Расчет распределительных сетей

Размещено на http://www.allbest.ru/

РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Т. В. КОМЯКОВА, И. А. КРЕМЛЕВ

ОМСК 2012

Расчет распределительных сетей: Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплинам «Электрические сети и энергосистемы» и «Электроэнергетические системы и сети». 2-е изд., перераб. и доп. / Т. В. Комякова, И. А. Кремлев; Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2012. 36 с.

Методические указания содержат задание на курсовую работу и требования к ее оформлению, рекомендации по выбору схемы электрической сети при заданных нагрузке, размещении источников и потребителей, по расчету сечения проводов воздушных и кабельных линий, определению количества и мощности трансформаторов трансформаторной подстанции, потерь мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах, выбору рационального варианта питания сети после выполнения технико-экономического расчета.

Предназначены для студентов очной и заочной форм обучения специальности 190901 - «Системы обеспечения движения поездов» (специализация «Электроснабжение железных дорог») и направлений 140400 - «Электроэнергетика и электротехника» (профиль «Электроэнергетические системы и сети») и 140100 - «Теплоэнергетика и теплотехника» (профиль «Энергообеспечение предприятий»), могут быть полезными при проведении занятий со слушателями Института повышения квалификации и переподготовки кадров, а также инженерно-техническим работникам, занимающимся вопросами проектирования и эксплуатации электрических сетей.

Библиогр.: 5 назв. Табл. 11. Рис. 8.

Рецензенты: доктор техн. наук, профессор В. Н. Зажирко;

канд. техн. наук, доцент А. Д. Эрнст.

© Омский гос. Университет путей сообщения, 2012

Оглавление

электрический сеть распределительный напряжение

Введение

1. Задание на курсовую работу

2. Электрический расчет распределительной сети напряжением 0,4 кВ

3. Выбор трансформаторов

3.1 Выбор количества и мощности трансформаторов подстанций

3.2 Расчет потерь мощности в трансформаторах

4. Электрический расчет сети напряжением 10 кВ

4.1 Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ

4.2 Электрический расчет схемы двухстороннего питания сети напряжением 10 кВ

5. Расчет потерь электрической энергии в элементах сети

5.1 Потери электроэнергии в сети напряжением 10 кВ системы одно- и двухстороннего питания

5.2 Мероприятия по снижению потерь мощности и электроэнергии

6. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети

7. Контрольные вопросы для выполнения и подготовки к защите курсовой работы

Библиографический список

Приложение 1 Характеристики многопроволочных проводов

Приложение 2 Характеристики силовых масляных трансформаторов

Введение

Электрическая энергия является наиболее удобным и универсальным видом энергии, она легко преобразуется в другие виды энергии - механическую, тепловую и световую и поэтому стала основой развития промышленности, сельского хозяйства, транспорта.

Электрическими сетями называют совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящих из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Электрическая энергия подводится к потребителям с помощью питающих и распределительных сетей различного напряжения.

Распределительные сети предназначены для питания трансформаторных подстанций, отдельных электроприемников (двигателей, светильников) или их групп.

Распределительная сеть должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения нагрузок. Перерывы в электроснабжении приводят к убыткам, а для нагрузок первой категории они могут повлечь за собой несчастные случаи и другие тяжелые последствия. При проектировании электрической сети необходимо выбирать наиболее целесообразные мероприятия по обеспечению ее достаточной надежности.

Задача проектирования систем электроснабжения общего назначения состоит в расчете нескольких вариантов питания, равноценных по техническим аспектам, среди которых необходимо выбрать оптимальный. Этот вариант должен быть экономически обоснованным с одной стороны и достаточно надежным с другой.

При выполнении курсовой работы студент должен научиться выбирать схему электрической сети при заданных нагрузке, электропотреблении, размещении источников и потребителей, мощность и количество трансформаторов для трансформаторной подстанции; рассчитывать сечение проводов воздушных и кабельных линий; определять потери мощности и энергии в линиях и трансформаторах; выполнять технико-экономические расчеты при проектировании электрических сетей.

Результаты выполнения курсовой работы оформляются в виде расчетно-пояснительной записки и графической части. Пояснительная записка к курсовой работе должна включать в себя титульный лист, задание, реферат, содержание, введение, основную часть, заключение, библиографический список. Пояснительную записку следует оформлять как самостоятельный документ на листах бумаги формата А4. Графическая часть курсовой работы представляет собой поясняющие схемы, чертежи и должна быть оформлена в виде рисунков, которые располагаются в пояснительной записке после первого упоминания о них. Рисунки рекомендуется выполнять на листах бумаги формата А4. Небольшие рисунки можно располагать непосредственно в тексте. Большие по размеру рисунки допускается выполнять на листах, больших формата А4, но кратных ему (ГОСТ 2.301), или на нескольких листах формата А4.

При оформлении пояснительной записки и графической части следует соблюдать требования ГОСТов и действующих стандартов предприятия по правилам оформления составных частей документа - СТП ОмГУПС-1.2-2005. Работы студенческие учебные и выпускные квалификационные. Общие требования и правила оформления текстовых документов; СТП ОмГУПС-1.5-02. Работы студенческие учебные и выпускные квалификационные. Правила оформления схем электрических принципиальных. Рекомендуемый объем пояснительной записки - 25 - 30 листов.

При написании данных методических указаний использованы положения, содержащиеся в методических указаниях [1].

изменены исходные данные для определения мощностей трансформаторных подстанций;

скорректированы цены на силовые трансформаторы и провода;

введены приложения, содержащие параметры проводов и силовых трансформаторов;

обновлен библиографический список.

1. Задание на курсовую работу

Каждому студенту выдается индивидуальное задание, определяющее объем курсовой работы. Студенты принимают исходные данные для задания в соответствии с присвоенным им шифром по табл. 1, 2.

Таблица 1

Исходные данные для электрического расчета сети напряжением 10 кВ

Исходные данные	Последняя цифра шифра
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Продолжительность использования максимума активной нагрузки в год, ч	5400	5200	5000	4800	4500	4200	4000	3800	3400	3000
Отклонение напряжения на шинах питающей подстанции ГПП, %, при нагрузке: максимальной минимальной	5 0	4 2	3 -1	2 -1	1 -2	5 1	4 -1	3 0	2 0	1 -1
Мощность активной нагрузки на шинах высшего напряжения ТП, кВт: ТП1 ТП2	120 275	220 165	75 255	150 300	225 175	250 80	100 210	220 90	115 245	190 130
Средний коэффициент мощности ТП: ТП1 ТП2	0,85 0,80	0,80 0,85	0,82 0,83	0,84 0,81	0,85 0,82	0,83 0,85	0,81 0,84	0,84 0,82	0,85 0,83	0,80 0,81
Длина участка, км: l1 l2 l3	2,0 3,0 2,5	2,8 3,4 2,2	1,5 3,6 2,7	1,8 4,0 2,6	1,4 3,5 1,9	2,2 3,8 2,4	2,4 3,5 2,0	2,7 3,9 3,0	3,0 2,6 2,8	2,5 3,8 1,7

Таблица 2

Исходные данные для электрического расчета сети напряжением 0,4 кВ

Исходные данные	Предпоследняя цифра шифра
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мощность активной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП3, кВт: А Б В Г	26 18 22 16	24 18 24 16	28 20 28 18	26 16 26 20	30 22 24 18	24 18 20 14	22 16 22 18	30 14 20 16	28 20 22 16	24 20 24 18
Средний коэффициент реактивной мощности на шинах 0,4 кВ ТП3: А Б В Г	0,73 0,47 0,85 0,60	0,80 0,60 0,73 0,88	0,47 0,73 0,60 0,82	0,47 0,78 0,88 0,60	0,80 0,88 0,47 0,73	0,73 0,82 0,60 0,88	0,60 0,73 0,47 0,82	0,47 0,60 0,73 0,88	0,85 0,88 0,60 0,47	0,47 0,78 0,88 0,60
	Цифра шифра, обозначающая сотни
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Длина участка сети 0,4 кВ, м: К Л М Н Р О	95 50 70 50 35 40	45 80 50 35 35 45	90 50 30 22 35 35	65 90 40 30 30 25	90 90 35 25 20 30	70 90 50 40 25 20	65 75 45 80 30 30	50 90 30 60 40 15	85 90 40 45 20 30	65 45 80 90 30 20
Мощность активной нагрузки прочих потребителей ТП3, кВт	400	500	430	460	500	440	480	410	400	380
Средний коэффициент мощности прочих потребителей ТП3	0,81	0,80	0,79	0,83	0,84	0,81	0,85	0,82	0,79	0,78

Схемы, необходимые для расчета электрических сетей напряжением 10 и 0,4 кВ, представлены на рис. 1 и 2 соответственно.

Рис. 1 Схема распределительной сети напряжением 10 кВ

ГПП - главная понизительная подстанция; ТП1 и ТП2 - трансформаторные подстанции, от которых питаются электроприемники второй и третьей категории; ТП3 - трансформаторная подстанция, от которой получают питание электроприемники первой, второй и третьей категории; l₁ - l₃ - участки электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2 Схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ

А, Б, В, Г - предприятия - электроприемники третьей категории с односторонним питанием по магистральной сети; P_пр - прочие потребители - электроприемники первой и второй категории; К, Л, М, Н, Р, О - участки электрической сети.

Протяженность участков электрической сети l₁ - l₃ указана в табл. 1, принимается она по последней цифре шифра.

Максимальная мощность активной нагрузки предприятий А, Б, В, Г выбирается по предпоследней цифре шифра (табл. 2), а максимальная мощность активной нагрузки прочих потребителей - по цифре шифра, обозначающей сотни. При выполнении курсовой работы рекомендуется принять минимальную нагрузку равной 30 % от максимальной.

Длина каждого участка (см. рис. 2) указана в табл. 2, выбирается она по цифре шифра, обозначающей сотни.

Цена двухобмоточных масляных трансформаторов различной мощности напряжением 10 кВ для комплектации трансформаторных подстанций приведена в табл. 3, укрупненные показатели стоимости линий электропередач - в табл. 4 (цены указаны на 01.01.2012).

Таблица 3

Цена трансформаторов

Тип трансформатора	Цена, тыс. р.	Тип трансформатора	Цена, тыс. р.
ТМ-25/10	58,4	ТМ-320/10	166,7
ТМ-40/10	66,2	ТМ-400/10	193,8
ТМ-63/10	77,0	ТМ-630/10	230,5
ТМ-100/10	89,0	ТМ-1000/10	396,2
ТМ-160/10	119,2	ТМ-1600/10	658,2
ТМ-250/10	142,2	ТМ-2500/10	1025,0

Таблица 4

Укрупненные показатели стоимости линий электропередачи

Площадь сечения провода, мм2	Общая стоимость линии (одноцепной/двухцепной), тыс. р./ км, при опорах
	деревянных	железобетонных	стальных
16	82,8 / -	69,0 / 119,6	57,5 / 92,0
25	87,4 / -	73,6 / 128,8	64,4 / 98,9
35	92,0 / -	78,2 / 138,0	69,0 / 108,1
50	98,9 / -	87,4 / 154,0	73,6 / 115,0
70	108,1 / -	98,9 / 172,5	82,8 / 128,8
95	121,9 / -	108,1 / 190,9	98,9 / 154,1
120	131,1 / -	121,9 / 216,2	108,1 / 167,9

2 Электрический расчет распределительной сети напряжением 0,4 кВ

В электрических расчетах распределительных сетей напряжением до 35 кВ могут быть допущены некоторые упрощения, не оказывающие существенного влияния на точность расчетов, например емкостную и активную проводимость линии принимают равными нулю. Следовательно, можно считать, что схемы замещения линий распределительных сетей состоят из последовательно соединенных активных и индуктивных сопротивлений.

Рассмотрим схему замещения трехфазной линии, питающей симметричную нагрузку (рис. 3, а). При этом достаточно рассмотреть только одну фазу линии, так как в остальных фазах ток и напряжение имеют те же значения, но со сдвигом на 120°.

Геометрическую разность векторов фазных напряжений U_1ф и U_2ф в начале и конце линии (отрезок ае) называют вектором падения напряжения в линии (рис. 3, б).

Продольная составляющая падения напряжения в линии направлена вдоль вектора напряжения U_2ф, а поперечная - перпендикулярно к вектору напряжения U_2ф.

Арифметическую разность значений модулей напряжений в начале и конце называют потерей напряжения в линии. Для того чтобы найти ее графически (см. рис. 3, б), проведем дугу радиусом ое, равным вектору напряжения U_1ф в начале линии, до пересечения с направлением вектора U_2ф. Потери напряжения в линии отличаются от продольной составляющей падения напряжения на длину отрезка гд и не превышают 0,125 % от номинального напряжения [1], что значительно меньше погрешности электрических расчетов. Поэтому в распределительных сетях потери напряжения принимают равными продольной составляющей падения напряжения.

Электрический расчет распределительной сети напряжением 0,4 кВ следует начать с составления расчетной схемы в соответствии с рис. 2. Схему необходимо привести в расчетно-пояснительной записке на листе формата А4 в масштабе. На расчетной схеме указываются длина участков, мощность активных и реактивных нагрузок всех потребителей, а также мощность, передаваемая по всем участкам магистрали ТП3 - Г и ответвлениям Б и В (см. рис. 2).

В расчетах по определению мощности, передаваемой по участку распределительной сети напряжением 0,4 кВ, можно не учитывать потери в трансформаторах потребителей и самой сети. Тогда передаваемая мощность равна сумме нагрузок потребителей, питаемых по рассматриваемому участку.

а

б

Рис. 3 Схема замещения (а) и векторная диаграмма (б) фазы линии распределительной сети

После составления расчетной схемы необходимо рассчитать сечение провода электрической сети по допустимым потерям напряжения и сделать проверку его по нагреву.

Как известно, потери напряжения имеют две составляющие - активную и реактивную, которые определяются соответственно активными и реактивными сопротивлениями токопроводящих элементов. Индуктивное сопротивление фазы линии электропередачи, в отличие от активного, зависит незначительно от площади поперечного сечения провода, поэтому расчет по допустимым потерям напряжения обычно начинают, используя среднее значение этого сопротивления, которое выбирают в зависимости от номинального напряжения сети. Это обусловлено тем, что уровень напряжения определяет расстояние между проводами, которое в свою очередь сказывается на индуктивном сопротивлении фазы линии. При напряжении до 1000 В среднее значение индуктивного сопротивления для воздушных линий x?₀ принимается равным 0,34 Ом/км (среднегеометрическое расстояние между проводами D_ср = 500 мм).

Задавшись индуктивной составляющей сопротивления проводов воздушной линии x?₀, предварительно определяют реактивную составляющую падения напряжения в основной магистрали ТП3 - Г по выражению [1], В:

, (1)

где Q_i - реактивная мощность, протекающая по i-му участку сети, квар;

l_i - длина i-го участка, км.

Допустимые потери напряжения определяются по выражению, В:

, (2)

где U_ном - номинальное напряжение сети, принимаемое равным 380 В;

ДU_доп% - допустимые потери напряжения, %.

Правилами устройств электроустановок (ПУЭ) в нормальных режимах наибольшие допустимые потери напряжения в распределительных сетях напряжением до 1000 В задаются в следующих пределах: при питании силовой нагрузки - от 5,5 до 7,5 %, из них в магистралях допускаются потери 4 - 5 %, а в ответвлениях - 1,5 - 2 %; для осветительной нагрузки - 2 - 3 % в магистралях, 1 - 2 % в ответвлениях. При выполнении курсовой работы рекомендуется принять ДU_доп% равным 7 %.

Допустимое значение активной составляющей падения напряжения определяют по формуле, В:

. (3)

Искомая площадь сечения провода, мм²,

, (4)

где P_i - активная мощность, протекающая по i-му участку, кВт;

г - удельная проводимость проводника, м/(Ом·мм²), для алюминия г = 32 м/(Ом·мм²);

l_i - длина i-го участка, м.

Рассчитывается площадь поперечного сечения провода для магистрали ТП3-Г, и полученное значение округляется до ближайшего большего стандартного. При выполнении курсовой работы на основании расчета рекомендуется выбрать алюминиевые или сталеалюминиевые провода из справочных материалов [2, 3], каталогов или из прил. 1 и привести их параметры в расчетно-пояснительной записке.

Так как фактические (действительные) потери напряжения в проводах не должны превышать допустимых, необходимо осуществить проверку выбранного провода в соответствии с условием:

. (5)

Фактические потери напряжения на участке ТП3-Г от протекания по нему полной мощности определяют по формуле, В:

, (6)

где l_i - длина i-го участка, км;

r₀, х₀ - соответственно активное и индуктивное сопротивление выбранного провода, Ом/км.

Расчет сечения провода для ответвлений Б и В аналогичен расчету для магистральной линии и осуществляется по формулам (1) - (6). Отличие заключается лишь в том, что для ответвлений от магистральной линии расчетными являются потери, определяемые разностью допустимых потерь и потерь напряжения в магистрали до места ответвления. Допустимые потери для ответвлений Б и В составят разность допустимых потерь напряжения, рассчитанных по формуле (2) и действительных потерь на участках ТП3-1 и ТП3-2, которые определяются по формуле (6).

Далее необходимо проверить выбранный провод по наибольшим рабочим токам (проверка по нагреву), т. е. должно выполняться условие:

, (7)

где I_доп - допустимый ток, указанный в справочных данных для данного сечения провода, А.

Проверка производится для головного участка основной магистрали, а также для ответвлений Б и В. Если условие (7) для какого-либо участка сети напряжением 0,4 кВ не выполняется, то необходимо выбрать провод большего сечения и повторить проверку.

3. Выбор трансформаторов

3.1 Выбор количества и мощности трансформаторов подстанций

Для определения расчетной мощности трансформатора трансформаторной подстанции ТП3 необходимо в первую очередь определить составляющие потерь мощности в фидерах 0,4 кВ по формулам, кВт:

; (8)

, (9)

где и - полное активное и реактивное сопротивление соответственно, равные произведению погонного сопротивления (r₀ и х₀) на длину линии.

Таким образом, полная мощность, отдаваемая с шин 0,4 кВ трансформаторной подстанции ТП3, с учетом потерь в сети напряжением 0,4 кВ и мощности S_пр, потребляемой прочими потребителями, будет определяться по формуле, кВ·А:

. (10)

Мощность S будет определяющей при выборе мощности трансформатора подстанции ТП3.

В числе прочих потребителей ТП3 есть электроприемники первой и второй категории, поэтому на этой подстанции необходимо установить два трансформатора. На подстанциях ТП1 и ТП2, питающих только электроприемники третьей категории, достаточно иметь по одному трансформатору.

Мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП3 необходимо выбирать таким образом, чтобы при выходе из работы одного трансформатора второй воспринял бы на себя нагрузку потребителей первой и второй категории с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме.

При выполнении курсовой работы рекомендуется принять, что нагрузка электроприемников первой и второй категории подстанции ТП3 составляет 70 % от общей нагрузки. В соответствии с ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» допускается послеаварийная перегрузка на 40 % в течение пяти суток, но не более шести часов в каждые сутки. При наличии централизованного резерва поврежденный трансформатор может быть заменен в течение шести часов. Тогда мощность одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП3 должна удовлетворять условию:

(11)

Для однотрансформаторных подстанций ТП1 и ТП2 мощность трансформатора должна удовлетворять условию:

, (12)

где S_i - мощность нагрузки i-й подстанции, определяемая в соответствии с исходными данными (см. табл. 1).

При выборе трансформаторов кроме условий (11) и (12) необходимо также учитывать следующие критерии: класс напряжения, систему охлаждения, количество обмоток трансформаторов. При выполнении курсовой работы рекомендуется выбирать двухобмоточные масляные трансформаторы с первичным напряжением 10 кВ из справочных материалов [2, 3], каталогов или из прил. 2. Основные параметры выбранных трансформаторов необходимо привести в расчетно-пояснительной записке в виде табл. 5.

Таблица 5

Параметры трансформаторов

Наименование присоединения	Тип трансформатора	Номинальная мощность Sтр, кВ·А	Потери, кВт	uк, %	Iх, %	Схема и группа соединения обмоток
			Pх	Pк
ТП1
ТП2
ТП3

3.2 Расчет потерь мощности в трансформаторах

Потери активной мощности в трансформаторах определяются по формуле [1], кВт:

; (13)

реактивной, квар, -

, (14)

где - количество установленных трансформаторов;

и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

- ток холостого хода, %;

- напряжение короткого замыкания, %;

- мощность нагрузки трансформаторной подстанции, кВ·А;

- номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Результаты расчета необходимо представить в виде табл. 6.

Таблица 6

Результаты расчета потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах

Наименование присоединения	Тип трансформатора	Потери мощности
		активной, кВт	реактивной, квар
ТП1
ТП2
ТП3

4. Электрический расчет сети напряжением 10 кВ

4.1 Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ

Одиночная магистраль, питаемая с одной стороны, проста по конструктивному исполнению, но не обеспечивает высокой надежности электроснабжения, поскольку любое повреждение отражается на питании всех приемников, присоединенных к ней.

Разомкнутые сети применяют по следующим причинам. Во-первых, в разомкнутых схемах почти в два раза ниже токи короткого замыкания, чем в замкнутых. Это позволяет применять дешевую коммутационную аппаратуру, устанавливаемую в цепях напряжением 6 и 10 кВ. Во-вторых, для обеспечения селективности релейной защиты потребуется дорогая и сложная аппаратура, вследствие малых индуктивных сопротивлений кабельных линий, широко применяемых в этих сетях. Экономические и технические преимущества, достигаемые при использовании простой и дешевой коммутационной аппаратуры и релейной защиты, превосходят ущерб, определяемый особенностями разомкнутых распределительных сетей.

В соответствии с ПУЭ [4] питание подстанций, предназначенных для электроснабжения электроприемников первой категории, должно осуществляться при одностороннем питании по двухцепной ЛЭП.

Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ начинают с составления расчетной схемы в соответствии с рис. 5. Расчетную схему необходимо привести в пояснительной записке на листе формата А4 в масштабе.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5 Расчетная схема одностороннего питания сети 10 кВ

На расчетной схеме кроме длины участков указывают суммарные мощности S_У1 - S_У3 от нагрузок подстанций S_ТП1 - S_ТП3 с учетом потерь мощности ?S_ТП1 - ?S_ТП3, передаваемые по участкам l₁ - l₃.

Суммарная активная мощность, передаваемая по i-му участку сети, определяется по формуле:

S_Уi = P_Уi + j Q_Уi, (15)

где P_Уi и Q_Уi - суммарные активная и реактивная мощности, протекающие по i-му участку.

Например, для участка длиной l₁ суммарную передаваемую активную и реактивную мощности можно определить по формулам:

P_У1= P_ТП1+ P_ТП2 + P_ТП3 + ДP_тр1 + ДP_тр2 + ДP_тр3; (16)

Q_У1= Q_ТП1+ Q_ТП2 + Q_ТП3 + ДQ_тр1 + ДQ_тр2 + ДQ_тр3. (17)

Аналогично определяются суммарные активные P_У2, P_У3 и реактивные Q_У2, Q_У3 мощности.

Величины ДP_тр1 - ДP_тр3 и ДQ_тр1 - ДQ_тр3 рассчитаны в подразд. 3.2, P_ТП1 и P_ТП2 заданы в исходных данных (см. табл. 1), P_ТП3 рассчитана в разд. 3.

По аналогии с формулой (15) определяются нагрузки подстанций S_ТП1 - S_ТП3 и потери мощности ДS_ТП1 - ДS_ТП3 в трансформаторах подстанции:

S_ТПi = P_ТПi + j Q_ТПi; (18)

ДS_ТПi = P_трi + j Q_трi. (19)

Зная суммарную мощность и номинальное напряжение сети, принимаемое равным 10 кВ, определяются токи I₁ - I₃, протекающие по участкам, по формуле, А:

. (20)

При проектировании воздушных линий напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения провода производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Введем понятие «экономическое сечение провода» F_эк - это сечение, при котором приведенные затраты на линию будут наименьшими. Плотность тока, соответствующая экономическому сечению, называется экономической плотностью тока j_эк. Данная плотность тока не зависит от нагрузки, а определяется только типом проводов (изолированные, неизолированные), материалом, районом проложения линии и временем использования максимума активной мощности Т_max. Время использования максимума нагрузки - это условное время, в течение которого линия, работая с максимальной нагрузкой I_max, передала бы такое же количество энергии, что и при работе по действительному графику I(t) за год.

Значения плотности тока для воздушных линий, нормированные в соответствии с правилами [4], приведены в табл. 7.

Таблица 7

Нормированные значения плотности тока для воздушных линий

Проводник	Плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки Тmax, ч/год
	более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые	2,0 1,0	1,7 0,9	1,4 0,8

Экономическая площадь сечения провода определяется по формуле, мм²:

, (21)

где I_экв - эквивалентный расчетный ток, А.

Эквивалентный расчетный ток - это неизменный по длине линии ток, который вызывает в ней те же потери, что и все действительные токи на отдельных участках. Как видно из определения - это условное понятие, которое используется в случае, если в сети, различные участки которой можно выполнить проводами разного сечения, используют провода одного сечения.

Эквивалентный расчетный ток находят по формуле, А:

. (22)

Рассчитывается экономическая площадь сечения провода для схемы одностороннего питания и округляется до ближайшего стандартного значения. При выполнении курсовой работы на основании расчета рекомендуется выбрать алюминиевые или сталеалюминиевые провода из справочных материалов [2, 3], каталогов или прил. 1 и привести их параметры в расчетно-пояснительной записке.

Далее необходимо проверить выбранные провода по допустимой потере и отклонению напряжения. По нагреву выполнять проверку не обязательно, так как нормированная экономическая плотность тока значительно ниже плотности тока, допустимой по нагреванию (для алюминия j_нагр = 4 А/мм², для меди j_нагр = 7 А/мм² ).

Сечение провода проектируемой воздушной линии должно обеспечивать выполнение следующего условия (см. рис. 5): потери напряжения от пункта питания (в данном случае ГПП) до наиболее удаленных приемников (ТП3) в различных режимах не должны быть больше допустимого значения. Для сетей напряжением 10 кВ допустимые потери напряжения в нормальном режиме рекомендуется принимать 8 % от номинального (800 В), а в аварийном - 12 % (1200 В). Расчет необходимо произвести для двух режимов: нормального, когда в работе находятся обе цепи ЛЭП, и аварийного, когда в работе находится одна ЛЭП. При выполнении данного расчета следует обратить внимание на то, что сопротивление линии в нормальном режиме в два раза меньше, чем в аварийном.

Потери напряжения до наиболее удаленной точки сети определяются как сумма потерь напряжения на всех участках, В:

, (23)

где - потери напряжения на i-м участке, В,

. (24)

Потери напряжения до наиболее удаленной точки сети, полученные по формуле (23), сравнивают с допустимыми:

ДU ? ДU_доп. (25)

Если условие (25) не выполняется для какого-либо из режимов, то необходимо увеличить сечение провода и проверку повторить.

В связи с тем, что режим работы сетей, а также их нагрузок, постоянно меняется, - меняется и напряжение у приемников электроэнергии. Плавные длительные изменения называют установившимся отклонением напряжения. Эту величину определяют как разность между напряжением на зажимах электроприемников и их номинальным напряжением [5], %:

. (26)

В соответствии с ГОСТ 13109-97 [5] принимаются следующие допустимые отклонения напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя: для нормального режима - , для остальных режимов - .

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленной подстанции (ТП3) рассчитывают для двух режимов: для максимальной и минимальной нагрузки. Для этого необходимо по заданному отклонению напряжения найти напряжение на шинах ГПП для обоих режимов по формулам, кВ:

(27)

(28)

где k_max и k_min - максимальное и минимальное заданные в исходных данных отклонения напряжения на шинах ГПП в относительных единицах (см. табл. 1).

Напряжение на шинах наиболее удаленной подстанции в обоих режимах определяется по формуле, кВ:

. (29)

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя, полученное по формуле (26), сравнивают с допустимым:

дU_max(min) ? дU_доп. (30)

Если условие (30) не выполняется для какого-либо из режимов, то необходимо увеличить сечение провода и проверку повторить.

4.2 Электрический расчет схемы двухстороннего питания сети напряжением 10 кВ

Надежность электроснабжения при магистральной схеме питания можно повысить, если применять кольцевую магистраль с двухсторонним питанием. В этом случае магистраль начинается и заканчивается на шинах одного и того же пункта питания. Схемы двухстороннего питания имеют ряд преимуществ перед разомкнутыми. Во-первых, в случае двухстороннего питания повышается надежность электроснабжения и исключается пауза в подаче питания. Во-вторых, уменьшаются потери напряжения, активной мощности и электроэнергии: в замкнутых контурах сети автоматически устанавливается потокораспределение в соответствии с законами Кирхгофа, естественным образом стремящееся к минимальным потерям. В-третьих, такая сеть обладает высокой гибкостью управления. Трудности расчета замкнутых сетей обусловлены, прежде всего, наличием замкнутых контуров в схемах. Без специального расчета невозможно даже ориентировочно представить распределение потоков мощности по отдельным ветвям сети, а ведь именно потокораспределение обусловливает потери напряжения. Дополнительную трудность вносит нелинейный характер нагрузок.

Электрический расчет схемы двухстороннего питания сети напряжением 10 кВ необходимо начать с составления расчетной схемы в соответствии с рис. 6. Схему следует привести в расчетно-пояснительной записке на листе формата А4 в масштабе.

На расчетной схеме кроме длины участков необходимо указать суммарные мощности нагрузок S_ТП1 - S_ТП3 подстанций с учетом потерь мощности ?S_ТП1 - ?S_ТП3 в трансформаторах, а также суммарные мощности нагрузок подстанций с учетом потерь в трансформаторах.

Как было сказано выше, сложность расчета кольцевых (замкнутых) схем питания заключается в том, что невозможно сразу определить точку сети, до которой будет максимальное падение напряжения (при одностороннем питании максимальные потери напряжения всегда будут до наиболее удаленного приемника энергии). Такая точка получила название точки раздела (или потокораздела) мощности. В общем случае точки раздела мощности для активной и реактивной мощностей могут не совпадать (одни потребители могут потреблять больше активной мощности, другие - реактивной).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 6 Расчетная схема двухстороннего питания сети 10 кВ

Последовательность расчета кольцевых схем следующая:

«разрезать» схему по пункту питания (в нашем случае - ГПП), в результате чего она преобразуется в схему двухстороннего питания с двумя условными источниками питания, у которых напряжения равны по модулю и совпадают по фазе;

после преобразования схемы найти распределение потоков мощности между двумя условными источниками питания (определить точки раздела мощностей);

разбить схему по точке раздела, в результате чего получится две схемы одностороннего питания (если точки раздела активной и реактивной мощностей совпадают) или четыре (если точки раздела не совпадают);

найти эквивалентный ток для каждой из полученных схем одностороннего питания и для наибольшего тока определить экономическое сечение, которое необходимо проверить по условиям потерь и отклонения напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Расстояние от ГПП до ТП3 определяется по формуле, км:

. (31)

Схема разбивается по источнику питания ГПП, в результате чего получается схема двухстороннего питания с условными источниками 1 и 2 (рис. 7).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 7 Схема двухстороннего питания с условными источниками 1 и 2

Распределение мощностей между источниками 1 и 2 при прочих равных условиях обратно пропорционально зависит от расстояния между подстанциями и этими источниками. Мощности, потребляемые нагрузкой от условных источников 1 и 2, можно определить по формулам:

(32)

(33)

(34)

(35)

где P_ТП1 - P_ТП3, Q_ТП1 - Q_{ТП 3} - мощности, потребляемые первой - третьей подстанциями, с учетом потерь в трансформаторах.

Если мощности, потребляемые нагрузкой от условных источников, определены правильно, то должны выполняться условия:

(36)

(37)

Точка потокораздела активной мощности определяется следующим образом: из мощности P₁ вычитается сначала мощность P_ТП1 подстанции ТП1, затем - сумма мощностей (P_ТП1+P_ТП2) подстанций ТП1 и ТП2 и т. д. до тех пор, пока разность не получится отрицательной. У подстанции, разность мощностей которой будет отрицательной, и будет находиться точка раздела потоков активной мощности. Это значит, что данная подстанция получает питание с двух сторон: часть мощности она потребляет слева (получившаяся положительная разность), а часть - справа (отрицательная разность). Разобьем схему, изображенную на рис. 7, по этой подстанции и получим две схемы с односторонним питанием, на которые для каждого участка нанесена активная мощность (рис. 8). Например, на рис. 8 точка раздела потоков активной мощности находится у подстанции ТП3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 8 Расчетная схема с точкой раздела потоков активной
мощности у подстанции ТП3

Точка раздела реактивной мощности определяется аналогично.

Точки раздела потока мощности в большинстве случаев не совпадают, поэтому в общем случае необходимо рассчитать четыре схемы. При этом в двух схемах за положительное направление будет принято направление активной мощности, в двух других - реактивной. Расчетная схема получается путем наложения всех схем друг на друга.

Для определения сечения проводов необходимо рассчитать эквивалентные токи для всех четырех схем по формуле (22) и выбрать максимальный. Суммарные мощности S_У1 - S_У3 и токи I₁ - I₃ рассчитываются по формулам (15 - 20).

Экономическое сечение провода определяется по формуле (21), выбирается провод ближайшего большего сечения с соответствующими параметрами, и выполняется проверка провода по потере напряжения для каждой из схем по формулам (23 - 25) в нормальном режиме работы, исходя из того, что потери напряжения до наиболее удаленной точки сети определяются как сумма потерь напряжения на всех участках.

Выбранное сечение провода также проверяется по потере напряжения в аварийном режиме, т. е. когда одна из линий отключена. На практике наиболее сложным будет режим при отключении одной из головных линий (между ГПП и ТП1 длиной l₁ или между ГПП и ТП3 длиной l₄). Необходимо определить, по какому из участков передается большая мощность в нормальном режиме и в качестве наиболее сложного аварийного режима следует принять тот, когда из строя вышел именно этот участок. Допустим, что вышел из строя участок между ГПП и ТП1, тогда все потребители будут питаться через головной участок l₄ кольца схемы (см. рис. 6). Исходя из этого предположения далее определяются потери напряжения от ГПП до ТП1.

Если условие (25) не выполняется для какого-либо из режимов, то необходимо увеличить сечение провода и проверку повторить.

Проверка выбранного сечения провода по установившемуся отклонению напряжения выполняется так же, как и для схемы одностороннего питания.

Окончательно принимается сечение провода, проходящее по всем условиям проверки.

5. Расчет потерь электрической энергии в элементах сети

5.1 Потери электроэнергии в сети напряжением 10 кВ системы одно- и двухстороннего питания

Потери электроэнергии в различных элементах сети пропорциональны квадрату тока (или мощности), протекающего через эти элементы, а также сопротивлению элементов. В линии, выполненной из проводов одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии, кВт·ч,

, (38)

где ф_i - время максимальных потерь электрической энергии для участка с номером i или условное время, в течение которого в линии, работающей с максимальной нагрузкой, выделяются те же потери энергии, как и при работе по действительному графику I(t) за год.

Учитывая, что время использования максимума активной нагрузки Т_max задано для всех потребителей одно и то же, в работе можно принять ф_i одинаковым для всех участков.

Время максимальных потерь можно найти по эмпирической формуле [1], ч:

. (39)

Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций определяются потерями холостого хода и короткого замыкания по формуле, кВт·ч:

, (40)

где t - время, в течение которого трансформатор находится в работе (принять t равным 8760 ч).

Суммарные потери в сети 10 кВ для вариантов одно- и двухстороннего питания, кВт·ч,

. (41)

5.2 Мероприятия по снижению потерь мощности и электроэнергии

По своей физической сущности, с точки зрения производства, передачи и потребления, потери электроэнергии ничем не отличаются от энергии, полезно отпущенной потребителям. Основным экономическим показателем при оценке потерь является стоимость электроэнергии. Потери электроэнергии оказывают существенное отрицательное влияние на технико-экономические показатели сети, так как их стоимость включается и в приведенные затраты, и в годовые эксплуатационные расходы.

Необходимо отчетливо представлять, что любое техническое мероприятие, направленное на снижение потерь, требует затрат, и поэтому речь должна идти не о всемерном их снижении, а о достижении оптимального уровня потерь. Ведь увеличение стоимости сети почти всегда приводит к снижению потерь, и наоборот, в случае меньших капиталовложений потери растут. Проектирование сетей ведется обычно таким образом, чтобы обеспечить оптимальное соотношение между затратами на сеть и потерями электроэнергии. Однако со временем в связи с ростом нагрузок потери электроэнергии увеличиваются, и это соотношение не сохраняется. Отсюда вытекает необходимость контроля за потерями и расчета потерь как одного из важнейших показателей экономич-ности работы сети.

Все мероприятия по снижению потерь можно разбить на две группы: организационные и технические.

Организационные мероприятия не требуют существенных дополнительных затрат труда, материалов или денежных средств, например, повышение уровня напряжения путем его регулирования существующими средствами, сокращение сроков и повышение качества ремонта оборудования энергосистем, отключение на предприятиях в ночное время и праздничные дни большинства силовых трансформаторов, выравнивание годовых и суточных графиков нагрузок при том же электропотреблении и др.

Выравнивание графиков нагрузок направлено на упорядочение технологических процессов производства и повышение их ритмичности, приводит к существенному снижению потерь активной мощности и электроэнергии, а также к уменьшению суммарного максимума нагрузки энергосистемы. При этом уменьшается потребность в электростанциях.

Организационные мероприятия по снижению потерь бесспорны по своей целесообразности и не нуждаются в дополнительном обосновании.

На технические мероприятия требуются, как правило, существенные дополнительные затраты. Сводятся эти мероприятия к следующему: перевод сети на более высокое номинальное напряжение, применение проводов большей площади сечения (снижение сопротивления), замена перегруженных и недогруженных трансформаторов (также снижение сопротивления), установка компенсирующих устройств - так называемая компенсация реактивной мощности.

Целесообразность технических мероприятий по снижению потерь должна обосновываться соответствующими экономическими расчетами.

6. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети

Для сравнительной экономической оценки вариантов (при выполнении данной курсовой работы - выбора схемы одно- или двухстороннего питания сети напряжением 10 кВ) в качестве одного из показателей используются суммарные дисконтированные приведенные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта [3]:

, (42)

где К_t - капитальные затраты в год t;

И_t - эксплуатационные издержки в год t;

Е_н.п - норма дисконта;

t - текущие годы строительства и эксплуатации объекта;

Т_расч - срок службы объекта; дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (t = 1).

Норма дисконта, выраженная в долях единицы или в процентах в год, является основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности инвестиционных проектов. Различаются следующие нормы дисконта: коммерческая, участника проекта, социальная (общественная) и бюджетная. При выполнении курсовой работы следует использовать коммерческую норму дисконта, которая устанавливается в соответствии с требованиями минимально допустимой доходности вкладываемых средств. В отечественной практике норму дисконта рекомендуется оценивать исходя из средней европейской депозитной ставки банков на уровне 8 - 12 % [3].

Развитие электрической сети во всех сравниваемых вариантах должно рассматриваться за один и тот же период времени. Учитывая, что условия работы и режимы электрической сети подвержены существенным изменениям во времени, целесообразно рассматривать в качестве расчетного периода Т_расч не срок службы объекта, а временной уровень, на который разрабатывается проект. Для распределительной сети расчетный срок равен 5 - 8 годам.

Эксплуатационные издержки можно рассматривать из трех слагаемых: затраты на возмещение потерь электроэнергии в электрических сетях, отчисления на амортизацию оборудования сети, расходы на текущий ремонт и обслуживание элементов сети.

Годовые эксплуатационные издержки определяют по формуле:

, (43)

где в - цена электроэнергии, в = 2,5 р./(кВт·ч);

- годовые потери электроэнергии в рассматриваемых элементах сети, кВт·ч;

k_аi - коэффициент амортизации для i-го элемента сети (принять для трансформаторов и воздушных линий на железобетонных опорах k_рi равным 5 %);

k_ремi - отчисления на обслуживание и текущий ремонт для i-го элемента сети (для трансформаторов k_ремi равен 5,5 %, для воздушных линий - 0,8 %);

К_i - капиталовложения в рассматриваемый элемент.

Сравнивая варианты выполнения сети и выбирая экономически наиболее целесообразный из них, проектируемую сеть следует рассматривать как комплексное сооружение, содержащее линии и подстанции. Оптимальный вариант выбирается на основании технико-экономического расчета. Экономически наиболее выгодным является вариант с наименьшими суммарными дисконтированными приведенными затратами. В первую очередь добиваются технической равноценности вариантов (удовлетворение технических требований и требований надежности), а затем из них выбирают экономически оптимальный. В случае, когда затраты, подсчитанные для двух вариантов, оказались приблизительно одинаковыми, следует предпочесть тот вариант, который представляет наибольшие возможности для развития в будущем.

7. Контрольные вопросы для выполнения и подготовки к защите курсовой работы

1) Категории электроприемников и обеспечение их надежности.

2) Поясните, используя векторную диаграмму, потери и падение напряжения в линии.

3) Какие допущения принимаются при расчете распределительных сетей напряжением 0,4 кВ?

4) Поясните схему замещения распределительной сети.

5) Как определить расчетное сечение проводника для магистрали электрической сети?

6) Как определить потери активной и реактивной мощности в трансформаторах?

7) Поясните основные параметры линий и силовых трансформаторов.

8) Расшифруйте условное обозначение типа трансформатора, выбранного для трансформаторной подстанции.

9) По каким критериям производится выбор мощности трансформатора одно- и двухтрансформаторной подстанции?

10) По каким критериям производится выбор проводов для электрической сети?

11) По каким критериям и как осуществляется проверка выбранного сечения провода?

12) Что понимается под экономической площадью сечения провода и под нормированным значением экономической плотности тока?

13) Что понимается под эквивалентным током линии?

14) Что понимается под временем использования максимума нагрузки и временем максимальных потерь?

15) Что понимается под установившимся отклонением напряжения?

16) Поясните достоинства и недостатки одно- и двухсторонней схем питания.

17) В чем отличия при расчете одно- и двухсторонней схем питания электрической сети?

18) Как определить точку потокораздела мощности для двухсторонней схемы питания?

19) Как определить потери электрической энергии в линии?

20) Как определить потери электрической энергии в трансформаторах?

21) Из каких составляющих складываются годовые приведенные затраты в электрических сетях?

22) По каким критериям выбирается рациональный вариант питания электрической сети?

Библиографический список

1. Комякова Т. В. Расчет распределительных сетей / Т. В. Комякова, И. А. Кремлев / Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2006. 34 с.

2. Герасименко А. А. Передача и распределение электрической энергии: Учеб. пособие / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. Ростов-на-Дону: Феникс, 2008. 715 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. М., 2005. 320 с.

4. Правила устройства электроустановок. М.: Норматика, 2012. 464 с.

5. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Минск, 1997. 31 с.

Приложение 1

Характеристики многопроволочных проводов

Тип провода	Удельное сопротивление, Ом/км	Допустимый ток, А
	r0	x0 при напряжении сети
		0,4 кВ	10 кВ
АС-16	1,98	0,346	0,391	105
АС-25	1,28	0,332	0,377	135
АС-35	0,92	0,322	0,366	170
АС-50	0,64	0,311	0,355	215
АС-70	0,46	0,296	0,341	265
АС-95	0,34	0,287	0,332	320
АС-120	0,27	-	0,324	375
АС-150	0,21	-	0,319	440
АС-185	0,17	-	0,313	500

Приложение 2

Характеристики силовых масляных трансформаторов

Подобные документы

• 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 распределительной сети напряжением 0,4 кВ и сети 10 кВ с односторонним и двухсторонним питанием

  Составление расчетной схемы 0,4 кВ, определение сечения проводов магистрали и отпайки. Количество и мощность трансформаторов подстанции. Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ. Мероприятия по снижению потерь мощности.
  
  курсовая работа [192,6 K], добавлен 21.10.2012
  

• Выбор схем питающих и распределительных сетей

  Выбор 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 14.03.2015
  

• 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
  

• Электроснабжение ремонтно-механического цеха

  Характеристика потребителей электроэнергии. Расчет мощности компенсирующих устройств реактивной мощности, выбор распределительной сети. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет заземляющего устройства и спецификация электрооборудования.
  
  курсовая работа [719,7 K], добавлен 15.12.2016
  

• 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
  

• Расчет питающей электрической сети

  Определение 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 23.02.2015
  

• 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
  

• Электроэнергетические системы и сети

  Расчет электрических параметров сети: выбор числа цепей и сечения проводов ЛЭП, выполнение необходимых проверок выбранного провода, выбор количества и мощности трансформаторов. Электрический расчет режимов нагрузки, расчет годовых потерь электроэнергии.
  
  контрольная работа [301,3 K], добавлен 10.01.2010
  

• Модернизация оборудования распределительных сетей РЭС Февральск

  Электроснабжение стационарных потребителей электроэнергии узла Февральск. Определение расчетных нагрузок главных понизительных подстанций. Расчет мощности трансформаторов. Выбор сечения проводников электрической сети. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [322,9 K], добавлен 08.11.2009
  

• Проэкт электрической сети на территории Амурской области

  Климатическая и географическая характеристика энергорайона. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети. Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения. Выбор мощности силовых трансформаторов.
  
  курсовая работа [300,8 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проектирование электрической сети

  Определение 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 07.07.2013
  

• 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
  

• 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
  

• 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
  

• Потери мощности и электроэнергии в элементах сети

  Определение токов в элементах сети и напряжений в ее узлах. Расчет потерь мощности в трансформаторах и линиях электропередач с равномерно распределенной нагрузкой. Приведенные и расчетные нагрузки потребителей. Мероприятия по снижению потерь мощности.
  
  презентация [66,1 K], добавлен 20.10.2013
  

• Расчет основных параметров электростанции

  Выбор 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 08.11.2012
  

• Нагрузка электрических сетей

  Расчет электрических нагрузок. Коэффициент мощности. Расчетные токи. Компенсация реактивной мощности. Выбор потребительских подстанций. Расчет потерь электроэнергии в трансформаторе, газовое потребление электрической энергии. Сопротивление заземления.
  
  курсовая работа [204,7 K], добавлен 31.03.2018
  

• 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
  

• Проектирование сети 110-150 кВ для передачи и распределения электроэнергии

  Предварительный расчет электрической сети и краткая характеристика электроснабжаемого района. Технико-экономическое сравнение вариантов сетей. Электрический расчет избранной версии в режиме максимальных нагрузок. Проверочный баланс реактивной мощности.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 23.07.2011
  

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

Тип трансформатора	Номинальная мощность Sтр, кВ·А	Потери, кВт	uк, %	Iх, %	Схема и группа соединения обмоток