Проектирование районной электрической сети

Определим с учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку каждого пункта потребления по формулам и, полученные значения заносим в таблицу 3:

Таблица 3 - Исходные данные пунктов питания электрической энергии

2. Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций

2.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой

электрический трансформатор номинальный мощность

Рассмотрим несколько вариантов развития распределительной сети:

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 2 - Вариант № 1

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 3 - Вариант № 2

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 4 - Вариант № 3

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 5 - Вариант № 4

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 6 - Вариант № 5

Из составленных схем для дальнейших расчетов выберем схемы №1 и №2.

Потокораспределение для варианта схемы I

· Нормальный режим:

· Послеаварийный режим:

1. Тяжелым будет отказ одной цепи линии А-6. Вторая цепь при этом должна нести всю нагрузку потребителей.

2. Рассмотрим отказ линии ПС-Д в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

Таблица 4 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта №1

Потокораспределение для варианта схемы №2

· Нормальный режим:

· Послеаварийный режим:

1. Рассмотрим отказ линии А-3 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

2. Рассмотрим отказ линии А-1 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

Таблица 5 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта №2

2.2 Выбор номинального напряжения

Выбор номинального напряжения для варианта №1

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощность Р и длине линии L. При передаваемых мощностях свыше 60 МВт на расстояния до 1000 км для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ удовлетворительные результаты даёт формула Г.А. Илларионова:

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем в таблицу 7.

Таблица 6 - Результаты расчетов напряжения

Для этих линий выбираем Uном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

Выбор номинального напряжения для варианта №2

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле.

Проведя аналогичные расчеты предыдущему пункту, запишем результаты в таблицу 7.

Таблица 7 - Результаты расчетов напряжения

Для этих линий также выбираем Uном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

выбираем Uном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

2.3 Выбор сечений проводов

Выбор сечений проводов для варианта №1

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи проводится по экономической плотности тока jэк. Порядок расчета при этом следующий. Определяем токи на каждом участке сети:

,

где Pj, Qj - активная и реактивная мощности j-й линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАр;

n - количество цепей линии электропередачи;

Uном - номинальное напряжение линии, кВ.

В зависимости от материала проводника (неизолированные сталеалюминевые провода), района страны (Европейская часть РФ) и времени использования наибольших нагрузок Tmax=4200 ч. определяем экономическую плотность тока:

.

Выбираем стандартное сечение, ближайшее к экономическому, определенному по формуле:

,

где Imax - ток в j-ой линии, А.

При выборе стандартного сечения следует учитывать, что по механической прочности и отсутствию общей короны, марки проводов линий электропередачи напряжением 35 кВ должны укладываться в пределы АС-35 - АС-150, линий 110 кВ - АС-70 - АС-240, линий 150 кВ - АС-120 - АСО-400, линий 220 - АСО-500.

Проверим выбранные сечения проводов на ток аварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что напряжение на шинах ПС при тяжелых авариях в сети будет равно кВ.

Ток в ветвях системы в аварийном режиме:

Сведем полученные результаты в таблицу 10.

При сравнении наибольшего тока с длительно допустимым током выполняется неравенство Iдоп Iнб. Следовательно, сечения проводов выбраны верно.

Таблица 8 - Данные по выбору проводов для варианта I

Выбор сечений проводов для варианта №2

Проведя расчеты как для первого варианта сведем результаты в таблицу 9.

Таблица 9 - Данные по выбору проводов для варианта №2

2.4 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах

Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта I

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий 20%.

Наибольшие суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки линии - точки 1 (двухцепная разомкнутая линия) и точки 4 (кольцо А-5-4-3-А).

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

где Pj, Qj - активная и реактивная мощности линии кВт, кВАр;

r0j, x0j - активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии.

Нормальный режим (для двухцепной разомкнутой линии):

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точки 1) при нормальном режиме работы (для двухцепной разомкнутой линии):

Нормальный режим (для кольца А-5-3-А):

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точки Б) при нормальном режиме работы (для кольца А-Б-Д-А):

Аварийный режим (для двухцепной разомкнутой линии):

Рассмотрим отказ одной линии А-6, по которой происходит наибольшая передача мощности. Падения напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что напряжение на шинах при тяжелых авариях в сети будет равно U = 1,08Uн = 1,08•110 = 118,8 кВ.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точка Г) при аварийном режиме работы (для двухцепной разомкнутой линии):

Аварийный режим (для кольца А-5-3-А):

Рассмотрим отказ линии А-3. Падения напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что напряжение на шинах при тяжелых авариях в сети будет равно U = 1,08Uн = 1,08•110 = 118,8 кВ.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точка Д) при аварийном режиме работы (для кольца А-5-3-А):

Аналогично проводим расчет для второго варианта схем. Результаты расчетов сводятся в таблицы 10 и 11.

Таблица 10 - Результаты расчета потерь напряжения для варианта I

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме - 20% . Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта №2

Таблица 11 - Результаты расчета потерь напряжения для варианта №2

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме - 20% . Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов

При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы и оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. Поэтому при расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений:

На двух трансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).

При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I, II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40 %.

Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в после аварийных режимах до на время максимальной общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток, т.е.:

, (3.1)

где - число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции;

- наибольшая полная мощность в пунктах потребления.

,

,

,

,

,

Для расчётной сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов из каталога. Справочные данные выбранных трансформаторов заносим в таблицу 12.

Таблица 12 - Каталожные данные выбранных трансформаторов

Для вариантов №2 выбор трансформаторов аналогичен выбору трансформаторов для варианта №1.

4. Выбор главных схем электрических соединений подстанций

Схемы электрических соединений, понижающих ПС 220/10 кВ на стороне ВН определяется назначением каждой из ПС и ее местоположением в составе сети. Это могут быть узловая, проходная, тупиковая или на ответвлениях от линии ПС.

Для рассматриваемых вариантов выбираем главные схемы электрических соединений подстанций:

I) для проходных ПС напряжением 35 - 220 кВ, при редких коммутациях трансформаторов, применяют мостик с выключателями в цепях линии, и ремонтной перемычкой со стороны линии (рисунок 5).

II) для тупиковых ПС, примем схему с двумя блочными соединениями

воздушных линий и трансформаторов (рисунок 6).

III) для узловых ПС, примем схему с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами (рисунок 7).

Рисунок 5 - Схема мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии

Рисунок 6 - Схема с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов

Рисунок 7 - Схема с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин

Сведем результаты выбора главных схем для вариантов в таблицу 13.

Таблица 13 - Результаты выбора главных схем для вариантов сетей

5. Технико-экономический выбор

Выбор наиболее экономичного варианта производится по методу срока окупаемости или по минимуму расчётных производственных затрат.

Порядок расчёта:

Определяются капитальные затраты на сооружение линии;

Определяются капитальные затраты на сооружение подстанций:

Определяются капитальные затраты на ОРУ;

Рассчитывается стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах;

Определяются расчётные приведённые затраты для каждого из рассматриваемого варианта и производится их сравнение.

Технико-экономические показатели должны определятся лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, одинаковым числом и типом трансформаторов на подстанции и одинаковым размещением КУ не учитываются стоимости конденсаторных устройств, трансформаторов и стоимость потерь в них.

Капиталовложения на сооружение сети подсчитываются по укрупнённым показателям стоимости.

Стоимость линий допустимо определять по расчётной стоимости 1 км воздушной линии в зависимости от напряжения и сечения проводов с учётом материала и конструкции опор и в зависимости от района по гололёду.

Для определения капитальных вложений в строительство подстанций следует просуммировать стоимость распределительных устройств, силовых трансформаторов и постоянную часть затрат.

Ежегодные издержки на ремонт, обслуживание и амортизацию линий и оборудования подстанций определяются капитальными затратами на данный элемент системы и нормой отчислений.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами по формуле:

, (5.1)

где - эквивалентный дисконтированный множитель;

- капиталовложения на сооружение объекта;

- затраты на потери электроэнергии.

, (5.2)

где - коэффициент отчислений на реновацию;

а - общие нормы отчислений от капиталовложений;

- норматив дисконтирования;

- время эксплуатации объекта до окончания расчётного периода;

- расчётный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчётного периода.

, (5.3)

, (5.4)

где - издержки на возмещение потерь электроэнергии;

- потери электроэнергии в объекте;

- время максимальных потерь;

- продолжительность использования наибольшей нагрузки в году;

- стоимость 1 кВт, по заданию.

5.1 Технико-экономический расчёт варианта №1

Расчётный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчётного периода:

, (5.5)

.

Эквивалентный дисконтный множитель:

. (5.6)

для ЛЭП:

.

для ПС:

.

Затраты на потерю электроэнергии:

. (5.7)

Время максимальных потерь:

.

Потери в линиях определяем по формуле:

. (5.8)

Исходные данные для расчёта по таблице 10.

Суммарные активные потери в линиях:

Потери в трансформаторах определяем по формулам:

, (5.9)

.

Исходные данные для расчёта по таблице.

,

.

,

.

,

.

Результаты расчёта потерь мощности в трансформаторах сводим в таблицу14.

Таблица 14 - Потери мощности в трансформаторах

Суммарные активные потери в трансформаторах:

.

Общие активные потери линий и трансформаторов:

, (5.10)

.

Затраты на потери электроэнергии:

, (5.11)

,

Капитальные затраты на сооружение линии определяются по формуле:

, (5.12)

где - стоимость 1 км линии;

- длина линии, км;

n - число линий.

При определении стоимости 1 км линии использовали «Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 32-750 кВ (2013 г.)» (табл. 1. [6]). Опоры - железобетонные.

Для линии 1-2:

Аналогично проводим расчёты для других линий. Результаты сводим в таблицу 15.

Таблица 15 - Капитальные затраты на сооружение линий (вариант №1)

Т.о. капитальные затраты на сооружение линии по варианту I:

.

Капитальные затраты на сооружения подстанций определяются по формуле:

, (5.13)

где - стоимость трансформатора и РУ, соответственно.

При определении стоимости трансформатора использовали «Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 32-750 кВ (2013 г.)» (табл. 11. [6],). Капитальные вложения на сооружения подстанций приведены в таблице 16. В показатели стоимости ПС включены стоимость РУ, стационарные устройства для ревизии трансформаторов и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.).

Таблица 16 - Капитальные затраты на сооружение подстанций (вариант I)

Т.о. капитальные затраты на сооружение ПС по варианту №1:

.

Общие минимальные дисконтные затраты:

, (5.14)

5.2 Технико-экономический расчёт варианта №2

Потери в линиях (5.8):

Суммарные активные потери в линиях:

Потери в трансформаторах те же, что и для варианта №1:

Общие активные потери линий и трансформаторов:

,

Затраты на потери электроэнергии:

,

,

Капитальные затраты на сооружение линии сведены в таблицу.

Таблица 17 - Капитальные затраты на сооружение линий (вариант №2)

Т.о. капитальные затраты на сооружение линии по варианту №2:

.

Капитальные затраты на сооружения подстанций такие же, как и для варианта №1.

Общие минимальные дисконтные затраты:

,

.

Капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию вариантов сети сведены в таблицу 18.

Таблица 18 - Капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию вариантов сети

Выбираем вариант сети с меньшими капиталовложениями - № 1 (рис. 2).

6. Расчёт параметров основных режимов сети

Задачей данного раздела курсового проекта является определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах подстанций в основных расчётных нормальных и после аварийных режимах работы с учётом потерь мощности и напряжения в элементах сети.

6.1 Составление схемы замещения районной сети

Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов в соответствии с коммутационной схемой системы.

В целях упрощения расчётов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов

, (6.1)

а емкостные проводимости линии - зарядной мощностью

. (6.2)

Схема замещения выбранной энергосистемы приведена на рисунке 8.

Все параметры схемы замещения вычисляются в именованных единицах по удельным параметрам для воздушных линий (табл. 10) и паспортным данным для трансформаторов (табл. 14) по формулам: Для n воздушных линий:

(6.3)

где n - число цепей в линии.

Для 2 параллельно работающих трансформаторов:

, , (6.4)

. (6.5)

Рисунок 8 - Схема замещения энергосистемы

Значения, вычисленные по формулам (6.3), (6.4) и (6.5), занесем в таблицу 19 и таблицу 20 соответственно.

Таблица 19 - Расчётные параметры воздушных линий

Таблица 20 - Расчётные параметры трансформаторов

6.2 Электрический расчёт

Электрический расчёт предлагается проводить для случая, когда известна максимальная нагрузка на шинах НН. Расчёт режимов выполняется методом последовательных приближений. Принимается, по заданию, что напряжение при наибольших нагрузках равно , при наименьших нагрузках - , при тяжёлых авариях в сети - . При таком условии находим распределение мощностей в сети с учётом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.

Электрический расчёт проводим для трёх режимов:

режим максимальных нагрузок;

режим минимальных нагрузок;

послеаварийный режим.

При расчёте всех трёх режимов используются следующие формулы:

Мощность в конце линии:

. (6.6)

Потери в линии:

. (6.7)

Мощность в начале линии:

. (6.8)

Поток мощности в линии:

. (6.9)

Исходные данные для расчёта по таблицам 4, 19, 20.

Режим максимальных нагрузок. ()

Линия ПС-А (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

,

.

Линия А-В (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

,

.

Линия В-Г (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

,

.

Линия ПС-Б (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

,

.

Линия ПС-Д (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

,

.

Линия Д-Б (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

,

.

Результаты расчёта в режиме максимальной мощности сведены в таблице 21.

Таблица 21 - Электрический расчёт режима максимальной мощности

Режим минимальных нагрузок. ().

Значения мощности в конце линии остаются без изменения.

Линия ПС-А (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

.

Линия А-В (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

.

Линия В-Г (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

.

Линия ПС-Б (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

.

Линия ПС-Д (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

.

Линия Д-Б (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

.

Результаты расчёта в режиме минимальной мощности сведены в таблице 22.

Таблица 22 - Электрический расчёт режима минимальной мощности

Послеаварийный режим.

Расчёт послеаварийного режима производится для максимальных нагрузок ().

Будем рассматривать обрыв одной цепи линии ПС-А. При этом мощность будет проходить по второй линии. Для других участков цепи изменений не произойдёт.

Параметры линии ПС-А будут следующими (7.3; 7.6; 7.7; 7.8; 7.9):

,

,

,

.

,

,

,

.

Результаты расчёта послеаварийного режима сведены в таблицу 23.

Таблица 23 - Электрический расчёт для послеаварийного режима

На следующем этапе расчёта, во втором приближении, определяются напряжения в узловых точках. Исходными данными при этом служат: напряжения в точках сети, т.е. на шинах системной подстанции и значения мощностей в начале каждой схемы замещения, определённые на первом этапе.

Напряжения в узловых точках в режиме максимальных нагрузок.

Напряжение на источнике питания составляет:

.

Напряжение на k-ом узле находится по формуле:

. (6.10)

Исходные данные для расчёта по таблицам 24, 26.

,

,

,

,

.

Напряжения в узловых точках в режиме минимальных нагрузок.

Напряжение на источнике питания составляет:

.

Исходные данные для расчёта по таблицам 19, 21.

,

,

,

,

.

Напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме.

Напряжение на источнике питания составляет:

.

Исходные данные для расчёта по таблицам 24, 28.

,

,

,

,

.

7. Регулирование напряжения в сети

Одним из важнейших показателей качества электрической энергии служит отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определённой степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее эффективным методом регулирования напряжения является регулирование под нагрузкой (РПН). Они способны обеспечивать любой вид регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения от +5 (или более) до 0 % при изменении нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей. Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих шинах в пределах .

Режим максимальных нагрузок.

Подстанция А:

Напряжение на шинах НН, приведённое к стороне ВН, определяется по формуле:

, (7.1)

где - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме (табл. 3);

- активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учётом количества параллельно работающих трансформаторов (табл. 25).

.

Число рабочих ответвлений понижающих трансформаторов, а так же линейных регулировочных трансформаторов:

, (7.2)

где - номинальные напряжения обмоток низшего и высшего напряжения;

- желаемое напряжение на шинах НН;

- степень регулирования напряжения в %.

.

Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа с учётом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов:

.

Действительное напряжение на шинах НН:

, (7.3)

,

Отклонение напряжения на шинах НН от номинального ():

. (7.4)

Аналогично проводим расчёта для остальных подстанций.

Подстанция В:

,

,

,

.

Подстанция Г:

,

,

.

Подстанция Б:

,

,

,

курсовая работа "Проектирование районной электрической сети" скачать

Подобные документы

• Разработка схемы питания районной распределительной сети

  Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.
  
  курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• 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
  

• Проектирование электрической сети

  Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
  
  методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Проектирование распределительной электрической сети Дальнего Востока

  Составление балансов активных и реактивных мощностей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, сечений проводников. Конструктивное исполнение электрической сети. Расчет максимального и послеаварийного режимов. Регулирование напряжения в сети.
  
  курсовая работа [242,4 K], добавлен 17.06.2015
  

• Проект районной электрической сети

  Баланс мощности в проектируемой сети, методика расчета мощности компенсирующих устройств. Приведенные затраты электрической сети. Регулирование напряжения. Технико-экономические показатели проектируемой сети. Компоновка Жигулевской гидроэлектростанции.
  
  дипломная работа [935,9 K], добавлен 18.07.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Характеристика района проектирования электрической сети. Анализ источников питания, потребителей, климатических условий. Разработка возможных вариантов конфигураций электрической сети. Алгоритм расчета приведенных затрат. Методы регулирования напряжения.
  
  курсовая работа [377,2 K], добавлен 16.04.2011
  

• 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
  

• 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
  

• Проект развития электрической сети

  Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.
  
  курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013
  

• 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
  

• Электрическая сеть районной электроэнергетической системы

  Проектирование электрической сети районной электроэнергетической системы. Сравнение технико-экономических вариантов сети, выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет сети при различных режимах. Проверка токонесущей способности проводов линий.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 16.04.2012
  

• 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 районной электрической сети 220/110 кВ

  Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.
  
  курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015
  

• Расчет схем районной электрической сети

  Особенности распределения мощности по закону Кирхгофа. Тип, мощность и места установки компенсирующих устройств. Характеристика силовых трансформаторов понизительных подстанций. Анализ регулирования напряжения в электрической сети в максимальном режиме.
  
  курсовая работа [405,3 K], добавлен 20.06.2010
  

• Проект электрической сети с напряжением в 110 кВ

  Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электрической подстанции. Определение приведенной и расчетной нагрузок подстанции. Предварительный расчет электрической сети: расчет и выбор сечения проводов, схем подстанции. Определение капитальных затрат.
  
  курсовая работа [216,7 K], добавлен 18.06.2011
  

• Расчет низковольтной электрической сети

  Схема районной электрической сети. Определение потока мощности на головных участках сети. Расчет потерь напряжения в местной сети. Расчет номинальных токов плавких вставок предохранителей. Коэффициент для промышленных предприятий и силовых установок.
  
  контрольная работа [126,5 K], добавлен 06.06.2009
  

• Расчет районной электрической сети 110 кВ

  Выбора трансформаторов и расчет приведенных мощностей. Распределение их по линиям разомкнутой сети, расчет потоков мощности по звеньям сети, определение параметров линии и расчетных нагрузок в узлах сети. Анализ напряжений на типах ПС во всех режимов.
  
  дипломная работа [237,0 K], добавлен 16.02.2010
  

• 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
  

Другие документы, подобные "Проектирование районной электрической сети"

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