48685

Проектирование электрической сети для электроснабжения потребителей целлюлозно-бумажной промышленности

Курсовая

Энергетика

В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток(диспетчерский график нагрузки), и на каждый месяц следующего квартала. При проектировании электрической сети баланс мощности составляется для определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена потоками мощностей с энергосистемой.

Русский

2013-12-13

1.33 MB

8 чел.

P02

98 км

АС-240

45 км

Ас-240

1 км

Ас-185

79 км

АС-240

P01

P05

P5

P04

4

P4

P41

P1

1

P12

P2

2

P03

P3

3

РЭС

49 км

93 км

АС-240

АС-240

68 км

АС-240

98 км

АС-120

45 км

АС-70

61 км

АС-185

АС-70

АС-70

49 км

93 км

АС -70

АС-120

68 км

АС-70

45 км

АС-240

79 км

АС-240

23 км

АС-240

АС-240

98 км

АС-240

68 км

98 км

АС-240

АС-240

93 км

АС-240

23 км

АС-240

79 км

АС-240

45 км

АС-240

62 км

АС-240

45 км

АС-240

68 км

АС-240

АС-240

98 км

АС-240

68 км

49 км

АС-420

61 км

АС-240

93 км

АС-240

68 км

Ас-240

93 км

АС-240

93 км

АС-95

98 км

АС-70

68 км

АС-70

49 км

АС-70

61 км

АС-70

P02

P01

P05

P5

2

P03

P3

3

5

P05

P5

1

Scк

4

P4

P41

P1

1

P12

P2

2

4

РЭС

P4

P41

P1

P12

P2

P12

2

P2

P32

P3

3

P03

P05

P32

P3

3

P05

P04

РЭС

P5

P1

5

4

1

2

3

РЭС

5

P1

P5

P54

P4

4

P41

1

 РЭС

5

4

1

3

2

P21

P2

2

P32

P3

3

РЭС

РЭС

90

100

9000

8000

7000

6000

5000

4000

10

20

30

40

50

60

70

80

3000

2000

1000

%

t,ч

P02

P01

P05

P2

2

P03

P3

3

РЭС

5

P05

P5

P04

4

P4

P41

P1

1

P12

P5

1

2

4

P04

P4

P41

P1

P12

P2

P03

3

P3

P32

P05

P04

P01

P5

P1

P12

P05

5

P1

P5

2

P2

РЭС

P32

P3

3

P03

РЭС

P54

P4

4

P41

1

P21

P2

2

P32

P3

3

P03

P4

РЭС

4

P04

68 км

93 км

АС-240

АС-240

23 км

АС-240

79 км

АС-240

61 км

1

P1

P01

P5

5

P05

P02

 РЭС

P03

3

   P3

2

P2

5

4

1

2

3

РЭС

5

4

1

2

3

РЭС

5

4

РЭС

1

2

3

Введение.

Электроэнергетическая система представляет собой совокупность электро-

станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных

процессом производства, передачи и распределения электроэнергии.

   В России имеется около ста районных электроэнергетических систем каждая

из которых обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей

на территории, охватываемой подчиненными ей электрическими сетями.

Энергосистема обслуживает обычно территорию одной области, края, а иногда

двух или трех областей.

  Районная энергосистема представляет собой производственное объединение

нескольких разнородных энергетических предприятий: электростанции, пред-

приятий по эксплуатации электрических сетей, ремонтных баз, проектно – конст-

рукторских организаций, подстанций.

   Граница между электроэнергетической системой и потребителем – условная

проводится на договорной основе в специальных пунктах раздела электрических

сетей, поэтому в ее состав могут входить сети самых низких номинальных напряжений.

   Структура и характеристика потребителей определяют условия построения

схемы их электроснабжения, а в ряде случаев могут предъявляться специфичес –

кие требования и существенно влиять на режимы работы системы в целом. Так,

для особо ответственных потребителей может появится необходимость сооруже – ния небольших электростанций для обеспечения надежности  электроснаб –

жения.

   В силу одновременности процессов производства и потребления электроэнер –

гии в энергосистеме для каждого момента времени должно иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая мощность электростанций.

   В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток

(диспетчерский график нагрузки), и на каждый месяц следующего квартала.

   При проектировании электрической сети баланс мощности составляется для

определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях

и обмена потоками мощностей с энергосистемой.

  1.  Исходные данные по проекту.

По заданным Pmax и cosφ определяем Qmax  и Smax по формулам :

φ (1)

                                                                                                              (2)

Таблица. 1 – Исходные данные.

№  п/ст

Pmax МВт

Qmax мвар

Smax МВ А

cosφ

tgφ

1

23

11,04

25,56

0,89

0,48

2

12

5,112

13,04

0,92

0,426

3

16

7,296

17,58

0,91

0,456

4

13

5,928

14,29

0,91

0,456

5

29

13,224

32,58

0,89

0,51

Сумма

83

42,6

103,05

-

-

2. Предварительный расчет эл сети.

2.1. Расчет баланса активной и реактивной мощности в сети.

2.1.1 Расчет баланса активной мощности сети.

Расчет баланса активной мощности электрической сети рассчитываем по

формуле:

 Рсист = Рнагр +ΔРсети + ΔРсн                                                                                                                             (3)

где  Рсист- активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети;

      Рнагр- суммарная мощность потребителей;

      ΔРсети- суммарные потери активной мощности в элементах сети;

      ΔРсн- расход активной мощности на собственные нужды электростанции.

Рнагр= Р12345=83 мВт

ΔРсети= ΔРлэп+ ΔРтр

где ΔРлэп- потери активной мощности в линиях;

     ΔРтр – потери активной мощности в трансформаторах.

Принимаем :

     ΔРсети=0,05* Рнагр=0,05*83=4,15 МВт

     ΔРсн=0,04* Рнагр=0,04*83=3,32 МВт

Тогда требуемая мощность системы равна:

 Рсист=83+4,15+3,32=90,47 МВт

2.1.2 Баланс реактивной мощности в сети.

   Расчет баланса реактивной мощности электрической сети рассчитываем по

формуле:

  Qсист = QнагрQсети + ΔQсн (4)

где  Qсист- реактивная мощность системы, требуемая для работы проектируемой    сети;

      Qнагр- суммарная реактивная мощность потребителей;

      ΔQсети- суммарные потери реактивной мощности в элементах сети;

      ΔQсн- расход реактивной мощности на собственные нужды электростанции.

  Qист= Qсист+ Qку

или     Qсист+ Qку= Qнагр+ ΔQсетиQсн

где    Qку – реактивная мощность компенсирующих устройств;

         Qсист – реактивная мощность системы, необходимая для работы всей проектируемой электрической сети;

  Qсист=  Рсист* tgφсист

  cosφсист= 0.906

  tgφсист= 0.467

Тогда получаем     Qсист=90,47*0,467=42,25 мвар

 Qку=   QнагрQсетиQснQсист

Принимаем  ΔQсн=0,04*Sнагр=0,04*103,05=4,112 мвар

где   Sнагр- суммарная мощность нагрузки проектируемой сети.

  ΔQсети= ΔQтр

где   ΔQтр=0,1* Sнагр=0,1*103,05=10,305 мвар

Полученные значения подставляем в исходную формулу и получаем мощность

Qку;

Qку=42,6+10,305+4,112 - 42,25=14,767 мвар

 Распределяем компенсирующие устройства по подстанциям из условия:

 cosφ1= cosφ2= cosφ3= cosφ4= cosφ5

 tgφсети=(   Qнагр- Qку)/ Рнагр=(42,6-14,767)/83=0,335

   При этом потери мощности компенсирующих устройств каждой подстанции будут равны:

 Qку= Ри(tgφи- tgφсети)                                                                                        (5)

где    Ри; tgφи , активная мощность и тангенс угла каждой подстанции.

 Qку1=23(0,48-0,335) = 3,335 мвар

 Qку2=12(0,426-0,335) = 1,092 мвар

 Qку3=16(0,456-0,335) = 1,936 мвар

 Qку4=13(0,456-0,335) = 1,573 мвар

 Qку5=29(0,51-0,335) = 5,075 мвар

Реактивная мощность потребителей каждой подстанции будет равна:

Qi= Qiз- Qкуi

tgφi= Qi/ Рi

 Q1=11,04-3,335=7,705 мвар

 Q2=5,112-1,092=4,02 мвар

 Q3=7,296-1,936=5,36 мвар

 Q4=5,928-1,573=4,355 мвар

 Q5=13,224-5,075=8,149 мвар

 tgφ1=7,705/23=0,335            cosφ=0,948

 tgφ2=4,02/12=0,335              cosφ=0,948

 tgφ3=5,36/16=0,335              cosφ=0,948

 tgφ4=4,355/13=0,335            cosφ=0,948

 tgφ5=8,149/29=0,335            cosφ=0,948

Результаты расчета баланса активной и реактивной мощности заносим в таблицу.

Таблица 2 – Баланс мощностей.

№ п/ст

Qiз мвар

Qкуi мвар

Qi мвар

Рi МВт

Si МВ А

1

11,04

3,335

7,705

23

24,26

2

5,112

1,092

4,02

12

12,66

3

7,296

1,936

5,36

16

16,88

4

5,928

1,573

4,355

13

13,71

5

13,224

5,075

8,149

29

30,59

Сумма

42,6

13,011

29,589

93

98,1

2.2 Выбор конструкции сети, материалов проводов и

номинального напряжения.

2.2.1 Выбор конструкции сети.

Для электроснабжения заданного района принимаем воздушные линии электро-

передач с унифицированными опорами. Провода-голые, сталеалюминевые АС.

Для электроснабжения потребителей первой категории применяем двухцепные

ЛЭП, а для второй категории – одноцепные. В замкнутых системах сети все

линии выполняются одноцепными.

2.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети.

По заданному расположению источника питания и потребителей электроэнер-

гии составляем схемы электрической сети. Находим расстояние между районной

электрической станцией РЭС и подстанциями, и между подстанциями.

  Расстояния между РЭС и всеми подстанциями.

Рис.1 Радиальная схема.

  L01== 61 км

  L02== 49км

  L03= = 68 км

  L04== 98 км

  L05==93 км

  Расстояния между РЭС и подстанциями 3, 5, и между подстанциями 3-2, 2-1,4-1

4-5.

Рис.2 Кольцевая схема.

  L03=68 км                                                                            L23=23 км

 L21=79 км

 L14=45 км

 L45=62 км   

 L50=93 км

 Расстояния между РЭС и подстанциями 1, 3, 4, 5 и между подстанциями 3-2, 1-2.

  Рис.3 Смешанная схема.

 L05=93 км

 L04=98 км

 L01=61 км

 L03=68 км

 L32=23 км

 L21=79 км

 

     Расстояния между РЭС и подстанциями 3, 4, 5 и между подстанциями 3-2, 2-1,

4-1.

  Рис.4 смешанная схема.

 L05=93 км

 L03=68 км

 L32=23 км

 L21=79 км

 L14=45 км

 L04=98 км

       Расстояния между РЭС и подстанциями 1, 2, 3, 4, 5 и между подстанциями   

1-4, 2-1.

  Рис.5 смешанная схема.

 L05=93 км

 L03=68 км

 L02=49 км

 L01=61 км

 L04=98 км

 L21=79 км

 L41=45 км

2.2.2 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов

электрической сети.

    Для выбора номинального напряжения схем находим потоки активной мощности по ЛЭП считая, что рассматриваемая сеть однородна. Номинальное напряжение для всей схемы берем по наибольшему Uор, при этом ограничимся двумя ближайшими стандартными значениями.

Вариант №1

 

  Рис.6 Радиальная схема

Р01=Р1=23 мВт

Р02= Р2=12 мВт

Р03= Р3=16 мВт

Р04= Р4=13 мВт

Р05= Р5=29 мВт


Находим ориентировочное значение напряжения.

       Uор= (6)

Uор1==97,92 кВ

Uор2==78,79 кВ

Uор3==91,89 кВ

Uор4==95,59 кВ

Uор5==115,3 кВ

 Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной сети 110 кВ и 220 кВ.

 Вариант №2

  Рис.7 Кольцевая схема

  Расчет системы производим методом преобразования сети.

P03 = 39,32 МВт

P05 = 53,68 МВт

Р32= Р03- Р3 =39,32-16= 23,32 мВт

Р21= Р32- Р2 =23,32-12= 11,32 мВт

Р41= Р1- Р12 =23-11,32= 11,68 мВт

Р54= Р4- Р41 = 13+11,68= 24,68 мВт

  Проверочный расчет.

Р1+ Р2+ Р3+ Р4+ Р5 = Р03+ Р05

23+12+16+13+29=53,68+39,32

  Находим значения напряжения.

Uор03 = кВ

Uор04 =кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ное напряжение 220 кВ.

 Вариант №3

Рис.8 Смешанная схема

   Определим мощности на участках.

Р03 =МВт

Р01 =МВт

Р32 = Р03 – Р3 = 24,636-16= 8,636 МВт

Р12 = Р01 – Р1 = 26,363-23= 3,363 МВт

Р05 = Р5 = 29мВт

Р04 = Р4 = 13 мВт

  Проверочный расчет.

Р03 + Р01= Р3 + Р2 + Р1

24,636+26,363=16+12+23

  Находим значения напряжения.

Uор01=кВ

Uор03=кВ

Uор04=кВ

Uор05=кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ные напряжения 110 и 220 кВ.

  Вариант №4

  Рис.9 Смешанная схема

Р05=   

МВт

Р03=

МВт

Р32 = Р03- Р3 =33,265-16= 17,265 МВт

Р12 = Р32- Р2 =17,265-12= 5,265 МВт

Р41 = Р04- Р4 =28,387-13= 15,387 МВт

Р05 = Р5 =29 МВт

 Проверочный расчет.

Р1+ Р2+ Р3+ Р4 = Р03+ Р04

16+12+23+13=33,265+28,387

  Находим значения напряжений.

Uор03 =кВ

Uор04 =кВ

Uор05 =кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ное напряжение 220 кВ.

  Вариант №5

  Рис.10 Смешанная схема

  Для расчета схемы составляем два уравнения по второму закону Кирхгоффа.

  Составляем уравнения по первому закону Кирхгоффа, принимая за контурные мощности Р12, Р41.

Р0= Р2- Р12

Р03= Р4+ Р41

Р01= Р1- Р41+ Р12

Р12 =

Р12 = 0,322 Р41 – 4,32

Р41 =

Р41 =0,298 Р12 +0,633

  Делаем подстановку.

Р41 =0,633+0,298(0,322 Р41- 4,32)

Р41 = 0,597 МВт

Р12 =0,322*0,597-4,32=4,13 МВт

  Находим остальные мощности.

Р04 = Р4 + Р41  =13+0,597=13,597 МВт

Р02 = Р2 – Р12  =12-4,13=7,87 МВт

Р01  = Р1  - Р41 + Р12 =23-0,597+4,13=26,533 МВт

Р03 = Р3 = 16 МВт

Р05 = Р5 =29 МВт

  Находим значения напряжения.

Uор01 =кВ

Uор02 =кВ

Uор03 =кВ

Uор04 кВ

Uор05 =кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ное напряжения 110  кВ.

2.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети.

    Сечение проводов ЛЭП выбираем по экономической плотности тока.

 (7)

 где Ii – ток текущий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А.

       n - число цепей ЛЭП,

       Pi – активная мощность передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, мВт,

       Uн – номинальное напряжение сети, кВ,

       cosφ – коэффициент мощности нагрузки ЛЭП,

       γэк – экономическая плотность тока, А/мм2,

  Для γэк строим годовой график нагрузки по продолжительности.

Аr = =8468ч

ч (8)

  где Рм – максимальное значение мощности нагрузки суточного графика в относительных единицах Рм = 1

Для предприятий, при выполнении ЛЭП проводом марки АС и со значением

Тм = 8468 ч принимаем γэк = 1 А/мм2.

   Рис.11 Суточный график нагрузки.

    P – график рабочих дней,

  Исходя из суточного графика нагрузки, строим годовой график нагрузки. Построение графика начинаем с максимального значения мощности взятого из суточного графика. Длительность этой нагрузки за год находим следующим образом:

ΔТг ٪= ΔТсут *365

  где ΔТсут – длительность рассматриваемой нагрузки за сутки

  Рис.12 Годовой график нагрузки.

ΔТ100٪ = 8*365= 2920 ч                  

ΔТ95٪ = 16*365= 5840 ч

     Рассчитываем сечения проводов для всех вариантов проектируемой электри-   

ческой сети по формуле (7). Результаты расчетов и выбора проводов ЛЭП зано-

сим в таблицу 3.

  Таблица 3 Выбор проводов ЛЭП.

Вар-т

сети

Уч-ток

сети

Р

мВт

n

110 кВ

220 кВ

I, A

Fрасч, мм2

Fст, мм2

I, A

Fрасч, мм2

Fст, мм2

1

0-1

23

2

67,07

67,07

70

33,53

33,53

240

0-2

12

2

34,99

34,99

70

17,495

17,495

240

0-3

16

2

46,65

46,65

70

23,33

23,33

240

0-4

13

2

37,9

37,9

70

18,95

18,95

240

0-5

29

2

84,56

84,56

95

42,28

42,28

240

2

0-3

39,39

1

-

-

-

114,86

114,86

240

0-5

53,68

1

-

-

-

156,52

156,52

240

3-2

23,32

1

-

-

-

67,999

67,999

240

2-1

11,32

1

-

-

-

33

33

240

4-1

11,68

1

-

-

-

34,06

34,06

240

5-4

24,68

1

-

-

-

71,96

71,96

240

3

0-3

24,636

1

143,68

143,68

150

71,84

71,84

240

0-1

26,363

1

153,75

153,75

185

76,87

76,87

240

0-5

29

2

84,56

84,56

95

42,28

42,28

240

0-4

13

2

37,9

37,9

70

18,95

18,95

240

3-2

8,363

1

48,77

48,77

70

24,39

24,39

240

1-2

3,363

1

19,61

19,61

70

9,8

9,8

240

4

0-3

33,265

1

193,99

193,99

240

96,99

96,99

240

0-4

28,387

1

165,55

165,55

185

82,77

82,77

240

3-2

17,262

1

100,67

100,67

120

50,33

50,33

240

1-2

5,265

1

30,71

30,71

70

15,35

15,35

240

4-1

15,387

1

89,74

89,74

95

44,87

44,87

240

0-5

29

2

84,56

84,56

95

42,28

42,28

240

5

1-2

4,13

1

24,09

24,09

70

12,04

12,04

240

4-1

0,597

1

3,48

3,48

70

1,7

1,7

240

0-1

26,533

1

154,74

154,74

185

77,37

77,37

240

0-2

7,87

1

45,9

45,9

70

22,95

22,95

240

  Продолжение таблицы 3.

0-3

16

2

46,65

46,65

70

23,33

23,33

240

0-4

13,597

1

79,3

79,3

120

39,65

39,65

240

0-5

29

2

84,56

84,56

120

42,28

42,28

240

2.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом

аварийном режиме.

   Наиболее тяжелый аварийный режим для электрической сети наступает при

обрыве ЛЭП головных участков и при обрыве одной цепи двухцепной линии.

  Условия проверки        

Для схемы 1 это отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП.

Для схемы 2 это отключение участка 0-5, 0-3.

Для схемы 3 это отключение участка 0-1,0-3, а также отключение по одной цепи на участках 0-4, 0-5.

Для схемы 4 это отключение участка 0-3,0-4, а также отключение по одной цепи на участке 0-5.

Для схемы 5 это отключение участка 0-1,0-2, 0-4, а также отключение по одной цепи на участках 0-3, 0-5.

  Вариант №2

Рис 13 Обрыв линии 0-3

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

  Аналогично рассчитывается система при обрыве участка 0-5.

  Вариант №3

Рис 14 Схема обрыва линии 0-1

 МВт

 МВт

 МВт

МВт

МВт

Аналогично рассчитывается схема при обрыве участка 0-3.

  Вариант №4

   Рис.15 Схема обрыва линии 0-4

МВт

МВт

МВт

МВт

Аналогично рассчитывается  схема при обрыве участка 0-3.

 Вариант №5

   Рис 16 Схема обрыва линии 0-4

 МВт

 МВт

 МВт

 МВт

  
     Аналогично рассчитывается схема при обрыве участков 0-1, 0-2

 

 

  

  Таблица 4 Проверка по току и в аварийном режиме.

Вариант

Участок

Рав , мВт

110 кВ

220 кВ

Fст,мм

Iдоп,

Iав, А

Fприн,

Fст,мм

Iдоп

Iав

Fприн,мм

1

0-1

23

70

265

134,13

70

240

610

134,13

240

0-2

12

70

265

69,98

70

240

610

34,99

240

0-3

16

70

265

93,31

70

240

610

46,65

240

0-4

13

70

265

75,81

70

240

610

37,01

240

0-5

29

95

330

169,13

95

240

610

84,56

240

2

0-5

93

-

-

-

-

240

610

542,37

240

0-5

93

-

-

-

-

240

610

542,39

240

3-2

77

-

-

-

-

24

610

224,5

240

2-1

65

-

-

-

-

240

610

189,53

240

4-1

51

-

-

-

-

240

610

148,71

240

5-4

64

-

-

-

-

240

610

186,62

240

3

0-3

51

150

445

297,43

150

240

610

148,7

240

0-1

51

185

510

279,43

185

240

610

148,7

240

0-5

29

95

330

169,13

95

240

610

84,56

240

0-4

13

70

265

75,81

70

240

610

37,9

240

3-2

35

70

265

204,12

70

240

610

102

240

1-2

28

70

265

163,29

70

240

610

81

240

4

0-3

64

240

610

373,24

240

240

610

186,62

240

0-4

64

185

510

373,24

185

240

610

186,62

240

3-2

48

120

380

279,9

120

240

610

139,96

240

1-2

36

70

265

151,63

70

240

610

104,97

240

4-1

51

95

330

297,43

95

240

610

148,71

240

0-5

29

95

330

169,13

95

240

610

84,56

240

5

1-2

14,68

70

265

85,61

70

240

610

42,8

240

4-1

8,33

70

265

48,58

70

240

610

24,29

240

0-1

29,78

185

510

173,67

185

240

610

86,83

240

0-2

26,68

70

265

155,59

70

240

610

77,79

240

0-3

16

70

265

93,31

70

240

610

46,65

240

0-4

21,33

120

380

124,39

120

240

610

62,19

240

0-5

29

120

380

169,13

120

240

610

84,56

240

 

Таблица 5 Характеристика проводов ЛЭП.

Вариант

Участок

Марка провода

r0 Ом/км

х0 Ом/км

в0*10-6

См/км

l

км

n

r

Ом

x

Ом

в*10-6

См

Характеристика проводов ЛЭП на 110 кВ

1

0-1

АС-70

0,428

0,444

2,55

61

2

13,1

13,54

311,1

0-2

АС-70

0,428

0,444

2,55

49

2

10,5

10,9

249,9

0-3

АС-70

0,428

0,444

2,55

68

2

14,6

15

346,8

0-4

АС-70

0,428

0,444

2,55

98

2

20,9

21,8

499,8

0-5

АС-95

0,306

0,444

2,61

93

2

14,23

20,18

485,4

3

0-3

АС-150

0,198

0,42

2,7

68

1

13,46

28,56

183,6

0-1

АС-185

0,162

0,413

2,75

61

1

9,8

25,19

167,7

0-5

АС-95

0,306

0,434

2,61

93

2

14,23

20,18

485,4

0-4

АС-70

0,428

0,444

2,55

98

2

20,97

20,9

499,8

3-2

АС-70

0,428

0,444

2,55

23

1

9,8

10,21

58,65

0-3

АС-70

0,428

0,444

2,55

79

1

33,8

35,07

201,4

5

1-2

АС-70

0,428

0,444

2,55

79

1

33,8

35,08

201,4

4-1

АС-70

0,428

0,444

2,55

45

1

19,26

19,98

114,7

0-1

АС-180

0,162

0,413

2,75

61

1

9,88

25,19

167,7

0-2

АС-70

0,428

0,444

2,55

49

1

20,97

21,76

124,9

0-3

АС-70

0,428

0,444

2,55

68

1

14,55

15,1

346,8

0-4

АС-120

0,249

0,424

2,66

98

1

24,4

41,85

260,6

0-5

АС-120

0,249

0,424

2,66

93

2

11,59

19,86

494,7

Характеристика проводов ЛЭП на 220 кВ

1

0-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

61

2

3,69

13,27

317,2

0-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

49

2

2,96

10,66

254,8

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

68

2

4,1

14,79

353,6

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

98

2

5,9

21,315

509,6

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

93

2

5,63

20,23

483,6

2

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

68

1

8,22

29,58

158,6

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

93

1

11,25

40,46

127,4

3-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

23

1

2,78

10

59,8

2-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

79

1

9,6

34,37

205,4

4-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

45

1

5,45

19,58

117

5-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

62

1

7,5

26,97

161,2

    Продолжение таблицы 5.

3

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

68

1

8,228

29,58

176,8

0-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

61

1

7,38

26,54

158,6

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

93

2

5,63

20,23

483,6

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

98

2

5,93

21,32

509,6

3-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

23

1

2,78

10

59,8

1-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

79

1

9,56

34,37

205,4

4

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

68

1

8,228

29,58

176,8

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

98

1

11,85

42,63

254,8

3-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

23

1

2,78

10

59,8

1-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

79

1

9,6

34,37

205,4

4-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

45

1

5,45

19,58

117

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

93

2

5,63

20,23

483,6

5

1-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

35

1

9,56

34,37

205,4

4-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

50

1

5,45

19,56

117

0-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

60

1

7,38

26,54

158,6

0-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

88

1

5,9

2,57

127,4

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

47

2

4,1

14,79

353,6

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

37

1

11,86

42,63

254,8

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

68

2

5,63

20,23

483,6

     

2.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и

аварийном режимах.

   При проверке по потере напряжения должно выполнятся условие :

.

   Произведем проверку сети по потере напряжения до наиболее удаленных от

РЭС подстанциях в нормальном и аварийном режимах .

   Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора

падения напряжения.

                                                                                     (9)

   где Рi  ,Qi  - активная и реактивная мощности, текущие по реактивному и активному сопротивлениям.

 ΔUдоп нр =15 – 20 ٪Uном ;  ΔUдоп ав =2025 ٪ Uном

   Для 110 кВ    ΔUдоп нр = 16,5 – 22 кВ, ΔUдоп ав =(22-27,5)кВ.

   Для 220 кВ    ΔUдоп нр = 33 – 44 кВ, ΔUдоп ав =(44-55)кВ.

 Вариант №1

 ΔU01 =кВ

 ΔU02 =кВ

 ΔU03 =кВ

 ΔU04 =кВ

 ΔU05 =кВ

  Рассмотрим аварийный режим.

   ΔU01 ав = 2  ΔU01 нр ==7,38 кВ

   ΔU02 ав =2  ΔU02 нр =3,08 кВ

   ΔU03 ав =2  ΔU03 нр =5,7 кВ

   ΔU04 ав = 2  ΔU04 нр =6,68 кВ

   ΔU05 ав =2  ΔU05 н =10,5 кВ

  Вариант с напряжением 220 кВ не проверяем так как потери напряжения будут меньше, чем при напряжении 110кВ.

   Вариант №2

 

  Рассмотрим аварийный режим при обрыве участка 0-3, 0-5.

 Вариант №3

   Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-1, 0-3.

 По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораз-

до меньше, чем при напряжении 110 кВ.

  Вариант №4

     Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-4, 0-3.

  Вариант №5

      Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-4, 0-2.

    По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораз-

до меньше, чем при напряжении 110 кВ.

   После проверки схем по потере напряжения прошли:

Вариант №1 на напряжение 110 и 220 кВ,

Вариант №2 на напряжение 220 кВ,

Вариант №3 на напряжение 220 кВ,

Вариант №4 на напряжение 220 кВ,

Вариант №5 на напряжение 110 и 220 кВ.

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

на потребительских подстанциях.

   Выбор числа трансформаторов на подстанциях произведем в соответствии с

категориями электроприемников.

  На всех подстанциях выбираем по два трансформатора. Выбор производим

по ГОСТ 14.209-85, для максимального суточного графика работы потребителей

подстанции.

 

  Рис.17 Суточный график нагрузки.

   Sск можно принять за ориентировочную суммарную номинальную мощность

тр – ров подстанции.

   Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из тр – ров будет:

 (10)

  где Sni -  максимальная мощность i – подстанции

        Sск -среднеквадратичная мощность графика нагрузки

        n   - число тр – ров на i – подстанции.

  Значение Sор определяется до ближайшего большего значения по шкале стан-

дартных номинальных мощностей силовых тр – ров .

Sор1= (24,26*0,974)/2=11,81 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 16 мВА

каждый (2 х 16 мВА)

Sор2= (12,66*0,974)/2=6,16 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 6,3 мВА

каждый (2 х 6,3 мВА)

Sор3= (16,88*0,974)/2=8,22 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 10 мВА

каждый (2 х 10 мВА)

Sор4= (13,71*0,974)/2=6,67 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 10 мВА

каждый (2 х 10 мВА)

Sор5= (30,59*0,974)/2=14,897 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по16 мВА

каждый (2 х 16 мВА)

   На графике наносим значения суммарных номинальных мощностей тр – ров

каждой подстанции.

 

Sнт1= (16*2)/24,26=1,32

Sнт2= (6,3*2)/12,66=0,995

Sнт3= (10*2)/16,88=1,18

Sнт4= (10*2)/13,71=1,46

Sнт5= (16*2)/30,59=1,046

  Проверка по допустимой статической перегрузки производится по условию:

Sнтi > Sнi

   Из сравнения видно что с перегрузкой работают только тр – ры на подстанции

№2.

   Определяется время ступеней лежащих выше линии Sнт, h=4 ч

   Определяется коэф – т начальной загрузки К1,

  

   Определяется коэф – т перегрузки К2,  

1,005

   Коэф – т допустимой перегрузки для Оренбургской области составляет:

К2доп =1,404

   Проверяем выполнение условия при систематической перегрузки:

К2доп  > К2

1.404>1,005

  Проверим работу тр – ров в аварийном режиме, при этом допустим, что на двух

тр – ных подстанциях в аварийном режиме работает один тр – р, а другой от-

ключен на 24 часа.

   Определим коэф – т аварийной перегрузки для каждой подстанции:

  

   Определим коэф – т  аварийной перегрузки при  h=24 часа, при t1 =-20 °С,

Кав доп =1,6, t2 =-10 °С, Кав доп =1,5.

 где t3 температура для Оренбуржья 13,4 °С

   Чтобы тр – ры выдержали нагрузку, должно выполнятся условие:

Кавав доп

  Для подстанции №1 1,48<1.534,

  Для подстанции №4 1,33<1.534,

  Подстанции №2, №5 и №3 испытывают перегрузки в аварийном режиме, следовательно потребители подстанции №2 могут получить в аварийном режиме:

1,534Sнт2 = 1,534*6,3=9,66 МВА

 Недостаток мощности составит

Sн2-1,534Sнт2=12,66-9,66=3 МВА или 23 ٪

  Следовательно принимаем трансформатор большей мощности (10x2).

  Потребители подстанции №3 могут получить в аварийном режиме мощность:

1,534Sнт3 =1,534*10=15,34 МВА

  Недоотпуск мощности составит:

 Sнт3 – 1,534 Sнт3 =16,88-15,34=1,54 мВА или 8,9٪ (16x2)

  Следовательно принимаем трансформатор большей мощности

Потребители подстанции №5 могут получить в аварийном режиме мощность:

1,534Sнт5 =1,534*16=25,544 МВА

  Недоотпуск мощности составит:

 Sнт5 – 1,534 Sнт3 =30,59-25,544=5,046 МВА или 16,5٪ 

  Следовательно принимаем трансформатор большей мощности (16x2).

     

  Таблица 6 Данные трансформаторов.

п/ст

Sнi

мВА

число

тр - ров

Тип

тр - ра

Sнт

мВА

Uн вн

кВ

Uн нн

кВ

ΔРхх

кВт

ΔРкз

кВт

Uкз

٪

Iхх

٪

110 кВ

1

24,26

2

ТДН

16

115

11

18

85

10,5

0,7

2

12,66

2

ТДН

10

115

11

14

58

10,5

0,9

3

16,88

2

ТДН

16

115

11

18

85

10,5

0,7

4

13,71

2

ТДН

16

115

11

18

85

10,5

0,7

5

30,59

2

ТДН

16

115

11

18

85

10,5

0,7

220 кВ

1

24,26

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

2

12,66

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

3

16,88

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

4

13,71

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

5

30,59

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

   Таким образом силовые тр – ры подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209 – 85 и ПУЭ.

3. Технико-экономическое обоснование вариантов

схемы электроснабжения.

   В соответствии с методикой технико – экономических расчетов в энергетике

критерием оценки принимаем суммарные приведенные расчетные затраты.

Зрасчнiri руб (11)

 где Рн – нормативный  коэф – т сравнительной эффективности капитальных вложений 0,125 – 0,143,

       Кi – капитальные вложения в сеть,

       Иri – годовые эксплуатационные расходы.

  Рассчитываем капитальные вложения для каждого варианта:

Кi = Кл+ Кп/ст+ Кпост                                                                                            (12)

 где Кл – капитальные вложения в строительство,

       Кпост – постоянная часть затрат включающая стоимость подготовки и благо-

устройства территории, дорог, средств связи, сетей освещения, водопровода.

       Кп/ст – капитальные вложения на строительство подстанции.

Кл = К0 *l

  где К0 – стоимость 1км линии,

        l – длина линии,

Кп/ст = Ктр + Квыкл

  где Ктр – капитальные затраты на покупку и монтаж тр – ров,

         Квыкл - капитальные затраты на покупку и монтаж выключателей,

Ктр = К0 * n 

  где К0 – стоимость тр – ра и выключателей,

        n – количество тр – ров и выключателей.

Ежегодные эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

И = Илп/стΔw                                                                                              (13)

  где  Ил –  годовые издержки на эксплуатацию линий,

          Ип/ст  – годовые издержки на эксплуатацию подстанций,

          ИΔw –  годовые издержки на потери энергии.

Ил = Илалрло

Ип/ст = Ип/стап/стрп/сто

  где  Ила , Ип/ста – амортизационные расходы ,

          Илр, Ип/стр – ежегодные издержки на ремонт ЛЭП и подстанций,

          Ило, Ип/сто – ежегодные издержки на обслуживание ЛЭП и подстанций.

Ила = Lла * Клэп

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст

  где  Lла, Lп/ста – норма амортизационных отчислений,

          Кл, Кп/ст – капитальные вложения в ЛЭП и подстанции.

Илр = Lлр * Клэп

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст

  где  Lлр, Lп/стр – норма амортизационных отчислений.

Ило = Lло * Клэп

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст

  где  Lло, Lп/стао – норма амортизационных отчислений.

ИΔw = β *ΔW                                                                                                      (14)

  где  β – стоимость 1 кВт/ч электроэнергии,

         ΔW – потери энергии в ЛЭП и трансформаторах.                       

ΔW = ΔP * τ                                                                                                       (15)

  где ΔP – потери мощности,

         τ – время, за которое электроприемникам необходимо при постоянном Pmax

создать те же потери электроэнергии, которые имеют место при работе по

реальному графику.

τ = (16)

ΔPлэп = 3I2 * Rлэп = (S/Uн)2 * Rлэп                                                                         (17)

ΔPтр-ра = ΔPхх * n + ΔPкз/n * (S/Sн тр-ра)2 (18)

  где ΔPхх - активные потери холостого хода кВт,

        ΔPкз – активные потери короткого замыкания кВт,

        Sн тр-ра – номинальная мощность мВА,

        S – мощность нагрузки мВА,

        n – количество трансформаторов.              

   Для технико – экономического расчета составим электрические схемы каждого варианта.

               

  Рис.18 Электрическая схема варианта 1, 110 кВ.

    

    

  Рис.19 Электрическая схема варианта 1, 220 кВ.

  Рис.20 Электрическая схема варианта 2, 220 кВ.

  

  Рис.21 Электрическая схема варианта 3, 220 кВ.

    

  Рис.22 Электрическая схема варианта  4, 220 кВ.

    

    

  Рис.23 Электрическая схема варианта 5, 110 кВ.

     

  Рис.24 Электрическая схема варианта 5, 220 кВ.

  Рассчитаем затраты для первого варианта, сети напряжением 110 кВ.

Ктр = Ктр1+ Ктр2+ Ктр3+ Ктр4+ Ктр5 = 3920000+4320000+6720000+6720000+5040000=

26720000 руб

Квыкл =25 * 1040000=26000000 руб

Кп/ст = Ктр+ Квыкл = 26720000+26000000=52720000 руб

Клэп01= 61 * 1168000 = 79424000 руб

Клэп02= 49 * 1168000 = 102784000 руб

Клэп03= 68 * 1128000 = 56400000 руб

Клэп04= 98 * 1132000 = 67920000 руб

Клэп05= 93 * 1168000 = 40880000 руб

Клэп∑ = 79424000+102784000+56400000+67920000+40880000 = 347408000 руб

Кпост = 5 * 11200000 = 56000000 руб

К = Кл+ Кп/ст+ Кпост = 347408000+52720000+56000000 = 456128000 руб

  Расчет эксплуатационных расходов.

Ила = Lла * Клэп = 0,02 * 347408000 = 6948160 руб

Илр = Lлр * Клэп = 0,008 * 347408000 = 2779264 руб

Ило = Lло * Клэп = 0,004 * 347408000 = 1389632 руб

Ил = Ила+ Илр+ Ило = 6948160+2779264+1389632 = 11117056 руб

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст = 0,035 * 52720000 = 1845200 руб

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст = 0,029 * 52720000 = 1528880 руб

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст = 0,03 * 52720000 = 1581600 руб

Ип/ст = Ип/ста+ Ип/стр+ Ип/сто = 1845200+1528880+1581600 = 4955680 руб

  Расчет потерь мощности в ЛЭП и трансформаторах.

ΔPл01 = (10,6/110)2 * 14,55 = 0,135 мВт

ΔPл02 = (21,2/110)2 * 18,83 = 0,7 мВт

ΔPл03 = (31,8/110)2 * 7,65 = 0,64 мВт

ΔPл04 = (42,4/110)2 * 7,47 = 1,11 мВт

ΔPл05 = (26,5/110)2 * 7,49 = 0,434 мВт

ΔPлэп∑ = ΔPл01+ ΔPл02+ ΔPл03+ ΔPл04+ ΔPл05 = 0,135+0,7+0,64+1,11+,0434 = 3,02 мВт

ΔPт01 = 0,01 * 2 + 0,044/2 * (10,59/6,3)2 = 0,082 мВт

ΔPт02 = 0,014 * 2 + 0,058/2 * (21,1/10)2 = 0,158 мВт

ΔPт03 = 0,025 * 2 + 0,12/2 * (31,8/25)2 = 0,147 мВт

ΔPт04 = 0,025 * 2 + 0,12/2 * (42,4/25)2 = 0,222 мВт

ΔPт05 = 0,018 * 2 + 0,085/2 * (26,5/16)2 = 0,152 мВт

ΔPтр∑ = ΔPт01+ ΔPт02+ ΔPт03+ ΔPт04+ ΔPт05 = 0,082+0,158+0,147+0,222+0,152 = 0,761

мВт

  Определяем суммарные потери.

ΔP = ΔPлэп∑+ ΔPтр∑ = 3,02+0,761 =3,781 мВт

ΔW = ΔP * τ = 3,781 * 8437,7 = 31902,94 мВт ч

ИΔw = β * ΔW = 31902940 * 0,58 = 18503705 руб

И = Илп/ст+ ИΔw = 11117056+4955680+18503705 = 34576441 руб

  Определим приведенные затраты.

З = Рн * К+И = 0,12 * 456128000+34576441 = 89311801 руб

  Определим стоимость передачи энергии.

С = И/W = 34576441/8437,7 = 4098 руб/кВт ч

  Рассчитаем затраты для первого варианта, сети напряжением 220 кВ.

Ктр = Ктр1+ Ктр2+ Ктр3+ Ктр4+ Ктр5 = 13520000+13520000+13520000+13520000+

+13520000 = 67600000 руб

Квыкл =25 * 1440000 = 36000000 руб

Кп/ст = Ктр+ Квыкл = 67600000+36000000=103600000 руб

Клэп01= 61 * 2952000 = 200736000 руб

Клэп02= 49 * 2952000 = 259776000 руб

Клэп03= 68 * 2952000 = 147600000 руб

Клэп04= 98 * 2952000 = 177120000 руб

Клэп05= 93 * 2952000 = 103320000 руб

Клэп∑ = 200736000+259776000+147600000+177120000+103320000 = 888552000 руб

Кпост = 5 * 15200000 = 76000000 руб

К = Кл+ Кп/ст+ Кпост = 888552000+103600000+76000000 = 1068152000 руб

  Расчет эксплуатационных расходов.

Ила = Lла * Клэп = 0,02 * 888552000 = 17771040 руб

Илр = Lлр * Клэп = 0,008 * 888552000 = 7108416 руб

Ило = Lло * Клэп = 0,004 * 888552000 = 3554208 руб

Ил = Ила+ Илр+ Ило = 17771040+7108416+3554208 = 28433664 руб

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст = 0,035 * 103600000 = 3626000 руб

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст = 0,029 * 103600000 = 3004400 руб

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст = 0,03 * 103600000 = 3108000 руб

Ип/ст = Ип/ста+ Ип/стр+ Ип/сто = 3626000+3004400+3108000 = 9738400 руб

  Расчет потерь мощности в ЛЭП и трансформаторах.

ΔPл01 = (10,6/110)2 * 4,11 = 0,0095 мВт

ΔPл02 = (21,2/110)2 * 5,32 = 0,05 мВт

ΔPл03 = (31,8/110)2 * 3,02 = 0,063 мВт

ΔPл04 = (42,4/110)2 * 3,63 = 0,135 мВт

ΔPл05 = (26,5/110)2 * 2,12 = 0,031 мВт

ΔPлэп∑ = ΔPл01+ ΔPл02+ ΔPл03+ ΔPл04+ ΔPл05 = 0,0095+0,05+0,063+0,135+0,031=0,288 мВт

ΔPт01 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (10,59/40)2 = 0,106 мВт

ΔPт02 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (21,1/40)2 = 0,124 мВт

ΔPт03 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (31,8/40)2 = 0,154 мВт

ΔPт04 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (42,4/40)2 = 0,195 мВт

ΔPт05 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (26,5/40)2 = 0,137 мВт

ΔPтр∑ = ΔPт01+ ΔPт02+ ΔPт03+ ΔPт04+ ΔPт05 = 0,106+0,124+0,154+0,195+0,137=0,716

мВт

     Определим суммарные потери.

ΔP = ΔPлэп∑+ ΔPтр∑ = 0,288+0,716 =1,0045 мВт

ΔW = ΔP * τ = 1,0045 * 8437,7 = 8475,7 мВт ч

ИΔw = β * ΔW = 8475700 * 0,58 = 4915906 руб

И = Илп/ст+ ИΔw = 28433664+9738400+4915906 = 43087970 руб

  Определим приведенные затраты.

З = Рн * К+И = 0,12 * 456128000+43087970 = 97823330 руб

  Определим стоимость передачи энергии.

С = И/W = 43087970/8437,7 = 5106 руб/кВт ч

  Другие варианты сети считаются подобным образом, результаты расчетов заносятся в таблицу №7.

  Таблица 7 Сравнение стоимости вариантов сети.

Вари-

ант

Клэп

т.руб

Ктр

т.руб

Квыкл

т.руб

Кп/ст

т.руб

Кпост

т.руб

К

т.руб

Ил

т.руб

1

347408

26720

26000

52720

56000

456128

11117

1.1

888552

67600

36000

103600

76000

1068152

28433,6

2

695376

67600

24480

92080

76000

802656

22252

3

646920

67600

30240

97840

76000

820760

20701,4

4

513576

67600

27360

94960

76000

684536

16434,4

5

334200

26720

22880

49600

56000

439800

10694,4

5.1

739800

67600

31680

99280

76000

915080

23673,6

Ип/ст

т.руб

ИΔw

т.руб

И

т.руб

С

З

т.руб

4955,7

18503,7

34576,4

4098

89311,8

9738,4

4915,9

43087,97

5106

97823,33

8655,5

12851,3

43758,85

5186

140077,57

9196,9

5657,3

35555,7

4214

134046,9

8926,2

6782,9

32143,57

3809

114287,89

4662,4

19751,64

35177,56

4169

87953,56

9332,3

5872,64

38878,56

4607

148688,16

  Производим сравнение вариантов с наименьшими затратами №1 и №5, так как

разница в капитальных затратах составляет менее 5٪.

   В этом случае для сравнения вариантов используется нормативный срок

окупаемости:

К1 > К5

И1 < И5;

Т =  (19)

  Так как Т  > Тн принимается вариант №5.

  

 

 

4. Электрические расчеты основных режимов работы

выбранного варианта сети.

  Составляем схему замещения варианта 5 на основе электрической принципи-

альной схемы.

  

  Рис.25 Схема замещения варианта 5, электрической сети.

  Рассчитаем режимы максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийный

режим работы по формулам:

 (20)

                                                                                           (21)

   (22)

   (23)

                                                                                                      (24)

  Просчитаем эти величины для каждой подстанции, а результаты расчетов зане-

сем в таблицы №8, №9, №10.

МВт

МВт

МВт

мвар

мвар

мвар

мвар

МВ А

  Таблица 8 Режимы максимальных нагрузок.

п/ст

Рн мВт

Qн мвар

ΔPкз мВт

ΔPхх мВт

ΔQ мвар

ΔQхх мвар

ΔQкз мвар

Рр мВт

Qр мвар

Sр

мВ А

1

23

7,705

0,097

0,036

0,94

0,224

0,12

23,133

7,109

24,2

2

12

4,02

0,046

0,028

0,755

0,18

0,08

12,074

3,329

12,58

3

16

5,36

0,047

0,036

1,049

0,224

0,05

16,083

4,593

16,7

4

13

4,355

0,03

0,036

1,5

0,224

0,03

13,066

3,118

13,43

5

29

8,149

0,155

0,036

1,45

0,224

0,19

29,191

7,113

30

    Для режима минимальных нагрузок Smin = 0.4Smax 

 

 Таблица 9 Режимы минимальных нагрузок.

п/ст

Рн мВт

Qн мвар

ΔPкз мВт

ΔPхх мВт

ΔQ мвар

ΔQхх мвар

ΔQкз мвар

Рр мВт

Qр мвар

Sр

мВ А

1

9,2

3,1

0,016

0,036

0,94

0,224

0,02

9,252

2,406

9,56

2

4,8

1,6

0,007

0,028

0,755

0,18

0,013

4,835

1,046

4,95

3

6,4

2,1

0,0076

0,036

1,049

0,224

0,01

6,4436

1,329

6,58

4

5,2

1,7

0,005

0,036

1,5

0,224

0,006

5,241

0,472

5,26

5

11,6

3,26

0,025

0,036

1,45

0,224

0,03

11,661

2,06

11,84

  Таблица 10 Послеаварийный режим работы.

п/ст

Рн мВт

Qн мвар

ΔPкз мВт

ΔPхх мВт

ΔQ мвар

ΔQхх мвар

ΔQкз мвар

Рр мВт

Qр мвар

Sр

мВ А

1

23

7,705

0,097

0,036

1,3

0,224

0,12

23,133

6,749

24,1

2

12

4,02

0,046

0,028

1,46

0,18

0,08

12,074

2,824

12,4

3

16

5,36

0,047

0,036

1,4

0,224

0,05

16,083

4,242

16,6

4

13

4,355

0,03

0,036

0,8

0,224

0,04

13,066

3,818

13,6

5

29

8,149

0,155

0,036

1,4

0,224

0,19

29,91

7,163

30,76

  Находим потери мощности на участках сети величины напряжения на стороне высшего напряжения подстанции.

  Для этого рассчитаем мощности на участках сети при максимальном, мини-

мальном и послеаварийном режиме работы сети.

Рассчитаем полную мощность участков схемы  в максимальном режиме работы

методом контурных токов.

S02 l02S12 l12S01 l01 = 0

S02 l02 + S32 l32 - S03 l03 = 0

S01 = S1 + S12

S02 = S2 – S12 + S32

S03 = S3 – S32

S32 =

  Рис.26 Схема № 5

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

  Расчет схемы при работе с минимальной загрузкой производим тем же методом

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

     Расчет схемы при работе в послеаварийном режиме.

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

  Теперь находим потери мощности на участках сети и величины напряжения на

стороне ВН подстанций.

Участок 0 – 1 – 2

ΔР12 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (6,96/110)2 * 15,84 = 0,0634 мВт

Р12 = Р12расч + ΔР12 = 6,57+0,0634 = 6,6334 мВт

ΔQ12 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (6,96/110)2 * 16,43 = 0,0658 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 94,35*10-6 *1102 = 0,57мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =2,296+0,0658-0,57 = 1,792мвар

Р/01 = Р12 + Р = 6,6334+10,057 = 16,69мВт

Q/01 = Q12 + Q = 1,792 + 3,506 = 5,298 мвар

S/01 =мВ А

ΔР01 = (S01расч /Uн )2 * r01 = (17,51/110)2 * 29,1 = 0,737 мВт

ΔQ01 = (S01расч /Uн )2 * x01 = (17,51/110)2 * 30,19 = 0,765 мВт

ΔQ01с =  bл * U2н = 173,4*10-6 *1102 = 1,05мвар

Р01 = Р/01 + ΔР01 = 16,69+0,737 = 17,427 мВт

Q01 = Q/01    + ΔQ01 – ΔQ01с =5,298 + 0,765 – 1,05= 5,013мвар

Uраб1 = 121 – (17,427*29,1+5,013*30,19)/121 = 115,56 кВ

Uраб2 = 115,56 – (6,6334*15,84+1,792*16,43)/115,56 = 114,1 кВ

Участок 0 – 2 – 3

ΔР23 = (S23расч /Uн )2 * r23 = (1,726/110)2 * 20,11 = 0,005 мВт

Р23 = Р23расч + ΔР23 = 1,629+0,005 = 1,634 мВт

ΔQ23 = (S23расч /Uн )2 * x23 = (1,726/110)2 * 20,87 = 0,00514 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 119,85*10-6 *1102 = 0,725мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =0,57+0,00514 – 0,725 = - 0,15мвар

Р/02 = Р23 + Р = 1,634+15,61 = 17,244мВт

Q/02 = Q23 + Q = - 0,15+5,456 = 5,306 мвар

S/02 =мВ А

ΔР02 = (S02расч /Uн )2 * r02 = (18,04/110)2 * 37,66 = 1,013 мВт

ΔQ02 = (S02расч /Uн )2 * x02 = (18,04/110)2 * 39,1 = 1,052 мВт

ΔQ02с =  bл * U2н = 224,4*10-6 *1102 = 1,36мвар

Р02 = Р/02 + ΔР02 = 17,244+1,013 = 18,257 мВт

Q02 = Q/02    + ΔQ02 – ΔQ02с =5,306+1,052 – 1,36 = 4,998мвар

Uраб2 = 121 – (18,257*37,66+4,998*39,1)/121 = 113,7 кВ

Uраб3 = 113,7 – (1,634*20,11 –  0,15*20,87)/113,7 = 113,44 кВ

Участок 0 – 3

ΔР03 = (S03расч /Uн )2 * r03 = (30,754/110)2 * 6 = 0,469 мВт

ΔQ03 = (S03расч /Uн )2 * x03 = (30,754/110)2 * 20,25 = 1,58 мВт

ΔQ03с =  bл * U2н = 140,5*10-6 *1102 = 0,85мвар

Р03 = Р03расч + ΔР03 = 29,03+0,469 = 29,5 мВт

Q03 = Q03расч    + ΔQ03 – ΔQ03с =10,146+1,58 – 0,85 = 10,876мвар

Uраб3 = 121 – (29,5*6+10,876*20,25)/121 = 117,7 кВ

Участок 0 – 4

ΔР04 = (S04расч /Uн )2 * r04 = (42,67/110)2 * 7,47/2 = 0,68  мВт

ΔQ04 = (S04расч /Uн )2 * x04 = (42,67/110)2 * 12,81/2 = 1,165 мВт

ΔQ04с =  bл * U2н = 319,2*10-6 *1102 = 3,86мвар

Р04 = Р04расч + ΔР04 = 40,222+0,68 = 40,902 мВт

Q04 = Q04    + ΔQ04 – ΔQ04с =14,235+1,165 – 3,86 = 11,54мвар

Uраб4 = 121 – (40,902*7,47/2+11,54*12,81/2)/121 = 119,13 кВ

Участок 0 – 5

ΔР05 = (S05расч /Uн )2 * r05 = (26,7/110)2 * 7,49/2 = 0,22 мВт

ΔQ05 = (S05расч /Uн )2 * x05 = (26,7/110)2 * 7,35/2 = 0,216 мВт

ΔQ05с =  bл * U2н = 189*10-6 *1102 = 2,28мвар

Р05 = Р05 + ΔР05 = 25,15+0,22 = 25,372 мВт

Q05 = Q05    + ΔQ05 – ΔQ05с =8,97+0,216 – 2,28 = 6,906мвар

Uраб5 = 121 – (25,372*7,49/2+6,906*7,35/2)/121 = 120 кВ

   Производим уточнения.

Участок 0 – 1 – 2

ΔР12 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (6,96/114,1)2 * 15,84 = 0,059 мВт

Р12 = Р12расч + ΔР12 = 6,57+0,059 = 6,63 мВт

ΔQ12 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (6,96/114,4)2 * 16,43 = 0,061 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 94,35*10-6 *114,12 = 0,614мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =2,296+0,059-0,614 = 1,743мвар

Р/01 = Р12 + Р = 6,63+10,057 = 16,687мВт

Q/01 = Q12 + Q = 1,743 + 3,506 =5,249 мвар

S/01 =мВ А

ΔР01 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (17,51/115,56)2 * 29,1 = 0,67 мВт

ΔQ01 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (17,51/115,56)2 * 30,19 = 0,691 мВт

Участок 0 – 2 – 3

ΔР23 = (S23расч /Uн )2 * r23 = (1,726/113,44)2 * 20,11 = 0,0046 мВт

Р23 = Р23расч + ΔР23 = 1,629+0,0046 = 1,6336 мВт

ΔQ23 = (S23расч /Uн )2 * x23 = (1,726/113,44)2 * 20,87 = 0,0048 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 119,85*10-6 *113,442 = 0,771мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =0,57+0,0048 – 0,771 = - 0,196мвар

Р/02 = Р23 + Р = 1,6336+15,61 = 17,2436мВт

Q/02 = Q23 + Q = - 0,196+5,456 = 5,26 мвар

S/02 =мВ А

ΔР02 = (S02расч /Uн )2 * r02 = (18,04/113,7)2 * 37,66 = 1,012 мВт

ΔQ02 = (S02расч /Uн )2 * x02 = (18,04/113,7)2 * 39,1 = 1,05 мВт

Участок 0 – 3

ΔР03 = (S03расч /Uн )2 * r03 = (30,754/117,7)2 * 6 = 0,41 мВт

ΔQ03 = (S03расч /Uн )2 * x03 = (30,754/117,7)2 * 20,25 = 1,38 мВт

Участок 0 – 4

ΔР04 = (S04расч /Uн )2 * r04 = (42,67/119,13)2 * 7,47/2 = 0,479  мВт

ΔQ04 = (S04расч /Uн )2 * x04 = (42,67/119,13)2 * 12,81/2 = 0,822 мВт

Участок 0 – 5

ΔР05 = (S05расч /Uн )2 * r05 = (26,7/120)2 * 7,49/2 = 0,185 мВт

ΔQ05 = (S05расч /Uн )2 * x05 = (26,7/120)2 * 7,35/2 = 0,182 мВт

  Расчеты для послеаварийного и минимального режимов выполняют подобным образом, результаты расчета заносят в таблицу №11.

  Таблица 11 Режимы работы электрической сети.

лэп

ΔР мВт

ΔQ мвар

Uвн кВ

Режимы

Режимы

Режимы

max

min

авар

max

min

авар

max

min

авар

1-2

0,059

0,00814

0,689

0,061

0,00844

0,715

114,1

119,02

97,84

0-1

067

0,09

6,53

0,691

0,093

6,771

115,56

119,4

102

2-3

0,0046

0,00086

2,56

0,0048

0,0009

2,676

113,44

118,01

91,8

0-2

1,012

0,214

18,61

1,05

0,222

19,33

113,7

118,05

98

0-3

0,41

0,0595

-

1,38

0,2

-

117,7

119,88

-

0-4

0,479

0,0682

1,026

0,822

0,117

1,76

119,13

120,56

116,94

0-5

0,185

0,027

0,39

0,182

0,0263

0,382

120

120,7

118,92

 

  Определяем величины напряжений на стороне низшего напряжения подстанции

приведенные к стороне высшего напряжения.

Uннi = Uвнi - Δ Uнi  (25)

 где  Uвнi  - действительное напряжение на стороне ВН кВ;

        Δ Uнi – потеря напряжения в трансформаторах подстанции кВ.

ΔUнi =   (26)

  где  Рнi, Qнi – потоки активной и реактивной мощности, протекающие через соп-

ротивления трансформаторов со стороны ВН.

         rтi, xтi – активное и реактивное сопротивления трансформаторов.

rтi = (27)

xтi =  (28)

  Выберем ответвления на трансформаторах для обеспечения потребителей

электроэнергией.

  Требуемое напряжение ответвлений ВН трансформаторов подстанций опреде-

ляется по формуле:

Uотвi = U/ ннi - Uннi / Uнж  (29)

  где  Uннi – номинальное напряжение обмотки НН трансформатора кВ,

          Uнж – желаемое значение напряжения на стороне НН трансформаторов

( для максимального и послеаварийного режима принимаем на 5٪ больше номи-

нального напряжения сети, а для минимального режима равно номинальному) кВ

  По расчетному значению Uотв выбираем ближайшее меньшее стандартное

ответвление обмотки ВН трансформаторов Uотв и для него определяем действи-

тельное напряжение Uнд на стороне НН подстанции.

Uндi = U/ннi - Uннi  / Uотв ст

  Таблица 12 Величины напряжений.

п/ст

Uвнi кВ

rт Ом

xт Ом

Р мВт

Q мвар

ΔU кВ

U/ннi кВ

Режим максимальных нагрузок

1

115,56

7,33

110,21

10,037

4,55

4,97

110,59

2

113,7

3,835

69,43

20,139

8,35

5,78

107,92

3

117,7

1,27

27,77

30,097

11,35

3,003

114,7

4

119,13

1,27

27,77

40,172

17,86

4,59

114,54

5

120

2,2

43,39

25,116

11,005

4,44

115,56

Режим минимальных нагрузок

1

119,4

7,33

110,21

4,01

1,55

1,68

117,72

2

118,05

3,835

69,43

8,021

3,177

2,13

115,92

3

119,88

1,27

27,77

12,0155

4,54

1,18

118,7

4

120,56

1,27

27,77

16,0276

6,203

1,6

118,96

5

120,7

2,2

43,39

10,0186

3,858

1,57

119,13

Послеаварийный режим работы сети

1

102

7,33

110,21

10,037

4,43

4,86

97,14

2

98

3,835

69,43

20,139

9,36

6,56

91,44

3

91,8

1,27

27,77

30,097

12,62

3,3

90,5

4

116,94

1,27

27,77

40,172

17,77

4,65

112,29

5

118,92

2,2

43,39

25,116

11,025

4,49

114,43

  Таблица 13 Выбор регулировочных ответвлений.

п/ст

U/нн кВ

Uотв кВ

Uотв ст кВ

Uнд кВ

Ступень

Режим максимальных нагрузок

1

110,59

-

-

10,56

-

2

107,92

113

112,953

10,51

-1*1,78

3

114,7

114,7

112,953

10,66

-1*1,78

4

114,54

114,54

112,953

10,66

-1*1,78

5

115,56

121,063

121,141

10,5

+3*1,78

Режим минимальных нагрузок

1

117,72

129,492

129,329

10,01

+7*1,78

2

115,92

127,51

127,282

10,01

+6*1,78

3

118,7

124,635

123,188

10,1

+4*1,78

4

118,96

124,91

125,235

10

+5*1,78

5

119,13

131,043

131,376

10

+8*1,78

Послеаварийный режим работы сети

1

97,14

101,765

100,671

10,6

+7*1,78

2

91,44

95,8

96,577

10,45

+9*1,78

3

90,5

94,8

96,577

10,3

+9*1,78

4

112,29

112,29

110,906

10,63

-2*1,78

5

114,43

119,89

119,094

10,56

+3*1,78

  Таблица 14 Стандартные ответвления.

Ступень регулирования

U кВ

Ступень регулирования

U кВ

+1*1,78

117,047

-1*1,78

112,953

+2*1,78

119,094

-2*1,78

110,906

+3*1,78

121,141

-3*178

108,859

+4*1,78

123,188

-4*1,78

106,812

+5*1,78

125,235

-5*1,78

104,765

+6*1,78

127,282

-6*1,78

102,718

+7*1,78

129,329

-7*1,78

100,671

+8*1,78

131,376

-8*1,78

98,624

+9*1,78

133,423

-9*1,78

96,577

5. Проверочный баланс активной и реактивной мощности

в сети.

  Составим баланс для режима максимальных нагрузок. Баланс активной мощности определяется следующим образом:

 Рсист = Рнагр +ΔРсети + ΔРсн = 125+3,583+5 = 133,583 мВт

Рнагр= Р12345=125 мВт

ΔРсети= ΔРлэп+ ΔРтр =ΔРхх + ΔР + ΔРлэп = 0,745+2,8376 = 3,583 мВт

ΔРлэп = 0,059+0,67+0,0046+1,012+0,41+0,479+0,185 = 2,8376 мВт

ΔРтр = ΔРхх + ΔРкз = 0,184+0,561 = 0,745 мВт

ΔРхх = 0,02+0,028+0,05+0,05+0,036 = 0,184 мВт

ΔРкз = 0,037+0,139+0,097+0,172+0,116 = 0,561 мВт

 ΔРсн=0,04* Рнагр=0,04*125=5 мВт

  Определим баланс реактивной мощности:

  Qист= Qсист+ Qку

  Qист = QнагрQсети + ΔQсн

   Qнагр = Q1+ Q2+ Q3 + Q4+ Q5 = 3,5+7+10,5+14+8,725 =43,725 мвар

  ΔQсети = ΔQтр+ ΔQлэп = 12,66 – 10,68 =1,98 мвар

  ΔQтр = ΔQхх+ ΔQкз = 12,66 мвар

  ΔQлэп = ΔQ01 + ΔQ02 + ΔQ03 + ΔQ04 + ΔQ05 + ΔQ12 + ΔQ23 - ΔQск = 0,061+0,691+

+0,0048+1,05+1,38+0,822+0,182 – 15,32 = - 10,68 мвар

  ΔQсн =0,04*Sнагр = 5,3 мвар

  Qист = Qнагр + ΔQлэп + ΔQсн = 43,725 – 10,68 +5,3 = 38,345 мвар

  Qсист = Р*tgφ = 133,583*0,3495 = 46,96 мвар

  Qку = Qист - Qсист = 38,345 – 46,96 = - 8,615 мвар

     Вывод: Источники реактивной мощности ( генераторы РЭС и КУ выбранные в начале расчета) выдают реактивную мощность в режиме максимальной наг-

рузки больше чем требуется для работы сети с заданными условиями.

Можно убрать часть КУ или работать с большем cosφ.

  

  

 

6. Заключение.

  Согласно задания на проектирование, выполнен курсовой проект по теме

проектирование электрической сети для электроснабжения потребителей цнлю –

лозно – бумажной промышленности.

  На основании исходных данных и предварительных расчетов были приняты

пять различных вариантов сети. Для принятых вариантов произведен выбор пита-

ющего напряжения, выбор провода по экономической плотности тока, с проверкой по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

   Для преобразования напряжений 110 кВ, 220 кВ в напряжение 10 кВ, необхо –

димое потребителю, обоснован выбор силовых трансформаторов, выбор был

произведен с учетом графика суточных нагрузок предприятий.

   В экономической части проекта произведено технико – экономическое обос –

нование вариантов, в результате расчета выбран вариант с напряжением 110 кВ

с наименьшими капитальными затратами.

   Так же произведен расчет падений напряжений, для трех режимов работы

сети ( максимального , минимального и послеаварийного). По полученным дан –

ным были выбраны регулировочные ответвления трансформаторов, для качест –

венного электроснабжения потребителей.

    Графическая часть проекта была разработана на основании произведенных

расчетов и раскрывает принцип построения электрической схемы.  

                              

 

  

Содержание.

 

  1.  Введение………………………………………………………………….4
    1.  Исходные данные по проекту…………………………………………. 5

  1.  Предварительный расчет эл сети……………………………………….5

2.1. Расчет баланса активной и реактивной мощности в сети………….. .5

2.1.1 Расчет баланса активной мощности сети…………………………....5

2.1.2 Баланс реактивной мощности в сети………………………………...6

2.2 Выбор конструкции сети, материалов проводов и номинального

      напряжения……………………………………………………………...7

2.2.1 Выбор конструкции сети……………………………………………..7

2.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети………………....7

2.2.3 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов

         электрической сети…………………………………………………...9

2.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети………………...14

2.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом

         аварийном режиме…………………………………………………..17

2.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и

         аварийном режимах…………………………………………………21

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

      на потребительских подстанциях…………………………………….25

3. Технико-экономическое обоснование вариантов

    схемы электроснабжения………………………………………………28

4. Электрические расчеты основных режимов работы

     выбранного варианта сети……………………………………………..41

5. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети……..50

6. Заключение……………………………………………………………....51

7. Список литературы……………………………………………………...52

7. Список литературы.

  1.  Пособие по курсовому и дипломному проектированию для  электроэнерге –

тических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов. Под ред.

В.М.Блок. – М.:Высш. школа, 1981. – 304с.

  2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. – М .: Энергоатомиздат,

      1985. – 592с.

  3.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред.

       С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро, - 3 – е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатом –

       издат, 1985. – 352с.

  4.   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. – 608с.: ил.

  5.   Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. Производство и распределение

        электрической энергии ( Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н.Орлова

        и др. ) 7 – е изд., испр. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 880с.: ил.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

15622. Николай Кузанский и философия эпохи культуры 58 KB
  Николай Кузанский и философия эпохи культуры слишком обширная тема если считать что эпоха культуры это всё Новое время. Я попытаюсь эскизно очертить только один сюжет из этой большой темы правда он – один из главных. Речь пойдёт об истоках новоевропейского г
15623. Бог был для мира не сим одним 109.5 KB
  Бог был для мира не сим одним Бог был для мира не сим одним – не причиною только бытия но сотворил как благий – полезное как премудрый – прекраснейшее как могущественный – величайшее Василий Великий. Беседы на Шестоднев.1 Всё дальнейшее будет попыткой комментария...
15624. Время событий и событие времени 43.5 KB
  Время событий и событие времени На последней странице Онтологии времени значится учебное издание. Я бы даже сказал учебное пособие. Для меня это учебное пособие по истории философии настоящее и одно из лучших и немногих при наличии кучи учебников плохих и хор...
15625. Принцип verum/factum: его богословские предпосылки У Николая Кузанского 99.5 KB
  Принцип verum/factum: его богословские предпосылки У Николая Кузанского Фактичность истины сегодня нечто само собой разумеющееся. О сделанности истины о том что она какимто образом производится речь идёт с тех пор как на заре философии было выяснено что хотя ист
15626. Cogito как практика себя 85 KB
  Cogito как практика себя Более или менее общим местом историкофилософского дискурса является интерпретация учения Декарта как некой поворотной точки punctum cartesianum в истории западной метафизики с которой начинается новый – собственно новоевропейский её период период...
15627. Техники себя и Просвещение 29 KB
  Техники себя и Просвещение Я решил поговорить о техниках себя в связи с Просвещением потому что мне кажется что обсуждение такой темы будет небесполезным для понимания того и что такое техники себя описываемые и разбираемые в Герменевтике субъекта и что такое
15628. Искусство себя в эпоху Просвещения, или Духовные практики и трансцендентальный аргумент 61.5 KB
  Искусство себя в эпоху Просвещения или Духовные практики и трансцендентальный аргумент Выступление моё – скептическое в том смысле что я не столько буду пытаться решать вопросы сколько попробую их поставить. Правильно корректно фундаментально поставленный воп...
15629. Das Prinzip verum factum: seine theologische Prämissen bei Nikolaus von Kues 75.5 KB
  Das Prinzip €œverum/factum€: seine theologische Prämissen bei Nikolaus von Kues Die Tatsaechlichkeit der Wahrheit ist heutzutage etwas das von sich selbst verständlich ist. Dass die Wahrheit gewissermaßen erzeugt wird sagt man seitdem als am Morgen der Philosophie klargestellt war dass obgleich die Wahrheit von sich selbst existiert ihre Stellung doch in der Sprache in dem Urteil von der Wahrheit ist. Das bei uns vom Latein ankommende €œFaktum€ hat vor langer Zeit der ...
15630. Средневековая эстетика 195 KB
  Средневековая эстетика Начиная разговор об эстетике Средневековья следует ещё раз напомнить о том что использование слова эстетика применительно к добаумгартеновским временам некоторый анахронизм поскольку таковой науки занимающейся проблемами искусст