Тема: Районная электрическая сеть. Электросетевые компании фск и холдинга мрск. Схема электросетевых компаний холдинга мрск

Введение

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.

Задачей курсового проекта является разработка эскизного проекта районной электрической сети с номинальными напряжениями 35-220 кВ. Проектируется электроснабжение 4-6 населённых пунктов от одной или двух заданных электрических станций или крупной узловой подстанции 110-500 кВ. В заданных пунктах предполагаются коммунально-бытовые и промышленные потребители электроэнергии, а также сельскохозяйственные потребители в прилегающих районах. Питающая электрическая станция или подстанция входит в состав достаточно крупной электроэнергетической системы.

Если по заданию предполагается проектирование электрической сети в районе, где уже имеются линии и подстанции 35-220 кВ, то указываются номинальные параметры основного электрооборудования существующей сети и необходимые данные о нагрузках в пунктах потребления электроэнергии.

В проекте должны быть разработаны разделы:

Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети;
Выбор схемы, номинального напряжения (или номинальных напряжений), параметров линий и трансформаторов сети;
Расчёты основных режимов работы электрической сети;
Регулирование напряжения в сети;
Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети.

Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов.

Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей - линий электропередачи и подстанций (ПС). От электростанций мощностью в несколько миллионов киловатт каждая протянулись на тысячи и более километров к промышленным центрам линии электропередачи сверхвысокого напряжения.

1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей

1 Генерация и потребление активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для режима наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В режиме наибольших нагрузок суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок.

Активная мощность генерации Pген, необходимая для питания проектируемой сети.

Где Рген - активная мощность генерации, поступающая от РЭС в проектируемую сеть;

Суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для обеспечения потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.

По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos jнагр=0,80.

Тогда sin jнагр= 0,84 и tg jнагр= 0,65.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

нагрi=Рнагрi×tg jнагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

нагр1 =Pнагр1 ×tg jнагр=39×0,65= 25,35 Мвар;нагр2 =Pнагр2 ×tg jнагр=30×0,65= 19,5 Мвар;нагр3 =Pнагр3 ×tg jнагр=26×0,65= 16,9 Мвар;нагр4 =Pнагр4 ×tg jнагр=28×0,65= 18,2 Мвар;нагр5 =Pнагр5 ×tg jнагр=17×0,75= 11,05 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+ Qнагр5=25,35+19,5+16,9+18,2+11,05 = =91Мвар.

Суммарная потребляемая реактивная мощность в сети, необходимая для электроснабжения района, слагается из реактивной нагрузки в заданных пунктах, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) и зарядной мощности линии (со знаком «-»).

потр=åQнагр i+DQЛS+DQТРS-QСS ,

Где DQЛS - суммарные потери реактивной мощности в линиях;

DQТРS - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

QСS - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий (зарядная мощность).

Зарядная мощность линии при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются, то есть:

DQЛS=QСS ;потр = åQнагр i +DQТРS

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.

DQТРS = 0,1×m×,

где Sнагр i - полная мощность i-го потребителя;- число трансформаций.

183МВА.

Примем m=1 с учётом того, что имеет место одна трансформация в сети на понижающих подстанциях. Тогда:

DQТРS = 0,1×m×=0,1×1×183=18,3 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность

91 + 18,3 = 109,3 Мвар.

Реактивная мощность, поступающая от ИП определяется по активной мощности генерации, и по заданному коэффициенту мощности cosген:ген=0,84;

ген= 32,86°;ген= 0.65;

154×0,65= 100Мвар.

Так как Qген < (109,3 Мвар < 100 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию обеспечения потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.

Суммарная реактивная мощность КУ равна:

Qген=109,3-100=9,2 Мвар.

Свет / Подключение к электросетям

Любой, кто начинает непростой процесс подключения электричества не может не столкнуться с электросетевой компанией. Их громоздкая структура, бюрократия, равнодушие и хамство сотрудников — притча во язытцах. Ощущение безысходности и бесперспективности в борьбе за свои законные интересы - вот что испытывает практически каждый, кто сталкивается с этим миром. И тем не мене, чтобы бороться за свои права, надо знать, кто выступает на другой стороне. Статья юриста Анатолия Бакеева дает необходимую базу для понимания, что же такое электросетевые компании.

Электросетевые компании: что это такое?

Естественным вопросом каждого желающего подключиться к электрическим сетям будет, наверное, вопрос, а зачем, собственно говоря, ему так уж необходимо знать, что же представляют собой эти организации - электросетевые компании? Так ли это важно?

Ответ, в общем-то, лежит на поверхности. Очень редко приходилось слышать положительные отзывы о быстром или же безукоризненном подключении к электрическим сетям. А если заглянуть на специализированные сайты и форумы, где бурно обсуждаются проблемы подключения к электрическим сетям, то можно почитать много нелицеприятных и даже непечатных выражений…. в адрес энергетиков. Не меньше нареканий в их адрес звучит по поводу плохого качества электроснабжения. При этом жалующиеся часто не отличают энергосбытовые организации от электросетевых, считая, что это одна и та же организация, либо путая их цели и задачи.

Путаница в понимании существующей разницы между этими организациями, сложность организационной структуры большей части электросетевых компаний приводит к совершенно не оправданным потерям времени на поиски именно той организации, в которую следует подавать заявления на подключение и иные заявления и жалобы. В конечном счете, это создает у большей части обращающихся к электросетевым компаниям ощущение безысходности и бесперспективности в « борьбе» за отстаивание своих законных прав и интересов.

Элекстросетевые компании: как появились?

В тоже время для относительно полного понимания целей деятельности электросетевых компаний вполне достаточно знать, что это, во-первых, весьма внушительная часть электроэнергетической отрасли, подвергшейся реформированию.

Общеизвестный факт разделения электроэнергетики на генерацию и электрические сети (то есть те самые электросетевые компании) в общем-то, доступен для широкого понимания. Менее понятно выделение в самостоятельные структуры еще и энергосбытовых организаций. Но поскольку все это произведено в полном соответствии с принятым в 2003 году Федеральным законом « Об электроэнергетике» (№ 35-ФЗ от 26.03.2003 г.), то поэтому остается это только принять и постараться в нем разобраться.

Электросетевые компании ФСК и холдинга МРСК

Во-вторых, сами электросетевые компании во многом отличаются друг от друга (это обусловлено эксплуатируемыми ими электрическими сетями). Поскольку подавляющее большинство конфликтующих с электросетевыми организациями, как правило, выше их регионального руководства не поднимается, можно оставить без подробного описания высоковольтные магистральные сети, находящиеся в эксплуатации у электросетевых предприятий системы ОАО « ФСК» (ОАО „Федеральная сетевая компания“ — это самая высшая руководящая структура федерального значения).

Следует только упомянуть о принятом в начале 2012 года Правительством РФ решении о реорганизации путем присоединения к ОАО « ФСК» ОАО „Холдинг МРСК“. Это очень важное событие в жизни электросетевых компаний, да и в самой электроэнергетической отрасли, влекущее в дальнейшем существенные изменения в деятельности этих компаний. Впрочем, для рядовых потребителей услуг электросетевых компаний это может остаться незамеченным.

Отдельно следует охарактеризовать систему электросетевых компаний, управляемых упомянутым выше ОАО « Холдинг МРСК» (МРСК - это межрегиональные распределительные сетевые компании). Именно с этими электросетевыми компаниями вынуждено сталкиваться большинство заявителей. Это самая значительная и сложно организованная система электросетевых компаний, созданных на базе бывших государственных электроэнергетических предприятий, подчинявшихся ранее существовавшему союзному Министерству энергетики СССР.

Небольшой, но необходимый экскурс в историю электросетей

Здесь и сейчас совершенно нет никакой необходимости в детализации и раскрытии подробностей истории их переименований, приватизации и акционирования. Можно только отметить, что к настоящему времени построение этих компаний практически привязано к созданным федеральным округам Российской Федерации. Важно в этой системе понимать, что находящиеся под управлением ОАО « Холдинг МРСК», электросетевые компании (так называемые ОАО „МРСК“ регионов) сами управляют в свою очередь бывшими областными (преимущественно областными, но не только) АО-Энерго.

В период реформирования электроэнергетики их (АО-Энерго) поэтапная реорганизация привела к образованию на их основе, так называемых, филиалов ОАО « МРСК» регионов. Утратив статус юридического лица и став такими филиалами, бывшие АО-Энерго, все также продолжают управлять всей той структурой, ранее существовавшей до реорганизации, но также претерпевшей соответствующие преобразования.

Входившие в нее (структуру) до этих преобразований бывшие филиалы АО-Энерго практически только переименовались и стали сейчас называться производственными отделениями (важно не путать их с производственными объединениями) филиалов ОАО « МРСК региона». Особым статусом пользуются электросетевые компании, хотя и входящие в систему ОАО „МРСК“ регионов, но ведущие свою деятельность в городах федерального значения и в городах-миллиониках (правда, не во всех).

Вот такая сложно подчиненная система электросетевых компаний ОАО « Холдинг МРСК» и требует от всех обращающихся в эти компании ясного понимания. Разбираясь в иерархии перечисленных выше структур легче понять серьезную дифференциацию правомочий и обязанностей должностных лиц всех этих структурных подразделений. Созданная вертикаль управления породила чрезвычайно изощренную систему делегирования прав, отражаемых в доверенностях, выдаваемых на всех уровнях управления региональных ОАО „МРСК“. Знать об этой системе нужно, общаясь с любыми должностными лицами этих структур и понимая их права и обязанности.

Для лучшего представления организационного построения системы электросетевых компаний, подведомственных ОАО « Холдинг МРСК», можно привести следующую схему:

Схема электросетевых компаний Холдинга МРСК

Местные электросетевые компании

Электросетевые компании других групп, о которых пойдет речь ниже, не имеют такой сложной структуры и в них отсутствуют такие промежуточные звенья, как филиалы и тем более производственные отделения. Впрочем, теоретически, в каких-то компаниях могут быть и филиалы, так как по действующему законодательству такая возможность предусматривается. А вот наличие, так называемых, производственных отделений вряд ли можно предполагать, так как это эксклюзивная находка исключительно в ОАО « Холдинг МРСК».

Вторая, достаточно большая по количеству, группа электросетевых компаний - это также давно существующие предприятия (бывшие государственные), но находившиеся вне ведения союзного Министерства энергетики СССР и подчинявшиеся областным (краевым) управлениям местного жилищного хозяйства облкрайисполкомов, так называемые Облкоммунэнерго.

В большинстве случаев эти электросетевые компании даже сохранили свои наименования, хотя и стали, как правило, открытыми акционерными обществами. К этой же группе следует отнести такие же давние по происхождению электросетевые компании, действующие в пределах одного либо двух-трех административных территориальных образований (городов или районов областного или краевого подчинения). Здесь уже такого однообразия в организационно-правовых формах не наблюдается и поэтому существуют как хозяйственные общества (ОАО, ООО), так и унитарные предприятия (ОГУП, МУП).

Электросетевые компании — « наследники» крупных предприятий

К третьей группе электросетевых компаний следует отнести вновь (относительно) созданные компании, образованные путем реорганизаций крупных производственных предприятий (как правило, градообразующих) и выделения из них крупных энергетических подразделений (служб главного энергетика, например). Эти действия были произведены как выведение непрофильных активов, поскольку в действительности на обслуживании энергетических служб этих крупных предприятий практически находились не только внутрипроизводственные электрические сети, но и сети городов и районов. Освобождение крупных производств от бремени содержания именно таких сетей и было основной целью создания таких электросетевых компаний.

К той же третьей группе можно отнести и вновь созданные электросетевые компании, образованные в больших городах (в основном городах-миллиониках и областных центрах) крупными строительными организациями, решившими созданием своих электросетевых компаний насущные проблемы освобождения от бремени содержания вновь построенных объектов электросетевого хозяйства. Как показывает практика их деятельности, такие решения себя вполне оправдывают. Остальная часть электросетевых компаний, также вновь создаваемых в последнее время, представляет собой совершенно небольшие организации, обладающие незначительным (в сравнении с электросетевыми компаниями первых двух групп) по количеству объемом электросетевого оборудования.

Электросетевые компании - кто работает с населением?

Объединяет все перечисленные группы электросетевых компаний наличие в их структурах (см. схему выше) самых низовых структурных подразделений, работающих, как говорится, непосредственно « на земле» и называемых районами электрических сетей или сокращенно РЭС. Даже правильное понимание сути названия этих низовых подразделений уже не позволит допускать ошибок при обращении в РЭС и общении с их персоналом.

Следует обязательно понимать то, что под районом тут подразумевается не территориальное административное образование, а обычное производственное подразделение, аналогичное производственному цеху или участку на предприятии. Ну, вот такая производственная терминология возникла и прижилась за десятилетия деятельности электроэнергетических предприятий. И поэтому называть РЭС просто районными электрическими сетями будет неправильно. Заблуждаясь вследствие такой ошибки, можно потерять массу времени, разрешая, например, проблему поиска именно того РЭС, в который надо обратиться с заявлением (жалобой).

Районные электросети - граница компетенций

К особенностям производственной деятельности РЭС следует отнести то, что в зону их обслуживания могут входить электрические сети не только своего, но и соседних административных территориальных образований, не совпадающих с наименованием РЭС. Такая система действует в основном за пределами областных центров. В областных же центрах, имеющих районное деление, бывает, что РЭС вынужден обслуживать какие-то участки электрических сетей, выходящих за пределы своего административного территориального образования. Это объективно обусловлено технологическими особенностями работы электрических сетей и исключить их, невозможно.

И это очень часто приводит к заблуждениям заявителей, не сумевших понять куда же именно им обращаться (в качестве показательных примеров такой проблемы можно указать, допустим, поднятые на одном из форумов темы: http://www.forumhouse.ru/threads/112350/, http://www.forumhouse.ru/threads/145111 и http://www.forumhouse.ru/threads/149351/ где обсуждались в числе проблем и проблемы непонимания адреса РЭС, в который следовало заявителю обращаться и функций сетевых организаций и зон их обслуживания).

Особенностью правового статуса РЭС является отсутствие у РЭС каких-либо значимых правомочий на вступление в договорные отношения с организациями и гражданами и разрешение связанных с ними вопросов. Наименьшими правами в этой сфере обладают РЭСы, входящие в систему ОАО « Холдинг МРСК». Это самые „не уполномоченные“ низовые структурные подразделения, не имеющие права даже вступать в переписку с организациями и гражданами.

В остальных группах электросетевых компаний объем полномочий РЭСов может варьироваться, но, как правило, этот объем полномочий больше чем в системе ОАО « Холдинг МРСК». В любом случае, общаясь с персоналом РЭС, нужно обязательно выяснять наличие у его (РЭС) руководства полномочий на разрешение имеющегося к РЭС (а правильнее сказать, к электросетевой компании) вопроса. По крайней мере, спрашивать в начале общения (можно и в конце, этот тактический вопрос лучше решать по ситуации) с руководством РЭС наличие доверенности, уполномачивающей его на разрешение конкретных вопросов. Уже один такой вопрос может дисциплинировать руководителя РЭС.

Электросети: где же принимаются решения?

Итак, надо в любом случае понимать, что РЭС является самым низовым структурным подразделением любой электросетевой компании, не имеющим статуса юридического лица, и не принимающим окончательного решения по любому возникающему вопросу, в том числе и по вопросам имущественного характера (РЭСы никаких самостоятельных имущественных прав на электросетевые объекты, к примеру, не имеют).

Окончательное решение всегда принимается на вышестоящем уровне управленческой структуры электросетевой компании. Именно на том уровне всегда можно и следует обжаловать действия (бездействие) руководства РЭС. Письменные обращения в РЭС с жалобами и претензиями в основном можно признать нецелесообразыми по причине отсутствия у начальников РЭС (особенно в системе Холдинга МРСК, как уже упоминалось выше) права даже вести официальную переписку. Обращаться в эти РЭС с какими-то письменными обращениями также неуместно, как и направлять письма на завод не его руководству, а ка кому-то начальнику цеха. Поэтому обращаться с заявлениями и претензиями следует только в вышестоящие над РЭС управленческие подразделения электросетевых компаний. Это позволит значительно сократить время, необходимое для решения вопроса.

Резюмируя вышеизложенное можно сказать, что только такие знания о деятельности электросетевых компаний позволят быстрее добиваться положительного результата в разрешении своих вопросов тем, кто туда вынужден обращаться.

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/

Казанский национальный исследовательский технологический университет

Кафедра электротехники и энергообеспечения предприятий

Дипломный проект

на тему: Районная электрическая сеть

по специальности: Энергообеспечение предприятий

Атарский Е.А.

Нижнекамск, 2013 год

ВВЕДЕНИЕ

Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков. Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех отраслей народного хозяйства, она является стержнем развития экономики страны.

Основными поставщиками электроэнергии и тепла для народного хозяйства являются энергетические системы. Энергосистема-это совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также установок потребителей электроэнергии и тепла, связанных общностью режимов производства, распределения и потребления энергии и тепла. Энергосистемы охватывают все большие площади и в связи с этим как бы рассредоточиваются по территории. Так же современная тенденция развития энергосистем - это увеличение единичной мощности энергоблоков и укрупнение подстанций, рост номинальных напряжений и повышение пропускной способности электросетей. Существенное влияние на современное развитие энергосистем оказывают все возрастающие требование к ограничению неблагоприятных воздействий энергетических объектов на окружающую среду. Часть энергосистемы, включающая в себя электростанции, электрические сети (линии электропередачи и преобразовательные подстанции) и установки потребителей электрической энергии, составляют электрическую систему. Которая должна отвечать следующим основным требованиям:

1. Рабочая мощность электростанций (текущее значение) должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (включая потери в сетях и расход на собственные нужды), изменяющемуся непрерывно в течение суток и года;

2. Надежность электроснабжения должна соответствовать экономически оправданным требованиям потребителей;

3. Качество поставляемой электроэнергии должно соответствовать установленным нормам;

4. Себестоимость электроэнергии, выработанной и доставленной потребителям, должна быть возможно более низкой.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Электрическая сеть сооружается в Республике Татарстан. Питание района электроэнергией будет осуществляться от шин 220 или 110 кВ п/ст, работающей в составе электроэнергетической системы. При максимальной (ГРЭС, п/ст) нагрузке электроэнергетической системы обеспечивается полная выдача всей необходимой для питания потребителей активной мощности, а также 60МВАр реактивной мощности. На шинах источника питания района в режимах максимальных нагрузок обеспечивается напряжение, равное 111%, а в режимах минимальных нагрузок - 98% от номинального. Значение нагрузок пунктов и состав потребителей по категориям требований к надежности электроснабжения приведены ниже.

1.1 ВЫБОР рациональной СХЕМы сети

1.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ ДЛИНЫ ЛИНИЙ

L (А-3) = 30 км;

L (А-1) = 53 км;

L (А-5) = 55 км;

L (А-2) = 60 км;

L (А-4) = 30 км;

L (2-4) = 33 км;

L (2-5) = 24 км;

L (5-1) = 35 км;

L (5-4) = 35 км;

L (5-3) = 50 км;

L (1-3) = 30 км.

L = (А - 3) * 2 + (А - 1) * 2 + (А - 5) * 2 + (А - 2) * 2 + (А - 4) * 2 = 30 * 2 + 53 * 2 + 55 * 2 + 60 * 2 + 30 * 2 = 60 + 106 + 110 + 120 + 60 = 456 км

L = (А - 3) * 2 + (А - 1) * 2 + (1 - 5) + (5 - А) + (А - 4) * 2 + (4 - 2) * 2 = 30 * 2 + 53 * 2 + 35 + 55 + 30 * 2 + 33 * 2 = 60 + 106 + 90 + 60 + 66 = 382 км

L = (А - 3) * 2 + (3 - 1 - 5) + (А - 4) * 2 + (4 - 2) * 2 = 30 * 2 + (30 + 35 + 50) + 30 * 2 + 33 * 2 = 60 + 115 + 60 + 66 = 301 км

L = (А - 3 - 1) + (А - 4) * 2 + (4 - 5 - 2) = (55 + 30 + 30) + 30 * 2 + (33 + 24 + 35) = 115 + 60 + 92 = 267 км

L = (А - 5) * 2 + (5 - 3 - 1) + (5 - 4 - 2) = 55 * 2 + (23 + 33 + 35) + (35 + 30 + 50) = 110 + 206 = 316 км

L = (2 - 5) * 2 + (5 - 1) * 2 + (А - 5) * 2 + (А - 3) * 2 + (А - 4) * 2 = 24 * 2 + 35 * 2 + 55 * 2 + 30 * 2 + 30 * 2 = 48 + 70 + 110 + 120 = 348 км

2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Выбор номинального напряжения, электрической сети, ее схемы, образуемая линиями электропередачи - эти фундаментальные характеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатации электрической сети, и поэтому их комплекс должен отвечать требованиям экономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанные характеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи. Так изменение схемы сети может повлечь необходимость изменений не только сечения проводов воздушных линий и схем подстанций, но и изменения ее номинального напряжения. Для этого может, применено эмпирическое расчетное выражение экономически целесообразного номинального напряжения, кВ.

L - длина ЛЭП, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт.

Для расчетов предварительно выбираем два варианта.

2.1 Выбор номинального напряжения для I варианта

Тогда напряжение:

Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3 по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

По одной линии

Тогда напряжение:

Для радиальной цепи 3 - А - 4 - 2 по полученным результатам расчета экономически целесообразного напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

2.2 Выбор номинального напряжения для II варианта

Тогда напряжение:

Для кольцевой цепи А - 1 - 3 - А по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираю напряжение 110 кВ. Раскладываем кольцевую цепь на цепь с двумя источниками питания 4 - 2 - 5 - 4:

Для кольцевой цепи 4 - 2 - 5 - 4 по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

Тогда напряжение:

Для радиальной цепи А - 6:

По одной линии

Тогда напряжение:

Для радиальной цепи А - 4 по полученным результатам расчета экономически целесообразного напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

Потребление активной мощности в проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, понижающих трансформаторах и автотрансформаторах.

Источниками активной мощности в электроэнергетических системах являются электрические станции. Установленная мощность генераторов электростанций должна быть, чтобы покрыть все требуемые нагрузки с учетом потребителей собственных нужд станций и потерь мощности в элементах сети, а также обеспечить необходимый резерв мощности в системе.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

0,95 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций;

0,05 - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.

Находим наибольшую суммарную реактивную мощность:

Находим наибольшую суммарную полную мощность:

Для комплексной оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах можно принять, что при каждой трансформации напряжения потери реактивной мощности составляют приблизительно 10% от передаваемой через трансформатор полной мощности:

1 - количество трансформаций напряжения от источника до потребителей в i - м пункте сети.

Суммарная наибольшая реактивная мощность, потребляемая с шин электростанций или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети может быть оценена по выражению:

0,98 - коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей;

Суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах и авто трансформаторах.

4. ВЫБОР ТИПА, МОЩНОСТИ И МЕСТО УСТАНОВКИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравнивается с указанным на проект значением реактивной мощности:

cosц = 0,93 - коэффициент мощности на подстанции «А».

При проектируемой сети должны быть установлены КУ, суммарная мощность которых определяется из выражения:

104,180МВар > 47МВар;

На каждой подстанции должны быть установлены конденсаторные батареи мощностью:

Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, так как позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей на шипах НН подстанций должен быть доведен до значения.

Следуя указаниям, для сети 6-20 кВ, присоединенной к шинам подстанций с высшим напряжением 35, 110-150 и 220-330 кВ, базовый экономический коэффициент реактивной мощности принимается равным соответственно 0,25; 0,3; 0,4.

Находим мощность конденсаторных батарей согласно формуле (1):

Окончательное решение о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин вычисляемых по выражениям (1) и (2). Тип и количество КУ сводим в таблицу.

	Q / к, i , МВар	Q ki - Q / ki , МВар
УКЛ - 10.5 - 3150УЗ УКЛ - 10.5 - 1350УЗ
УКЛ - 10.5 - 900УЗ УКЛ - 10.5 - 2700УЗ
УКЛ - 10.5 - 2700УЗ УКЛ - 10.5 - 1800УЗ
УКЛ - 10.5 - 2250УЗ УКЛ - 10.5 - 450УЗ
УКЛ - 10.5 - 2700УЗ УКЛ - 10.5 - 450УЗ

Находим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

Находим полную мощность с учетом компенсирующих устройств:

5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ВЛ 110 кВ

Сечения проводников электрической сети выбираются в зависимости от потока мощности, передаваемой по отдельным участкам линий электропередач. Сечения воздушных ЛЭП должны, как правило, укладываться в диапазон:

50 - 150 мм 2 - при напряжении 35 кВ;

70 - 240 мм 2 - при 110 кВ;

240 - 400 мм 2 - при 220 кВ.

Следует помнить, что по условиям короны существуют ограничения по минимальному сечению для воздушных ЛЭП напряжением выше 35 кВ.

Для одно цепной линии

Для двух цепной линии

U ном = 110кВ.

Выбор мощности S i для I варианта:

Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3:

Для радиальной цепи 9 - А - 6 - 2:

По одной линии

Выбранное сечение провода должно быть проверенно по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

I P.H ? I ДОП.

Для одно цепной линии

Для двух цепной линии

Выбор мощности SI для варианта:

Для кольцевой цепи А - 1 -3 - А:

Для кольцевой цепи 4 - 2 - 5 - 4:

Для радиальной цепи А - 6.

По одной линии

Полученные данные сводим в таблицу:

Выбранное сечение провода должно быть проверенно по допустимой токовой нагрузке по нагреву: I P.H ? I ДОП. Рассмотрим аварийный режим: обрыв одной линии:

Для одно цепной линии

Для двух цепной линии

Рассмотрим на примере, а остальные расчеты сведем в таблицу:

6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорий потребителей по степени надежности. Так как по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и, то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух. В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. Выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность ПС № 2 S 2 =17,88МВА, поэтому на ПС № 2 необходимо установить два трансформатора мощностью. Аналогично выбираем для других ПС и сводим в таблицу:

			Тип трансформатора
			ТРДН - 40000/110
			ТРДН - 40000/110
			ТРДН - 40000/110
			ТРДН - 40000/110
			ТРДН - 40000/110

Таблица :

ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
									ДQ х, кВар

ТРДН - 40000/110

На каждой ПС выбираем по 2 трансформатора, это связано с тем, что Р нагр больше 10МВт.

7. Выбор схем электрических подстанций

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

Схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

Схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

Схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другом;

Без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надежности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по подстанциям.

Наибольший эффект может быть достигнут при унификации наиболее массовых подстанций, являющихся элементами распределительной сети энергосистем.

Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружения подстанций.

7.1 Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН

Для I варианта:

Для ПС №5, и №1 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №2, №4 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Для центра питания А и ПС №3 выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Для II варианта:

Выбирают «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

7.2 Применение схем РУ 10 (6) кВ

Для I варианта и II варианта.

Применяют схемы - «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.

8. Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (К ЛЭП) и подстанций (К ПС):

К=К ЛЭП +К ПС

К ПС =К ОРУ +К ТР +К ПОСТ. ЗАТР

К ОРУ - капиталовложения на сооружение ОРУ;

К ТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;

К ПОСТ.ЗАТР. - постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ.

Для I варианта:

Для II варианта:

30 - коэффициент пересчета к ценам 1985 года.

Для I варианта:

Для II варианта:


Тип трансформаторов	ТРДН-40000/110
Стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Для I варианта:

Для II варианта:

Для I варианта:

К = 119943+100038 = 219981 тыс. руб.

Для II варианта:

К = 116928+109860 = 226788 тыс. руб.

Определим объем реализованной продукции:

b - тариф отпускаемой электроэнергии (b?1,27 руб./кВт?ч);

Число часов использования максимальной нагрузки (= 4200 ч/год);

N - число подстанций.

Для I варианта и II варианта:

Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т. е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой электроэнергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется в формуле деление на 10. Определяем суммарные издержки:

Издержки на амортизацию.

Для I варианта:

Для II варианта:

Общие потери электроэнергии.

Для I варианта:

I нбА- 4 - наибольший ток, принимают равным I рА- 4 , который был определен при выборе сечений проводов;

r А- 4 - активное сопротивление линии А-4;

ф - время наибольших потерь.

ДW ЛЭП А -4 =3?0,059 2 ?(24,9?10 -2 ?30/2)?4765,44=177,989 кВт/ч;

ДW ЛЭП 4 - 2 =3?0,0246 2 ?(24,9?10 -2 ?33/2)?4765,44=39,158 кВт/ч;

ДW ЛЭП А -3 =3?0,1123 2 ?(24,9?10 -2 ?30/2)?4765,44=676,359 кВт/ч;

ДW ЛЭП 3-5 =3?0,1256 2 ?(24,9?10 -2 ?40)?4765,44=2788,497 кВт/ч;

ДW ЛЭП 5-1 =3?0,05 2 ?(24,9?10 -2 ?28)?4765,44=332,246 кВт/ч;

ДW ЛЭП 3-1 =3?0,234 2 ?(24,9?10 -2 ?40)?4765,44=5838,045 кВт/ч.

Для II варианта:

ДW ЛЭП А -4 =3?0,0893 2 ?(24,9?10 -2 ?28/2)?4765,44=398,696 кВт/ч;

ДW ЛЭП 4 - 2 =3?0,0521 2 ?(24,9?10 -2 ?33)?4765,44=313,261 кВт/ч;

ДW ЛЭП 2-5 =3?0,04166 2 ?(24,9?10 -2 ?24)?4765,44=142,391 кВт/ч;

ДW ЛЭП 4 -5 =3?0,1152 2 ?(24,9?10 -2 ?31)?4765,44=1471,317 кВт/ч;

ДW ЛЭП А-1 =3?0,1433 2 ?(24,9?10 -2 ?55)?4765,44=4046,287 кВт/ч;

ДW ЛЭП 1-3 =3?0,08322 2 ?(24,9?10 -2 ?30)?4765,44=747,555 кВт/ч;

ДW ЛЭП А-3 =3?0,20777 2 ?(24,9?10 -2 ?30)?4765,44=4627,719 кВт/ч.

Определим налог на прибыль:

П - прибыль.

Для I варианта:

Для II варианта:

Величина чистой прибыли:

Для I варианта:

Для II варианта:

Определим срок окупаемости:

Для I варианта: .

Для II варианта: .

Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.

Приведенные затраты определим по формуле:

Для I варианта:

Для II варианта:

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный I вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.

9. Расчет режимов сети

9.1 Максимальный режим

9.1.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Потери полной мощности в трансформаторе;

Реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

Емкостные проводимости линий.

Для одно цепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

Удельная емкостная проводимость линии;

Длина линии.

Для двух цепных линий:

Определим потери мощности в трансформаторе согласно:

k - количество одинаковых трансформаторов ПС;

Полная мощность i-ой ПС;

Каталожные данные.

Потери полной мощности в трансформаторе:

Для ПС № 2 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 5 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 4 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 1 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 3 (2ЧТРДН - 63000/110):

Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:

9.1.2 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии

Рассмотрим кольцо 3-5-1-3 (см. рис.9.1). Определим полные сопротивления линий в табл.

С помощью выражения:

Определим приближенное потоков распределение в кольце (без учета потерь мощности), для соответствующих линий:

По первому закону Кирхгофа определим распределение полной мощности в линии 5-1:

Проведем расчет с учетом потерь мощности “разрежем” линию с двухсторонним питанием в узле 5 потоков раздела (рис.).

Нагрузки в узлах 5 и 5" равны:

Потери мощности в линии 3 - 5:

Мощность в начале линии 3-5:

Для линии 3-1:

Для линии 1-5:

Рассмотрим двух цепные линии.

Полное сопротивление линии А - 6:

Для линии 4 - 2:

Для линии А - 3:

9.1.3 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

Для ПС № 2:

Для ПС № 4:

Для ПС № 3:

Для ПС № 5:

Для ПС № 1:

9.1.4 Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме

Напряжение на шинах низкого напряжения приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН определяется по формуле:

Активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

Активное и реактивное сопротивление трансформаторов.

На подстанциях 2,5,4,1 и 3 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

Используя выше приведенные формулы, определим соответствующие показатели для всех подстанций.

Для ПС № 2 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 5 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 4 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 1 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 3.

(2ЧТРДН-63000/110):

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения, определим по выражению:

U ОТВ - ступень регулирования напряжения.

Для ПС № 2:

Округляем n отв,2 = - 2,1

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

Для ПС № 5:

Округляем n отв,5 = - 3

Для ПС № 4:

n отв,6 = - 2,1

Для ПС № 1:

Округляем n отв,7 = - 4

Для ПС № 3:

9.2 Послеаварийный режим

Рассмотрим обрыв линии 5 - 3 в треугольнике 3-5-1-3:

Определим расчетную мощность подстанции № 5:

Мощность в начале линии 1 - 5:

Потери мощности в линии 1 - 5 при обрыве линии 3 - 5:

Для линии 3 - 1:

Для линии А - 3:

Для линии А - 4:

Для линии 4- 2:

9.2.1 Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме

Напряжение в точках определяется, с учетом соответствующих линий:

9.2.2 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ В ПОСЛЕАВАРИЙНОМ РЕЖИМЕ

Для ПС № 2:

Для ПС № 5:

Для ПС № 4:

Для ПС № 1:

Для ПС №3:

Результаты расчета запишем в таблицу.

10. Выбор оборудования для пС №2

10.1 СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ

При определении сопротивлений элементов эквивалентной схемы замещения за базисное условия приняты: S б = 1000 МВ?А, за коэффициенты трансформации трансформаторов принимаем отношение этих же напряжений. Составляем схему замещения для ПС №2:

Базисное напряжение на I ступени: U б1 = 10,5кВ.

Базисное напряжение на II ступени:

Базисные токи:

Сопротивление линии Л:

Сопротивление трансформатора Т:

Ток трехфазного КЗ на стороне ВН:

Ток трехфазного КЗ на стороне НН:

10.2 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных Приборов

Сторона 110кВ: I по = 3,33кА.

Та = Х рез / (щR рез) = 1,3/(314*0,76) = 0,005

Определим ударный ток КЗ:

Ку = 1+е - 0,01/Та = 1+е - 0,01/0,005 = 1,16

Выбираем выключатель - элегазовый типа ВГУ - 110.

Uном = 110кВ;

Iном = 2кА;

tсб = 0,025с;

tотк = 0,055с

t = tрэ + tсб = 0,01 + 0,025 = 0,035с

Выбираем разъединитель:

Uном = 110кВ, а Iном = 1кА;

Iтерм.уст = 31,5кА;

Ток термической стойкости для разъединителя:

Встроенный трансформатор тока:

Трансформатор тока:

Ограничитель перенапряжения - ОПН 110У УХЛ1.

Заградители:

ВЗ -400 - 0,5 У1;

U ном = 110 кВ;

I ном = 400 А.

Изоляторы наружной установки 110кВ подвесного типа ЛК 70/110 - AIV.

Сборные шины:

I доп = 375 А;

Радиус провода r 0 = 7,6мм = 0,76 см.

Расстояние между фазами D = 300 см.

Начальная критическая напряженность:

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m =0,82);

r 0 - радиус провода.

Напряженность около поверхности провода:

Сторона 10кВ:

Та = Х рез / (щR рез) = 6,96/(314*1,35) = 0,016

Определим ударный ток КЗ:

Ку = 1+е - 0,01/Та = 1+е - 0,01/0,016 = 1,54

Выбираем выключатель - элегазовый типа VF12.20.31:

Uном = 10кВ;

Iном = 2кА;

Iотк.ном = 31,5кА;

tотк = 0,08с.

t = tрэ + tсб = 0,01 + 0,06 = 0,07 с

Проверка на электродинамическую стойкость:

Трансформатор тока - ТЛ - 10УЗ в табл.

Расчетные данные	Каталожные данные
U уст = 110кВ	U ном = 110кВ
I max = 1900,74А	I ном = 2000А
I уд = 16,77кА	I дин = 81кА; I терм = 31,5кА
В к = 5,69кА 2 ?с	I 2 терм?tт = 31,5 2 ?4 = 3969кА 2 ?с

Трансформатор напряжения - НТМИ - 10 - 66:

U ном = 10 кВ;

S 2Н = 120 ВА.

Изоляторы наружной установки 10кВ опорного типа ИОСК.

Выбор алюминиевых шин в цепи трансформатора ТРДН-40000/110 на стороне 10 кВ.

Расчетный ток нормального режима трансформатора:

Для алюминиевых шин:

Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения:

S = 2 Ч 1010 = 2020 мм 2 ;

Расчетный ток продолжительного режима трансформатора:

Условие плотности тока шины:

Где: трансформатор электрический подстанция

Кав.п - коэффициент аварийной перегрузки, принимаемый = 1;

К - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды 1.

I прод.доп - продолжительно допустимый ток при нормированном значении температуры окружающей среды.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Методические указания к выполнению курсового проекта "Районная электрическая сеть электроэнергетической системы". / Апполонова Н.Г., Федотов А.И. Казань: Казанский государственный энергетический университет, 2001. - 50 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Третье издание переработанное и дополненное. М.: Энергоатомиздат,1985. - 352 с.

Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. / Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н., под редакцией Неклепаева Б.Н. Третье издание, переработанное и дополненное. Москва "Энергия ", 1978. - 456 c.

Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы./Москва "Энергия", 1978. - 352 с.

Идельчик В.И. Электрические системы и сети. / М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях / Астахов Ю.Н., Веников В.А., Зуев Э.Н. и др., под редакцией Веникова В.А. М.: Энергоатомиздат,1983. - 504 с.

7. Болаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электоустановок: Учебное пособие для вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 288 с.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств электрической сети. Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети. Схемы электрических соединений подстанций. Расчет режима максимальных нагрузок.

курсовая работа , добавлен 22.12.2010

Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети. Расчет основных режимов работы, затрат электрической сети.

дипломная работа , добавлен 18.07.2014

Генерация и потребление активной и реактивной мощностей. Выбор схемы, номинального напряжения, основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. Уточненный баланс реактивной мощности.

дипломная работа , добавлен 29.03.2014

Выбор варианта районной электрической сети, номинального напряжения, силовых трансформаторов. Расчет нагрузки, схем замещения и установившегося режима. Механический расчет воздушной линии электропередач, определение стрелы провеса на анкерном пролете.

курсовая работа , добавлен 02.04.2013

Выбор конфигурации районной электрической сети, номинального напряжения, трансформаторов для каждого потребителя. Расчет потокораспределения, определение тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции. Выбор сечения проводников.

курсовая работа , добавлен 07.08.2013

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 , добавлен 20.06.2010

Характеристика электрифицируемого района, потребителей и источника питания. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры электрооборудования сети.

курсовая работа , добавлен 05.04.2010

Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.

курсовая работа , добавлен 05.09.2013

Проектирование электрических систем. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.

курсовая работа , добавлен 15.12.2014

Разработка схемы, режим районной электрической сети. Предварительный расчет мощностей, выбор номинального напряжения. Проверка выбранных сечений по условию короны, механической прочности опор. Выбор трансформаторов подстанций, схем присоединения.