Расчет и анализ режимов электроэнергетической системы

Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети. Потери электроэнергии, математическое моделирование элементов сети и воздушных линий. Расчёты и анализ характерных режимов, высоковольтные выключатели. Спецификация основного оборудования.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 06.01.2014
Размер файла 618,8 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/

Содержание

Анализ исходных данных

Характеристика района строительства сети

Характеристика потребителей

Характеристика источников питания

Выбор основных параметров сети

Графики электрических нагрузок

Предварительная наметка конфигурации линии

Выбор параметров воздушных линий

Выбор трансформаторов и автотрансформатора

Схемы электрических соединений элементов сети

Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети

Капитальные вложения

Издержки

Потери электроэнергии

Затраты

Сравнение затрат

Математическое моделирование элементов сети

Математическое моделирование воздушных линий

Математическое моделирование трансформаторов

Математическое моделирование нагрузок и источников

Расчёты и анализ характерных режимов

Режим наибольших нагрузок

Режим наименьших нагрузок

Режим послеаварийный

Режим ресинхронизации

Технико-экономические показатели

Стоимость строительства

Издержки на эксплуатацию

Потери электроэнергии

Спецификация основного оборудования и материалы

Высоковольтные выключатели

Список используемой литературы

Анализ исходных данных

сеть электроэнергия воздушная линия

В данной главе анализируются страна, в которой сооружаем сеть, потребители и источники электроэнергии.

Характеристика района строительства сети

Электроэнергетическая сеть сооружается в Сыктывкаре, относящейся по ([1], рис. 2. 5) к III району по толщине стенки гололёда. По скоростному напору ветра местность относится к IV району; по пляске проводов - к району с умеренной пляской (1 раз в 5-10 лет). Среднегодовая продолжительность гроз - от 20 до 40 часов. Эквивалентная температура охлаждающего воздуха ([2], табл. 1. 37, с. 60) : годовая +6, 5, зимняя -14, 1 0С, летняя +15 0С.

Характеристика потребителей:

В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 100, П2- 50, П3-300, П4-100, П5- 220 МВт. Во всех пунктах, кроме П1 и П5, потребители по надёжности электроснабжения имеют I и II категории. Потребители П1и П5 имеют только I категорию надежности.

Характеристика источников питания:

Потребители получают электроэнергию от двух источников - гидроэлектростанции (ГЭС) и энергосистемы (С). Располагаемая мощность ГЭС 300 МВт-зимой и 400 МВт летом; резерв системы составляет 200 МВт. Диапазон изменения от

-0, 3 до +0, 3.

Вывод:

Получена характеристика района, где сооружается электрическая сеть, характеристика потребителей, для питания которых она необходима, и характеристика источников питания.

Выбор основных параметров сети

В данной главе рассматривается схема электрических соединений основных элементов электрической сети, и принимаются решения о выборе основных ее параметров для двух выбранных вариантов.

Графики электрических нагрузок

На основании заданных в относительных единицах зимних суточных графиков нагрузок составим графики нагрузок потребителей для зимы и лета, результаты расчетов сведем в табл. 1.

Табл. 1

Графики электрических нагрузок потребителей и потоки мощности от ГЭС и системы.

Потребитель

Сезон

Нагрузка потребителей, МВт в часы:

0 - 4

4 - 8

8 - 12

12 - 16

16 - 20

20 - 24

П1

зима

60

60

60/80

80/100

100

100

Лето

24

24

24/32

32/40

40

40

П2

зима

20

20

40

40

50

50

лето

10

10

20

20

25

25

П3

зима

300

300

150

150

0

0

лето

210

210

105

105

0

0

П4

зима

40

40

80

80

100

100

лето

24

24

48

48

60

60

П5

зима

220

220

88

88

0

0

лето

88

88

35. 2

35. 2

0

0

П?

зима

640

640

418/438

438/458

250

250

лето

356

356

232/240

240/248

165

165

Мощность

от ГЭС

зима

300

300

300

300

300

300

лето

400

400

400

400

400

400

Обмен мощностью с системой С

зима

340

340

118/138

138/158

-50

-50

лето

-44

-44

-168/-160

-160/-152

-235

-235

Из приведенной таблицы видно, что режим наибольшей нагрузки имеет место зимой c 0 до 8 часов (потребляемая мощность - 640 МВт), а режим наименьшей нагрузки - летом с 16 до 24 часов (потребляемая мощность 165 МВт)..

1. Годовое потребление электроэнергии:

2. Средняя мощность

3. Число часов использования наибольшей нагрузки

,

где - максимальная мощность потребителей, МВт.

4. Время потерь

5. Коэффициент разновременности максимумов нагрузки

Предварительная наметка конфигурации линии

На базе данных о географическом расположении пунктов потребления электроэнергии и их нагрузках намечаем две схемы распределения мощностей. Различие схем состоит в конфигурации схем СВН. Схема сети СВН в первом варианте состоит из двухцепных линий от ГЭС и С, а во втором варианте сеть СВН представлена в виде кольца, состоящего из одноцепных линий

Рис.1 Два варианта конфигурации линий.

Выбор параметров ВЛ

Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов: надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т. д. В данном случае выбор номинального напряжения осуществляется по формуле:

Выполним расчёт экономического напряжения UЭК для 1-го варианта схемы (участок ПС1-ПС5) :

Результаты расчетов для всех участков схем сведены в таблицы 2 и 3. По полученным экономическим значениям напряжений принимаем номинальные напряжения линий

После определения номинальных напряжений, устанавливается количество цепей ВЛ -исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п. 1. 2. 17-1. 2. 19) (принимаем, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее, чем за сутки невозможны).

Все ЛЭП, кроме С-ГЭС, ГЭС-ПС3, ПС1-С, ПС1-ПС2 (входят в кольцо) выполняются двухцепными в варианте II, а в варианте I - все ЛЭП - двухцепные линии.

Выбор сечения линии производится по следующим условиям ПС1-ПС5:

По короне: По ([3], табл. 4. 10) минимальное сечение провода 330 кВ по условиям короны 2хАС 240/32

По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ 35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с. 160).

Выбор сечения по экономической плотности тока:

Расчётная токовая нагрузка

где N - число цепей линии; - максимальная мощность, протекающая по линии, - принятый коэффициент мощности.

Сечение провода:

-нормированное значение экономической плотности тока, из [1. табл1. 3. 36] принимаем равной 1. 1. Выбираем провод: 2хАС 240/32

Проверка выбранного сечения провода по нагреву.

Iдоп = 2•605 = 1210А

Iдоп =1210А > Iр =2*227=454А, значит провод по нагреву проходит

Выбор напряжений и сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлены в таблицах 2, 3 для схемы А и В соответственно.

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1

Таблица 2

Линия

Длина, км

, МВт

, кВ

, кВ

Сечение

,

, А

А

ГЭС-ПС3

140

400

319

330

2*АС 240/32

211

412

1210

ПС3-ПС4

105

100

185

220

АС 240/39

93

155

605

ПС3-ПС2

52. 5

50

130

220

АС 240/39

74

80

605

С- ПС1

140

340

303

330

2*АС 240/32

210

350

1210

ПС3 - ПС1

87. 5

450

297

330

2*АС 240/32

97

464

1210

ПС1- ПС5

87. 5

220

243

330

2*АС 240/32

206

227

1210

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2

Таблица 3

Линия

Длина, км

, МВт

, кВ

, кВ

Сечение

,

, А

А

ГЭС-ПС3

140

640

366

500

3*АС 400/51

310

996

3340

ПС3-ПС4

105

100

185

220

АС 240/39

93

155

610

ПС3-ПС2

52. 5

50

130

220

АС 240/39

74

80

610

С- ПС1

140

640

366

500

3*АС 400/51

320

935

3340

ПС3 - ПС1

87. 5

640

335

500

3*АС 400/51

207

915

1210

ПС1- ПС5

87. 5

220

243

330

2*АС 240/32

206

227

1210

С-ГЭС

87. 5

640

335

500

3*АС 400/51

374

824

3340

Выбор трансформаторов и автотрансформатором

Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов:

- номинальных напряжений объединяемых сетей;

- нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций;

- требования к надёжности электроснабжения потребителей;

- требований к регулированию напряжений;

- окружающей среды и т. д.

По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаю двухтрансформаторные ПС.

Расчётная мощность трансформатора для схемы А на ПС5:

где

- принятый коэффициент мощности.

- максимальный поток мощности через трансформатор, МВА (МВт) ;

1, 4 - коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора.

Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл. 5. 18-5. 25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 4 и 5.

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1

Таблица 4

Подстанция

Тип Т (АТ)

Напряжение, кВ

, МВА

, МВА

ВН

СН

НН

ПС5

ТДЦ-200000/330

330

-

10, 5

200

185

ПС4

ТРДЦН-100000/220

230

-

10, 5

100

85

ПС3

3*АОДЦТН-133000/330/220

10. 5

3*133

321

ПС2

ТРДНС-40000/220

220

-

10, 5

40

40

ПС1

ТДЦ-250000/330

330

-

10, 5

250

235

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2

Таблица 5

Подстанция

Тип Т (АТ)

Напряжение, кВ

, МВА

, МВА

ВН

СН

НН

ПС5

ТДЦ-200000/330

330

-

10, 5

200

185

ПС4

ТРДЦН-100000/220

230

-

10, 5

100

85

ПС3

АТДЦТН-500000/500/230

500

230

10

500

321

ПС2

ТРДНС-40000/220

220

-

10, 5

40

40

ПС1

3*АОДЦТН-167000/500/330

500/

330/

10, 5

3*167

235

Схемы электрических соединений элементов

Схемы электрических соединений элементов принимаю в соответствии с рекомендациями ([3], рис. 4. 9).

Для варианта А:

Подстанция

U, кВ

Схема электрических соединений

ПС1

330

Полуторная схема

ПС2

220

Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

ПС3

330

Расширенный четырехугольник

220

Трансформатор - шины с полуторным присоединением линий

ПС4

220

Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

ПС5

330

Четырехугольник

Для варианта Б:

Схемы соединений для остальных ОРУ те же, что и в варианте А.

Подстанция

U, кВ

Схема электрических соединений

ПС1

500

Четырехугольник

330

Четырехугольник

ПС2

220

Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

ПС3

500

Четырехугольник

220

Трансформатор - шины с полуторным присоединением линий

ПС4

220

Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

ПС5

330

Четырехугольник

Рис. 2 Схемы электрических соединений элементов варианта А

Рис. 3 Схемы электрических соединений элементов варианта Б

Вывод по пункту:

Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ.

Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети

В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И. М. Шапиро, С. С. Рокотяна (т. е. на 1985 г.)

Приведенные затраты на проектируемую сеть:

,

где ЕН = 0, 12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К? - суммарные капитальные вложения, тыс. руб. ; И - суммарные издержки, тыс. руб. ; У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

В данном проекте У = 0.

В соответствии с ([3], с. 314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. В схемах А и Б одинаковыми элементами являются схемы РУ ПС2, ПС4 и ПС5, трансформаторы установленные на ПС5, ПС4 и ПС2, а также двухцепные линии ПС3-ПС4, ПС3-ПС2 и ПС1-ПС5.

Капитальные вложения

,

где- капитальные вложения в линии, тыс. руб. ; - капитальные вложения в подстанции, тыс. руб.

Линии:

,

где- удельная стоимость сооружения линии, тыс. руб. /км, L -длина линии, км.

Для линии С-ПС1:

Вариант А: UH = 330 кВ, L = 140 км, провод 2хАС240/32, по ([3] табл. 9. 7) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 140км, провод 3хАС400/51 по ([3] табл. 9. 8) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Для линии ГЭС-ПС3:

Вариант А: UH = 330 кВ, L = 140 км, провод 2хАС240/32, по ([3] табл. 9. 7) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 140 км, провод 3хАС400/51, по ([3] табл. 9. 8) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Для линии ПС1-ПС3:

Вариант А: UH = 330 кВ, L =87. 5 км, провод 2хАС240/32, по ([3] табл. 9. 7)

тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 87. 5 км, провод 3хАС400/51, по ([3] табл. 9. 8) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Для линии С-ГЭС:

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 87. 5 км, провод 3хАС400/51, по ([3] табл. 9. 7) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Капитальные вложения в линии для схем:

тыс. руб.

тыс. руб.

Подстанции:

ПС 1:

,

где - стоимость открытого распределительного устройства подстанции, тыс. руб. ; - стоимость трансформаторов, тыс. руб. ; - постоянная часть затрат, тыс. руб.

Вариант А:

ПС 1: Сторона ВН ПС1: 330кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9. 15, с. 334) тыс. руб.

тыс. руб.

Вариант Б:

ПС 1: Сторона ВН ПС1: 550кВ «Четырёхугольник», тогда по ([3] табл. 9. 15, с. 334) тыс. руб.

тыс. руб.

Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов:

Вариант А:

ПС1: UВН-Т = 330 кВ, UНН-Т = 10 кВ, SТ=400 МВА, тыс. руб. ([3] табл. 9. 22) : тыс. руб. ;

Вариант Б:

ПС1: UВН-Т=500кВ, UСН-Т = 330 кВ, UНН-Т = 10 кВ, SТ=3*167 МВА, тыс. руб. ([3] табл. 9. 23) : тыс. руб.

Постоянная часть затрат:

Вариант А:

Для ВН ПС1: 330 «Полуторная» по ([3] табл. 9. 35) тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Вариант Б:

Для ВН ПС1: 500 «Четырёхугольник» по ([3] табл. 9. 35) тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

? Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах 8, 9.

Капитальные вложения в подстанции схемы А

Таблица 8

Подстанция

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

ПС1

3600

798

2100

6498

ПС3

2190

1116

1910

5216

?

11714

Капитальные вложения в подстанции схемы Б

Таблица 9

Подстанция

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

, тыс. руб

ПС1

1520

1212

2400

5132

ПС3

2310

980

3150

6440

?

11572

Суммарные капитальные вложения:

Вариант А:

тыс. руб.

Вариант Б:

тыс. руб.

Издержки

Суммарные издержки , где - издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП и ПС, тыс. руб. ; - издержки на стоимость потерянной в сети электроэнергии, тыс. руб.

Линии:

.

, где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения линии, тыс. руб.

Для варианта А:

По ([3], табл. 8. 2, с. 315) %, тыс. руб.

Для варианта Б: тыс. руб.

Подстанции:

;

, где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения ПС, тыс. руб.

;

Для ПС1 (вариант А) :

По ([3], табл. 8. 2) , тыс. руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы А и Б

Таблица 10

Вариант

Номер подстанции

, тыс. руб.

, %

, тыс. руб.

А

ПС1

6498

8, 4

546

Б

ПС1

5132

8, 4

431

А

ПС3

5216

8, 4

438

Б

ПС3

6440

8, 4

541

тыс. руб.

тыс. руб.

Потери электроэнергии

Издержки на стоимость потерянной электроэнергии:

, тыс. руб., где коп/кВтч - стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии.

Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл. 1.

Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через ПС3-ПС1 схемы А:

МВтч;

МВтч;

МВтч.

Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная активная мощность, протекающая через линию, МВт.

Число часов наибольших потерь:

, где - активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощности в году, ч. ч

Годовые потери электроэнергии в линии ПС3-ПС1:

МВт ч,

где =38 МВт ч/км -средне годовые потери на корону (для ВЛ 330 кВ), ([3], табл. 7. 7) ; n - число цепей линии; L - длина линии, км;

=0, 121 ([3], табл. 7. 1)

МВт - потери активной мощности в линии; - поправочный температурный коэффициент. (среднегодовая температура выше +5 ° С).

Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы А и Б приведены в таблице 11.

Стоимость потерянной в линиях схемы А и Б электроэнергии

Таблица 11

Линия

,

МВт

, ч

, ч/год

, кВ

, МВт

,

МВт ч

,

тыс. руб

С-ПС1 (А)

280

4357

2898

330

8. 4

35098

351

ГЭС-ПС3 (А)

400

7470

6503

330

17. 2

122491

1225

ПС3-ПС1 (А)

300

3840

2240

330

6

20090

201

С-ПС1 (Б)

640

5030

3451

500

23. 8

90570

906

ГЭС-ПС3 (Б)

640

5030

3451

500

23. 8

90570

906

С-ГЭС (Б)

400

7470

6503

500

5. 8

43053

430

ПС3-ПС1 (Б)

360

6528

3921

500

4. 7

23712. 6

237

? А

1777

? Б

2479

Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС3 для схемы А.

Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 1).

Для обмотки ВН трансформатора АТ1 подстанции ПС3:

= (60+60+80+100+100+100) •4 = 2000 МВт•ч;

= (24+24+32+40+40+40) •4 = 800 МВт•ч;

= 215•2812+ 150•1737 = 550000 МВт•ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки

, где - максимальная активная мощность, перетекающая через автотрансформаторы подстанции, МВт.

= 5500 ч.

Число часов наибольших потерь

, где

- активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощность в году, ч.

= 4168 ч.

Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 12.

Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ1, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь

Таблица 12

Параметр

Ступень напряжения автотрансформатора

ВН

СН

НН

АТ1

, МВт•ч

2000

2640

3600

, МВт•ч

800

1512

2520

, МВт•ч

550000

794400

1152000

, ч

5500

5296

3840

, ч

4168

3804

2885

Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС3 определяются по следующей формуле [4]:

где n - число автотрансформаторов на подстанции;

- потери холостого хода автотрансформатора, МВт;

, , - потери короткого замыкания в обмотках ВН, СН и НН, МВт;

, , - число часов наибольших потерь на сторонах ВН, СН и НН автотрансформаторов, ч;

, , - максимальный поток мощности через обмотки ВН, СН и НН автотрансформаторов, МВА;

- номинальная мощность, автотрансформаторов, МВА.

Для автотрансформаторов подстанции ПС3 и ПС1 схемы А и схемы Б расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии представлены в таблице 13.

Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы А и схемы Б

Таблица 13

Трансформатор

схема

, МВт•ч

, тыс. руб

3*АОДЦТН-133000/330/230

А

1167. 1

11, 7

АТДЦТН-500000/500/230

Б

4186. 3

41, 9

ТДЦ-250000/330

А

894

8. 94

3*АОДЦТН-167000/500/330

Б

2148

21, 5

?

А

20, 3

Б

63, 4

Суммарные издержки для схемы А и схемы Б:

тыс. руб.

тыс. руб

Затраты

тыс. руб. тыс. руб.

Сравнение затрат

Вывод по пункту: В результате проведенного технико-экономического расчёта получили два сущёственно различающихся по экономическим затратам варианта. Второй вариант с кольцевым исполнением системы (см. рис. 1) оказался на 20% дешевле первого варианта. Таким образом принимаем в качестве наиболее рационального наименее затратный второй вариант исполнения электрической сети.

Математическое моделирование элементов сети

В данной главе рассматривается моделирование всех элементов электрической сети: воздушных линий, трансформаторов, реакторов, нагрузок и источников.

Воздушные линии

Линии 220 кВ выполняются на промежуточных двухцепных свободностоящих опорах П220-2 ([4], табл. 8-23, рис. 8, 26з).

Линии 330 кВ выполняются на промежуточных двухцепных свободностоящих опорах П330-2 ([4], табл. 8-24, рис. 8, 27д).

Рис. 4. а) Опора П220-2, б) Опора П330-2

Линии 500 кВ выполняются на промежуточных свободностоящих опорах

Р-2 ([4], табл. 8-25, рис. 8, 28в).

Рис 5. Опора ПБ-3

По ([4], табл. 8, 65.) для линий напряжением 220 кВ необходима гирлянда из 14 изоляторов ПФ100-В высотой, где H = 146 мм - высота одного изолятора ([4], табл. 8, 67).

Высота подвески фазы определена по формуле , где h - высота точки крепления изолятора на опоре; стрела провеса:

Сведём конструктивные параметры для ВЛ 220 кВ, 110кВ, 500кВ в табл. 14:

Табл. 14

Конструктивные параметры ВЛЭП.

Параметры

ВЛ 220 кВ

ВЛ 330 кВ

ВЛ 500 кВ

Тип опоры

П220-2

ПБ330-2

ПБ-3

Материал опоры

ж/б

ж/б

Ж/б

Количество цепей

2

2

1

Тип и количество изоляторов

14хПФ70-В

19хПФ70-В

24xПФ70В

Высота гирлянды hИ, мм

2044

2774

3504

Число фаз NФ

3

3

3

Число тросов NТ

2

2

2

Провод фазы

АС 240/39

2хАС 240/32

3хАС 400/51

Провод троса

С 50

С 50

С 70

При расчёте режима сети для прямой последовательности ВЛ представляются многополюсниками, параметры которых определяются на основании расчётных данных ВЛ ([3], табл. 7. 6).

Табл. 15

Параметры ВЛ.

Параметры

(на одну цепь)

ГЭС-С

ГЭС-ПС3

ПС3 -ПС1

С-ПС1

ПС1-ПС5

ПС3-ПС2

ПС3-ПС4

Провод

4хАС 400/93

4хАС 400/93

4хАС 400/93

4хАС 400/93

2хАС 240/32

АС 240/39

АС 240/39

, Ом/км

0, 019

0, 019

0, 019

0, 019

0, 06

0, 121

0, 121

, Ом/км

0, 306

0, 306

0, 306

0, 306

0, 331

0, 435

0, 435

, См/км

3, 6210-6

3, 6210-6

3, 6210-6

3, 6210-6

3, 3810-6

2, 610-6

2, 610-6

Длина L, км

87. 5

140

87. 5

140

87. 5

52. 5

105

R, Ом

1, 66

2, 66

1, 66

2, 66

5. 25

6. 35

12, 7

Х, Ом

26, 8

42, 8

26, 8

42, 8

29

22, 8

45, 6

В, См

3, 210-4

5, 110-4

3, 210-4

5, 110-4

2, 9510-4

1, 3610-4

2, 7310-4

Моделирование трансформаторов

Для двухобмоточных трансформаторов принята Г-образные схемы замещения, которые составляются на основе каталожных данных:

Табл. 16

Каталожные данные трансформаторов.

Параметры

Т1

Т4

Т2

Т3

Т5

Тип

3*АОДЦТН-167000/500/330

ТРДЦН-100000/220

ТРДНС-40000/220

АТДЦТН-500000/500/220

ТДЦ-200000/330

Номинальная мощность SН, МВА

167

100

40

500

200

Номинальное напряжение, кВ

UВН

500/

230

230

500

330

UСН

330/

-

-

230

-

UНН

10. 5

11

11

10

13, 8

Потери холостого хода PХ, кВт

70

115

50

120

220

Ток холостого хода IХ, %

0, 3

0, 7

0, 9

0, 15

0, 45

Потери КЗ, кВт

PКВС

320

-

-

950

-

PКВН

-

360

170

-

560

PКСН

-

-

-

-

-

Напряжение КЗ, %

UКВС

9. 5

12

11, 5

12

11

UКВН

67

50

UКСН

61

35

Активное сопротивление обмоток, Ом

RВН

0, 48

1, 9

5, 6

0, 95

1, 68

RСН

0, 48

0. 95

RНН

2, 4

4. 3

Реактивное сопротивление обмоток, Ом

XВН

38. 8

63, 5

152. 4

67, 5

66, 2

XСН

0

0

XНН

296

178

Диапазон РПН, %

12% *6ст

12% *12ст

12% *12ст

СН 12% *8ст.

ВН (10-12) % *8ст.

-

Мощность обмотки НН, % от SН

SНН

33

-

-

110

-

Модели нагрузок и источников

Узел 1, к которому подключена приемная система, задаётся балансирующим (тип VФ). Указывается модуль и угол напряжения. Узел 2, к которому подключена ГЭС, задаётся генераторным узлом типа PV, для которого указываются генерируемая мощность, модуль и стартовое значение угла напряжения. Нагрузки моделируются узлами типа PQ. Для них задаётся статическая характеристика нагрузки, потребляемая мощность и начальные приближения модуля и угла напряжения.

Рис. 8 Схема замещения сети из многополюсников.

Вывод:

Получена схема замещения для прямой последовательности проектируемой сети и определены параметры всех ее элементов, включая воздушные линии, трансформаторы и автотрансформаторы. Определены конструктивные параметры ВЛЭП и трансформаторов.

Расчеты и анализ характерных режимов

В этой главе проводится расчёт характерных режимов сети, анализ результатов и, при необходимости, корректировка параметров сети и повторный расчёт.

Режим наибольших нагрузок

Имеет место зимой с 0 до 8 ч, когда потребляемая мощность составляет 640 МВт. ГЭС вырабатывает 300 МВт.

Первоначальный расчёт показал, что напряжения практически во всех узлах не удовлетворяет требованиям. Установим синхронные компенсаторы на ПС3-КСВБ-50-11и на ПС5-КСВБ-50-11 и КСВБ-100-11.

Режим наименьших нагрузок

Имеет место летом c 16 до 24 ч, когда потребляемая мощность составляет 165МВт. ГЭС вырабатывает 400 МВт.

Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного принят режим сети при отключенной ВЛ С-ПС1 в режиме максимальных нагрузок.

Режим ресинхронизации

В качестве послеаварийного принят режим сети при отключенной ГЭС в режиме максимальных нагрузок.

Технико-экономические показатели

В данной главе определяются основные технико-экономические показатели: капитальные вложения, издержки на эксплуатацию сети, потери электроэнергии, тариф на услуги по передаче и распределению электроэнергии, спецификация основного оборудования и материалов.

Стоимость строительства:

Все показатели рассчитываются так же, как в ГЛ. 3, поэтому результаты расчёта приводится в табличной форме.

Линии:

Табл. 17

Капитальные вложения в линии

Линия

, кВ

, км

, тыс. руб. /км

Марка провода

, тыс. руб.

ГЭС-ПС3

500

140

77

3*АС 400/51

10780

ПС3-ПС4

220

105

40, 6

АС 240/39

8526

ПС3-ПС2

220

52. 5

40, 6

АС 240/39

4263

С- ПС1

500

140

77

3*АС 400/51

10780

ПС3 - ПС1

500

87. 5

77

3*АС 400/51

6737

ПС1- ПС5

330

87. 5

77. 2

2*АС 240/32

13475

С-ГЭС

500

87. 5

77

3*АС 400/51

6737

тыс. руб.

Подстанции:

Табл. 18

Стоимость ОРУ ПС

Номер подстанции

, тыс. руб.

ПС 1

2160

ПС 2

110

ПС 3

2510

ПС 4

110

ПС 5

640

тыс. руб.

Трансформаторы:

Табл. 19

Стоимость трансформаторов

Номер подстанции

Тип трансформаторов

, тыс. руб.

ПС 1

3*АОДЦТН-167000/500/330

1212

ПС 2

ТРДНС-40000/220

280

ПС 3

АТДЦТН-500000/500/220

980

ПС 4

ТРДЦН-100000/220

440

ПС 5

ТДЦ-200000/330

590

тыс. руб.

Постоянная часть затрат:

тыс. руб.

тыс. руб.

?Суммарные капитальные вложения тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию

Линии:

тыс. руб.

Подстанции:

Табл. 22

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС

Номер подстанции

, тыс. руб.

, %

, тыс. руб.

ПС 1

5330

8, 4

448

ПС 2

630

8, 4

53

ПС 3

5890

8, 4

495

ПС 4

790

8, 4

66, 3

ПС 5

2390

8, 4

200, 7

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Потери электроэнергии

Потери электроэнергии делятся на условно- постоянные и условно-переменные.

Условно-постоянные:

На холостой ход трансформаторов:

Табл. 23

Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов

Номер подстанции

PХ, кВт

n

, МВт?ч

ПС 1

70

2

4186

ПС 2

50

2

590

ПС 3

120

2

2148

ПС 4

115

2

1240

ПС 5

220

2

1450

2. На корону ВЛ:

Табл. 24

Потери электроэнергии на корону ВЛ

Линия

, кВ

, км

, МВт ??ч/км

, МВт?ч

ГЭС-ПС3

500

140

60

90570

ПС3-ПС4

220

105

24

16288

ПС3-ПС2

220

52. 5

24

4579

С- ПС1

500

140

60

90570

ПС3 - ПС1

500

87. 5

60

23712

ПС1- ПС5

330

87. 5

38

20680

С-ГЭС

500

87. 5

60

43053

.

Годовые условно-постоянные потери электроэнергии

Условно-переменные:

Потери мощности в сети в режиме наибольшей нагрузки:

.

Годовые условно-переменные потери электроэнергии

Суммарные годовые потери

Спецификация основного оборудования и материалов

Табл. 25

Спецификация основного оборудования и материалов

Наименование

Марка

Ед. изм.

Количество

1

Трансформатор

ТДЦ-200000/330

шт.

2

2

Автотрансформатор

ТРДЦН-100000/220

шт.

2

3

Трансформатор

АТДЦТН-500000/500/230

шт.

2

4

Трансформатор

ТРДНС-40000/220

шт.

2

5

Трансформатор

3*АОДЦТН-167000/500/330

шт.

6

6

Промежуточные опоры

П220-2

шт.

59

7

Сложные опоры (15%)

УБ220-12

шт.

9

8

Промежуточные опоры

П330-2

шт.

31

9

Сложные опоры (15%)

УБ330-1-1

шт.

5

10

Промежуточные опоры

ПБ-3

шт.

193

11

Сложные опоры (15%)

УБ-1

шт.

30

12

Провода

АС 400/51

км.

455

13

Провода

АС 240/32

км

87. 5

14

Провода

АС 240/39

км

157. 5

Высоковольтные выключатели

Высоковольтный выключатель - коммутационный аппарат, предназначенный для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в энергосистеме, в нормальных или аварийных режимах, при ручном дистанционном или автоматическом управлении.

Высоковольтный выключатель состоит из: контактной системы с дугогасительным устройством, токоведущих частей, корпуса, изоляционной конструкции и приводного механизма (например электромагнитный привод, ручной привод).

В соответствии с ГОСТ Р 52565-2006 выключатели характеризуются следующими параметрами:

1. Номинальное напряжение Uном (напряжение сети, в которой работает выключатель) ;

2. Номинальный ток Iном (ток через включённый выключатель, при котором он может работать длительное время) ;

3. Номинальный ток отключения Iо. ном - наибольший ток короткого замыкания (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций;

4. Допустимое относительное содержание апериодического тока в токе отключения;

5. Устойчивость при сквозных токах КЗ, которая характеризуется токами термической стойкости Iт и предельным сквозным током

6. Номинальный ток включения - ток КЗ, который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений при Uном и заданном цикле.

7. Собственное время отключения - промежуток времени от момента подачи команды на отключение до момента начала расхождения дуго-гасительных контактов.

8. Параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения - скорость восстанавливающегося напряжения, нормированная кривая, коэффициент превышения амплитуды и восстанавливающегося напряжения.

По назначению выключатели классифицируются на:

1. Сетевые выключатели на напряжения от 6 кВ и выше, применяемые в электрических цепях (кроме цепей электрических машин и электротермических установок) и предназначенные для пропускания и коммутирования тока в нормальных условиях работы цепи, а также для пропускания в течение заданного времени и коммутирования тока в заданных ненормальных условиях, таких как условия короткого замыкания

2. Генераторные выключатели на напряжения от 6 до 20 кВ, применяемые в цепях электрических машин (генераторов, синхронных компенсаторов, мощных электродвигателей) и предназначенные для пропускания и коммутаций тока в нормальных условиях, а также в пусковых режимах и при коротких замыканиях.

3. Выключатели на напряжение от 6 до 220 кВ для электротермических установок, применяемые в цепях крупных электротермических установок (например, сталеплавильных, руднотермических и других печей) и предназначенные для пропускания и коммутаций тока в нормальных условиях, а также в различных эксплуатационных режимах и при коротких замыканиях.

4. Выключатели специального назначения.

По способу гашения дуги выключатели делятся на:

1. Масляные выключатели

а) Баковые выключатели

В масляных баковых выключателях масло служит для гашения дуги и изоляции токоведущих частей. При напряжении до 10 кВ (в некоторых типах выключателей до 35 кВ) выключатель имеет один бак, в котором находятся контакты всех трех фаз, при большем напряжении для каждой фразы предусматривается свой бак. В установках 6 - 10 кВ применяли масляные выключатели ВМБ-10, ВМЭ-6, ВМЭ-10, ВС-10, им на смену пришли выключатели маломасляные и элегазовые.

В отличие от простейшего выключателя они имеют специальные устройства - гасительные камеры.

По принципу действия дугогасительные устройства можно разделить на три группы:

1) с автодутьем, в которых высокое давление и большая скорость движения газа в зоне дуги создаются за счет выделяющейся в дуге энергии;

2) с принудительным масляным дутьем, у которых к месту разрыва масло нагнетается с помощью специальных гидравлических механизмов;

3) с магнитным гашением в масле, в которых дуга под действием магнитного поля перемещается в узкие каналы и щели.

Выключатель работает по двухступенчатому циклу: сначала размыкаются контакты дугогасительных камер, происходит гашение дуг и прерывается цепь основного тока, затем в открытом разрыве контактов траверсы и контактов дугогасительных камер прерывается ток, протекающий через шунты. Траверса приводится в движение изолирующей тягой, связанной с приводным механизмом. На днище бака установлено льдоулавливающее устройство, предотвращающее всплытие замерзшего конденсата. Для подогрева масла при низких температурах к днищу крепится устройство электроподогрева, которое включается при температурах воздуха ниже - 150С. Это необходимо чтобы не снижалась скорость перемещения подвижных частей выключателя при увеличении вязкости масла. Например, в выключателе У-220 на три полюса необходимо 27000 кг масла.

Недостатки баковых выключателей:

1. Взрыво- и пожароопасность;

2. Необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и на вводах;

3. Большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену,

4. Необходимость больших запасов масла;

5. Непригодность для установки внутри помещений;

6. Непригодность для выполнения быстродействующего АПВ;

7. Большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

б) Маломасляные выключатели

Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых (ЗРУ) и открытых (ОРУ) распределительных устройствах всех напряжений.

Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке), отсюда сохранилось название выключателей «горшковые». Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6-10 кВ подвесного типа. В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера.

Достоинствами маломасляных выключателей являются небольшое количество масла, относительно малая масса, более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам, возможность создания серии выключателей на разное напряжение с применением унифицированных узлов.

Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществления быстродействующего АПВ; необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.

Воздушные выключатели

В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасительные устройства.

В выключателях на большие номинальные токи (рис. а, б) имеются главный и дугогасительный контуры, как и в маломасляных выключателях МГ и ВГМ.

Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главные контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительным контактам, заключенным в камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу. Дутье может быть продольным или поперечным. Необходимый изоляционный промежуток между контактами в отключенном положении создается в дугогасительной камере путем разведения контактов на достаточное расстояние или специальным отделителем 5, расположенным открыто. После отключения отделителя прекращается подача сжатого воздуха в камеры и дугогасительные контакты замыкаются. В выключателях для открытой установки дугогасительная камера расположена внутри фарфорового изолятора, причем на напряжение 35 кВ достаточно иметь один разрыв на фазу (рис. в), на 110 кВ - два разрыва на фазу (рис. г).

Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво- и пожаробезопасность, быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ, высокую отключающую способность, надежное отключение емкостных токов линий, малый износ дугогасительных контактов, легкий доступ к дугогасительным камерам, возможность создания серий из крупных узлов, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатками воздушных выключателей являются: необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость, трудность установки встроенных трансформаторов тока.

Элегазовые выключатели

Элегаз SF6 обладает высокими дугогасящими свойствами, которые используются в различных аппаратах высокого напряжения. Выключатели нагрузки элегазовые во многом напоминают конструкцию отделителей. Однако для успешного отключения тока в них предусматриваются устройства для вращения дуги в элегазе. В подвижный и неподвижный контакты встроены постоянные магниты из феррита, которые создают магнитные поля, направленные встречно. При размыкании контактов образуется дуга, ток которой взаимодействует с радиальным магнитным полем, в результате чего создается сила F, перемещающая дугу по кольцевым электродам. Вращение дуги в элегазе способствует быстрому гашению. Чем больше отключаемый ток, тем больше скорость перемещения дуги, это защищает контакты от обгорания. Контактная система описанной конструкции помещается внутри фарфорового корпуса, заполненного элегазом и герметически закрытого. Давление внутри камеры 0, 3 МПа. Подпитка при возможных утечках происходит из баллона со сжатым элегазом.

Достоинства элегазовых выключателей; пожаро- и взрывобезопасность быстрота действия, высокая отключающая способность, малый износ. дугогасительных контактов, возможность создания серий с унифицированными узлами, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатки: необходимость специальных устройств для наполнения, перекачки и очистки SF6, относительно высокая стоимость SF6, экологические проблемы эксплуатации.

Вакуумные выключатели

Теоретически и практически доказано, что самый простой способ гашения электрической дуги - в вакуумных выключателях, так как в вакуумных камерах практически отсутствует среда, проводящая электрический ток. В эксплуатации вакуумный выключатель также более прост, чем маломасляный и электромагнитный. Прекрасные дугогасящие свойства глубокого вакуума позволили создать выключатели на напряжение 10 кВ, которые благодаря своим преимуществам вытесняют маломасляные и электромагнитные выключатели.

В вакуумных дугогасительных камерах реализуется два очень важных свойства вакуумных промежутков: высокая электрическая прочность (выше, чем у трансформаторного масла, не говоря о воздухе,) и высокая дугогасительная способность.

В глубоком вакууме дугогасительной камеры выключателя длина свободного пробега молекул и электронов составляют десятки и сотни метров, т. е. во много раз больше, чем расстояния между контактами выключателя. Ударная ионизация в вакуумном промежутке практически отсутствует, поэтому вакуумный промежуток не может служить источником заряженных частиц. Заряженные частицы могут появиться при определенных условиях с поверхностей контактов и других частей вакуумной камеры.

Надо отметить, что для изготовления оболочки вакуумной камеры применяются только специальные вакуумноплотные, очищенные от растворенных газов металлы - медь и специальные сплавы, а также специальная керамика. Контакты вакуумной камеры изготавливаются из металлокерамической композиции (как правило, это медь-хром в соотношении 50% -50% или 70% -30%), обеспечивающей высокую отключающую способность, износостойкость и препятствующей возникновению точек сваривания на поверхности контактов. Цилиндрические керамические изоляторы, совместно с вакуумным промежутком при разведенных контактах обеспечивают изоляцию между выводами камеры при отключенном положении выключателя.

Достоинства вакуумных выключателей:

1. Отсутствие необходимости в замене и пополнении дугогасящей среды и масляного хозяйства.

2. Высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и

токов КЗ.

3. Снижение эксплуатационных затрат, простота эксплуатации.

4. Быстрое восстановление электрической прочности.

5. Полная взрыво- и пожаробезопасность.

6. Повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам.

7. Высокое быстродействие, применение для работы в любых циклах

АПВ.

8. Сравнительно малые массы и габариты, небольшие динамические на

грузки на конструкцию при работе из-за относительно малой мощности.

К недостаткам можно отнести:

1. Возможные коммутационные перенапряжения при отключении малых индуктивных токов.

2. Трудности при создании и изготовлении, связанные с созданием

контактных материалов, сложностью вакуумного производства,

3. Склонностью материалов контактов к сварке в условиях вакуума.

4. Большие вложения, необходимые для осуществления технологии

производства, и поэтому большая стоимость.

Список использованной литературы

Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М. : Э нергоатомиздат, 1986. - 648 с. : ил.

Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоатомиздат, 1989. - 608 с., ил.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др. ; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. С. А. Бажанов, И. С. Батхон, И. А. Баумштейн и др. ; Под ред. И. А. Баумштейна и М. В. Хомякова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоиздат, 1981. - 656 с., ил

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Обоснование выбора параметров и математическое моделирование воздушных линий, трансформаторов и автотрансформатора при проектировании электрической сети. Технико-экономическое сравнение двух вариантов сети. Спецификация оборудования и материалов.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 12.06.2011

  • 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

  • Выбор сечения проводов воздушных линий. Выбор типа и мощности трансформаторов. Расчет потерь мощности в элементах сети и в трансформаторах при отключении линии. Расчет режимов проектируемой сети с КУ. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ.

    курсовая работа [400,3 K], добавлен 19.07.2011

  • Анализ 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 20.08.2014

  • Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.

    курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014

  • 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

  • Суть технического и экономического обоснования развития электрических станций, сетей и средств их эксплуатации. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчёт режимов работы и параметров сети.

    курсовая работа [4,4 M], добавлен 05.06.2012

  • 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

  • Выбор основного оборудования. Расчет количества линий на всех напряжениях. Технико-экономическое сравнение двух проектируемых вариантов. Составление схемы собственных нужд. Выбор измерительных трансформаторов тока. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [987,2 K], добавлен 13.01.2016

  • Выбор главной схемы электрических соединений. Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий и расчет режимов электрической сети проектируемой подстанции. Составление схемы замещения электрической сети. Выбор токоограничивающих реакторов.

    курсовая работа [392,9 K], добавлен 07.01.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.