстанции “А”.
При в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).
Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).
Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности , а , т.е.
Для первой подстанции:
,
Для первого узла:
,
,
,
.
Окончательное решение о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин, вычисленных по выражениям (2.7) и (2.8). В нашем случае по формуле (2.8). С помощью таблицы 8.1 выбирается тип и количество КУ, устанавливаемых на каждой подстанции.
Таблица 8.1
№ узла |
Количество КУ |
Тип КУ |
|
1 |
6 |
УКЛ - 10,5 - 2700 У3 |
|
2 |
6 2 |
УКЛ - 10,5 - 3150 У3 УКЛ - 10,5 - 900 У3 |
|
3 |
4 |
УКЛ - 10,5 - 2700 У3 |
|
4 |
4 |
УКЛ - 10,5 - 3150 У3 |
Для 1-го узла:
Для 2-го узла:
Для 3-го узла:
Для 4-го узла:
Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:
, (8.4)
где Qk,i - мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.
Для 1-го узла:
Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:
, (8.5)
где Qi - реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.
Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций
Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.
В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .
Для ПС № 1:
Для ПС № 2:
Для ПС № 3:
Для ПС № 4:
Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 8.2.
Таблица 8.2
№ узла |
Полная мощность в узле, МВ·А |
Тип трансформаторов |
|
1 |
36,41 |
||
2 |
46,85 |
||
3 |
25,87 |
||
4 |
24,06 |
Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 8.3.
Таблица 8.3
Справочные данные |
|||
25 |
40 |
||
Пределы регулирования |
|||
115 |
115 |
||
10,5 |
10,5 |
||
10,5 |
10,5 |
||
120 |
172 |
||
27 |
36 |
||
0,7 |
0,65 |
||
2,54 |
1,4 |
||
55,9 |
34,7 |
||
175 |
260 |
электрический сеть батарея конденсаторный
Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи
Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.
Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-3-4-А) (рис. 8.5).
Рис. 5
По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :
Рассмотрим двухцепные линии (А-2-1) :
Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:
, (8.6)
где бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 - 220кВ принимается равным 1,05;
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах. Выбирается по [4, табл. 4.9].
В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен :
(8.7)
В двухцепной линии:
(8.8)
Расчетная токовая нагрузка линии А - 3 в нормальном режиме:
В линии А - 4:
В линии 4 - 3:
В линии А - 2:
В линии 2 - 1:
Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии по [4, табл. 7.8] выбираются сечения сталеалюминиевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминиевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4, табл. 9.5] экономически невыгодно и нецелесообразно. Так, для линии А - 3 выбираем АС - 120;
Для А - 4: АС - 120;
Для 4 - 3: АС - 120;
Для А - 2: АС - 120;
Для 2 - 1: АС - 120.
Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:
(8.9)
где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;
- допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].
Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.
Рассмотрим кольцо (А-3-4-А):
- обрыв линии А - 3 (наиболее нагруженной будет линия А - 4)
- обрыв линии А - 4:
- обрыв линии 4 - 3:
Рассмотрим двухцепные линии:
- обрыв линии А - 2:
- обрыв линии 2 - 1:
По [4, табл. 7.12] определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 8.4.
Таблица 8.4
Линия |
А - 3 |
А - 4 |
4 - 3 |
А - 2 |
2 - 1 |
|
109,3 |
165,83 |
33,23 |
114,71 |
50,16 |
||
Марка провода |
АС - 120 |
АС - 120 |
АС - 120 |
АС - 120 |
АС - 120 |
|
275,17 |
275,17 |
142,57 |
229,43 |
100,33 |
||
390 |
390 |
390 |
390 |
390 |
При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (8.9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.
Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН
Для ПС №3 и №4 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» (рис. 3.6).
Для ПС №1 и №2 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» (рис. 3.5).
Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».
Применение схем РУ 10(6) кВ
На ПС №1, №2, №3, №4 применяют схемы 10(6) - «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.
Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети
Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (КЛЭП) и подстанций (КПС):
К=КЛЭП+КПС.
КПС=КОРУ+КТР+КПОСТ. ЗАТР.,
где КОРУ - капиталовложения на сооружение ОРУ;
КТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;
КПОСТ.ЗАТР. - постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.
Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ приведена в [4, табл.9.5].
,
где 30 - коэффициент пересчета к ценам 1985 года.
Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [4, табл.9.14], а стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с выключателями приведена в.
Стоимость трансформаторов приведена в таблице.
№ ПС |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Тип трансформаторов |
ТРДН-40000/110 |
ТРДН-40000/110 |
ТРДН-25000/110 |
ТРДН-25000/110 |
|
Стоимость трансформаторов, тыс. руб. |
109 |
109 |
84 |
84 |
Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ дана в [4, табл.9.35].
Определим объем реализованной продукции:
где b - тариф отпускаемой электроэнергии (b?1 руб./кВт?ч);
- число часов использования максимальной нагрузки (= 4900 ч/год);
N - число подстанций.
Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т.е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой электроэнергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется в формуле деление на 10.
Определяем суммарные издержки:
где - издержки на амортизацию.
Коэффициенты 2,8 и 9,4 при расчете ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание выбираются из [4, табл.8.2].
где - общие потери электроэнергии.
где IнбА-2 - наибольший ток [кА], принимают равным IрА-2, который был определен при выборе сечений проводов в пункте 8.6;
rА-2 - активное сопротивление линии А-2, которое определяется по [4, табл.7.5];
ф - время наибольших потерь.
.
часов
ДWЛЭПА-2=3?0,114712?5,8?5378,64=1231,47 кВт?ч
ДWЛЭП2-1=3?0,050162?10,14?5378,64=411,67 кВт?ч
ДWЛЭПА-3=3?0,109342?11,05?5378,64=2131,64 кВт?ч
ДWЛЭПА-4=3?0,165832?6,16?5378,64=2733,38 кВт?ч
ДWЛЭП4-3=3?0,033232?5,61?5378,64=99,96 кВт?ч
?Ипотерь=(1231,47+411,67+2131,64+2733,38+99,96) 1=6608,12 тыс. руб.
И?=2823,66+1829,05+6608,12=11260,83 тыс. руб.
Определим налог на прибыль:
Н=0,22?П,
где П - прибыль.
Рентабельность:
,
где Пч - величина чистой прибыли.
Определим срок окупаемости:
,
Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.
Приведенные затраты определим по формуле (3.2), зная, что И=И?=11260,83 тыс. руб.
Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, необходимо выбрать наиболее экономичный и выгодный вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.
Максимальный режим. Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах
Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:
, (8.10)
где - нагрузка i-ой ПС;
- потери полной мощности в трансформаторе, МВА;
- реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab, Мвар.
Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:
, (8.11)
, (8.12)
где - емкостные проводимости линий.
Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:
, (8.13)
где - удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 7.5], исходя из марки провода), см/км;
- длина линии, км.
Для двухцепных линий:
(8.14)
Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:
, (8.15)
, (8.16)
где k - количество одинаковых трансформаторов ПС;
- полная мощность i-ой ПС;
, , , - справочные данные [2, табл. П 7].
Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:
. (8.17)
Для ПС № 1 ():
.
Для ПС № 2 ():
.
Для ПС № 3 ():
.
Для ПС № 4 ():
.
Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:
;
;
;
;
Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии
Рассмотрим кольцо А-3-4-А (см. рис. 8.5). Определим полные сопротивления линий [4, табл.7.5].
Таблица 8.5
Линия |
Марка провода |
||
А - 3 |
АС - 120/19 |
||
А - 4 |
АС - 120/19 |
||
4 - 3 |
АС - 120/19 |
С помощью выражения:
(8.19)
определим приближенное потокораспределение в кольце (без учета потерь мощности), для соответствующих линий:
По первому закону Кирхгофа определим распределение полной мощности в линии 4-3:
;
Проведем расчет с учетом потерь мощности. “Разрежем” линию с двухсторонним питанием в узле 3 потокораздела (рис. 8.6).
Рис. 8.6
Нагрузки в узлах 3 и 3' равны:
Потери мощности в линии А - 3:
;
Мощность в начале линии А - 3:
Для линии A - 4:
;
.
Для линии 4 - 3:
;
.
Рассмотрим двухцепные линии (рис.8.7):
Рис. 8.7
.
Полное сопротивление линии А - 2:
;
.
Для линии 2 - 1:
;
;
.
Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме
Для ПС № 1:
;
Для ПС № 2:
;
Для ПС № 3:
;
Для ПС № 4:
;
Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме
Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТДЦ, ТМН , определяется по формуле:
, (8.20)
где - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;
- активное и реактивное сопротивление трансформаторов, определенные по [2, табл. П 7].
На подстанциях 1,2,3 и 4 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:
, (8.21)
Где
; (8.22)
; (8.23)
; (8.24)
; (8.25)
, (8.26)
Где
; (8.27)
. (8.28)
Используя вышеприведенные формулы (8.21)-(8.28), определим соответствующие показатели для всех подстанций.
Для ПС № 1 и 2 ():
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Для ПС № 3 и 4 ():
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению (5.2):
Для ПС № 1:
, округляем .
Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле (5.3):
По выражению (5.4) рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():
Для ПС № 2:
, округляем .
Для ПС № 3:
, округляем .
Для ПС № 4:
, округляем .
Результаты расчета запишем в таблицу 8.5.
Таблица 8.5
№ ПС |
||||||
1 |
||||||
2 |
||||||
3 |
||||||
4 |
Послеаварийный режим
Рассмотрим обрыв линии А - 3 в треугольнике А-3-4-А (рис. 8.8).
Рис. 8.8
Определим расчетную мощность подстанции №3 согласно рис. 8.9:
;
Рис. 8.9
Мощность в начале линии 4 - 3:
Потери мощности в линии 4 - 3 при обрыве линии А - 3:
;
;
.
Для линии А - 4:
;
;
;
;
;
.
Для линии А - 2:
;
;
;
;
.
Для линии 2 - 1:
;
;
;
;
.
Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме
;
Напряжение в точках 1, 3, 4 определяется подобным образом, с учетом соответствующих линий:
Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме
Для ПС № 1:
, округляем .
Для ПС № 2:
, округляем .
Для ПС № 3:
, округляем .
Для ПС № 4:
, округляем .
Результаты расчета запишем в таблицу 8.6.
Таблица 8.6
№ ПС |
||||||
1 |
||||||
2 |
||||||
3 |
||||||
4 |
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
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 16.03.2012Составление 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 24.11.2013Разработка 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 04.09.2010Разработка 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 05.04.2010Выбор конфигурации районной электрической сети, номинального напряжения, трансформаторов для каждого потребителя. Расчет потокораспределения, определение тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции. Выбор сечения проводников.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.08.2013Выбор ориентировочных значений номинального напряжения и вариантов конфигурации электрической сети. Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций. Определение технико-экономических показателей радиальной, радиально-магистральной и кольцевой сетей.
курсовая работа [527,3 K], добавлен 14.03.2015Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014Разработка 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 16.06.2014Выбор 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 02.02.2010Построение 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 29.03.2015Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015Потребление активной и баланс реактивной мощностей в проектируемой электрической сети. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи. Расчет прибыли и срока окупаемости капиталовложений в строительство РЭС, определение расчетной нагрузки.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 02.01.2016Выбор мощности силовых трансформаторов. Расчет сечения линий электропередач, их параметры. Потери мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах и линиях электропередач. Проверка выбранного сечения линий электропередачи по потере напряжения.
курсовая работа [741,1 K], добавлен 19.12.2012Расчет мощности наиболее загруженной обмотки трансформатора. Определение напряжения, приведенных нагрузок подстанций, выбор проводников линии электропередачи. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности.
курсовая работа [830,5 K], добавлен 04.04.2015Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014Характеристика 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 13.04.2012Месторасположение 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 03.04.2014Принципы разработки вариантов конфигурации сети. Разработка балансов мощностей. Определение эквивалентных токов узлов. Выбор сечений линий электропередачи. Оценка технико-экономических показателей подстанций. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 04.09.2014Выбор 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 14.07.2013Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.
курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013