99327

Электрическая сеть района нагрузок

Курсовая

Энергетика

Составление балансов мощностей, выбор оптимальных напряжений отдельных участков сети. Расчёт установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в автотрансформаторах, выбор сечения проводов линий электропередачи по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по нагреву и по короне, определение потерь мощности в линиях. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов на подстанциях и определение расчётных нагрузок.

Русский

2016-09-07

3.85 MB

1 чел.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Ивановский государственный энергетический университет

Кафедра электрических систем

По дисциплине Сети, системы, электроснабжение на тему :

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ РАЙОНА НАГРУЗОК

Выполнил : студент гр. III-22х 

Рябков В.В.

Проверила : Киселёва Ю.А.

Иваново 2004


Содержание

[1] Содержание

[2]

[3] Введение.

[4] 1. Составление балансов мощностей, выбор оптимальных напряжений отдельных участков сети.

[4.1] 1.1. Балансы активной и реактивной мощностей

[5] (МВА)

[5.1] 1.2. Выбор оптимальных напряжений отдельных участков сети.

[5.2] 1.2. Рассматриваемые схемы электрической сети района нагрузок.

[6] 2. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов на подстанциях и определение расчётных нагрузок.

[6.1] 2.1. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов.

[6.2] 2.1.1. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-1:

[6.3] 2.1.2. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-2:

[6.4] 2.1.3. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-3:

[6.5] 2.1.4. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-4:

[6.6] 2.2. Определение расчетных нагрузок в узлах сети.

[6.7] 2.2.1. Определение потерь мощности в трансформаторах и расчетной нагрузки на ПС2.

[6.8] 2.2.2. Определение потерь мощности в трансформаторах и расчетной нагрузки на ПС3.

[6.9] 2.2.3. Определение потерь мощности в трансформаторах и расчетной нагрузки на ПС4.

[7] 3. Расчёт установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в автотрансформаторах, выбор сечения проводов линий электропередачи по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по нагреву и по короне, определение потерь мощности в линиях.

[7.1] 3.1. Расчёт второго варианта рассматриваемой схемы.

[7.2] 3.1.1. Выбор сечения проводов ВЛ41 и определение потерь мощности.

[7.3] 3.1.2. Выбор сечения проводов ВЛ32 и определение потерь мощности.

[7.4] 3.1.3. Выбор сечения проводов ВЛ21 и определение потерь мощности.

[7.5] 3.1.4. Расчёт потерь мощности и потокораспределения в автотрансформаторах.

[7.6] 3.1.5. Выбор сечения проводов ВЛА1 и определение потерь мощности.

[7.7] 3.2. Расчёт первого варианта рассматриваемой схемы.

[7.8] 3.2.1. Приближенный расчет потокораспределения в кольцевой части сети.

[7.9] 3.2.2. Выбор сечений и марок проводов ЛЭП.

[7.10] 3.2.3.Проверка выбранных проводов по нагреву в послеаварийных режимах.

[7.11] 3.2.4.Уточнённый расчёт потокораспределения.

[7.12] 3.2.5.Расчёт потокораспределения с учётом потерь мощности в ЛЭП..

[7.13] 3.2.6. Расчёт потерь мощности и потокораспределения в автотрансформаторах.

[7.14] 3.2.7. Выбор сечения проводов ВЛА1 и определение потерь мощности.

[7.15] 3.3. Выбор электрических схем.

[8]
4.Технико-экономическое сравнение рассматриваемых вариантов.

[8.1] 4.1. Расчёт удельных затрат для первого варианта сети.

[8.2] 4.1.1. Капиталовложения в сеть.

[8.3] 4.1.2. Годовые эксплуатационные расходы.

[8.4] 4.1.3. Расчет приведённых затрат.

[8.5] 4.2. Расчёт удельных затрат для второго варианта сети.

[8.6] 4.2.1. Капиталовложения в сеть.

[8.7] 4.2.2. Годовые эксплуатационные расходы.

[8.8] 4.2.3. Расчет приведённых затрат.

[8.9] 4.3. Сравнение удельных затрат.

[9] 5. Расчёт уровней напряжения в режиме максимальных нагрузок.

[9.0.1] Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС1:

[9.0.2] Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС4.

[9.0.3] Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС3.

[9.0.4] Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС2.

[10] 6. Расчет установившихся режимов электрической сети и регулирование напряжения.

[11]
7. Определение технико-экономических показателей электрической сети.

[11.1] 7.1. Определение общей стоимости сооружения сети и годовых издержек

[11.1.1] Капиталовложения в ЛЭП

[11.1.2] Стоимость подстанций

[11.2] 7.2. Эксплуатационные расходы

[11.3] 7.3. Затраты на возмещение потерь активной энергии. Себестоимость передачи и распределения ЭЭ. КПД сети.

[12]
Заключение

[13]
Список литературы



Введение.

Основной задачей проектирования электрической системы является выбор оптимального варианта ее построения.

В данном проекте предусматривается сооружение линий электропередачи и подстанций при оптимальных технико-экономических показателях создаваемой электрической сети. В курсовом проекте приведён расчёт и обоснован выбор оптимального варианта  электрической сети района нагрузок.

Для построения рациональной конфигурации сети пользуются следующим соображением: по расположению потребителей намечают несколько вариантов электрической сети и на основе технико-экономического сравнения выбирают лучший вариант.

Современные электрические системы характеризуются большим числом трансформаторов и значительной длиной линий на различных уровнях напряжения. При такой структуре системы возникает следующая задача: свести к минимуму затраты на сооружение и эксплуатацию сети, но при этом обеспечить надежное снабжение потребителей электроэнергией.

Проектируемая районная сеть с номинальным напряжением 10÷220 кВ предназначается для электроснабжения нескольких заданных нагрузок. Взаимное расположение источника питания  и нагрузок указаны в задании (см. задание). Также в задании указаны номинальное напряжение, на которые подключены потребители (10, 110 кВ), значения максимальных (Pмакс) и минимальных (Pмин) нагрузок в пунктах потребления и соответствующие им значения tgφ. Приведены данные о составе нагрузки по категориям надежности электроснабжения, сведения о климатических условиях в работе сооружения электрической сети, данные о продолжительности использования максимальной активной мощности, напряжениях на шинах источника питания в различных режимах.

Необходимым условием, которое нужно принимать во внимание во время проектирования, являются выполнение правил и требований, предъявляемых ГОСТом и  ПУЭ к созданию и эксплуатации сети..


1. Составление балансов мощностей, выбор оптимальных напряжений отдельных участков сети.

1.1. Балансы активной и реактивной мощностей

Расчёт ведётся для режима максимальных нагрузок.

Баланс активной мощности (без учета потерь):

(МВт)

Баланс реактивной мощности:

(МВар).

Потери мощности (предварительно):

(МВт).

(МВар).

Мощность, потребляемая районом, с учётом потерь:

(МВт).

(МВар).

Полная мощность, потребляемая с каждой подстанции:

(МВА)

(МВА)

(МВА)

(МВА)

(МВА)

(МВА)

1.2. Выбор оптимальных напряжений отдельных участков сети.

В качестве узловой выбираем подстанцию №1, т.к. она расположена ближе к источнику питания А и географически является наиболее удобной для дальнейшего распределения электроэнергии. Расстояние от питающей подстанции А до узловой составляет 86 км, по одной цепи ВЛ будет передаваться мощность, равная  PA1=127.26/2=63.63 МВА.  Учитывая длину ЛЭП и передаваемую мощность, а также наличие на шинах питающей подстанции А  двух уровней напряжения 110 кВ и 220 кВ, с помощью экономических зон [2] , принимаем U=220 кВ.  Учитывая взаимное расположение нагрузок  1,2,4 и величину потребляемой ими мощности, для распределения электроэнергии от узловой подстанции к нагрузкам выбираем номинальное напряжение ВЛ 110 кВ.

1.2. Рассматриваемые схемы электрической сети района нагрузок.

Рис.1.1.  Варианты схем электрической сети (масштаб : 1 см : 20 км)

2. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов на подстанциях и определение расчётных нагрузок.

2.1. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов.

В соответствии с [1, пп. 1.2.17 – 1.2.20], учитывая, что все проектируемые нагрузки имеют в своём составе потребителей I и II категорий то, выбираем число трансформаторов на каждой из подстанций равным 2. В данном случае номинальная мощность каждого из трансформаторов определяется приближённо по формуле .

2.1.1. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-1:

Мощность, потребляемая от подстанции: (МВ·А)

( МВ·А).

Выбираем два автотрансформатора на подстанцию следующих номинальных мощностей [2, табл. 6.14]:

АТДЦТН-125000/220/110

Проверка по послеаварийным перегрузкам:

, ,[3, табл. П2.2.]

Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в п/а режиме работы.

2.1.2. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-2:

Мощность, потребляемая от подстанции: (МВ·А) , ( МВ·А).

Выбираем два трансформатора на подстанцию следующих номинальных мощностей [2, табл. 6.9]:

ТРДН-25000/110

Проверка по послеаварийным перегрузкам:

, ,[3, табл. П2.2.]

Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в п/а режиме работы.

2.1.3. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-3:

Мощность, потребляемая от подстанции: (МВ·А) , ( МВ·А).

Выбираем два трансформатора на подстанцию следующих номинальных мощностей [2, табл. 6.9]:

ТДН-16000/110

Проверка по послеаварийным перегрузкам:

, ,[3, табл. П2.2.]

Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в п/а режиме работы.

2.1.4. Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов на ПС-4:

Мощность, потребляемая от подстанции: (МВ·А) , ( МВ·А).

Выбираем два трансформатора на подстанцию следующих номинальных мощностей [2, табл. 6.9]:

ТДН-16000/110

Проверка по послеаварийным перегрузкам:

, ,[3, табл. П2.2.]

Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в п/а режиме работы.

Данные по трансформаторам представлены в табл. 2.1

Параметры трансформаторов                                                                                                                                                                        Таблица 2.1.

Подстанция

nт

Тип трансформатора

Sнт, МВА

Pхх, кВт

Qхх, кВар

Rт, Ом

Xт, Ом

Smax,МВА

R1

R2

R3

X1

X2

X3

1

135,057

2

АТДЦТН-125000/220/110

125

85

625

0,5

0,5

1,0

48,6

0

82,5

2

28,003

2

ТРДН-25000/110

25

29

200

2,54

55,9

3

21,19

2

ТДН-16000/110

16

21

136

4,38

86,7

4

18,01

2

ТДН-16000/110

16

21

136

4,38

86,7

На рис. 2.1-2.2 представлены принципиальные схемы сетей для двух вариантов.

Рис. 2.1. Принципиальная схема электрической сети района нагрузок для II варианта.

Рис. 2.2. Принципиальная схема электрической сети района нагрузок для I варианта.

2.2. Определение расчетных нагрузок в узлах сети.

Рис. 2.2. Распределение расчетных нагрузок по вариантам сети.

2.2.1. Определение потерь мощности в трансформаторах и расчетной нагрузки на ПС2.

(МВт)

(МВар)

(МВт)

(МВар)

(МВА)

2.2.2. Определение потерь мощности в трансформаторах и расчетной нагрузки на ПС3.

(МВт)

(МВар)

(МВт)

(МВар)

(МВА)

2.2.3. Определение потерь мощности в трансформаторах и расчетной нагрузки на ПС4.

(МВт)

(МВар)

(МВт)

(МВар)

(МВА)

Результаты расчета сведены в таблицу 2.2.

Расчётные нагрузки в узлах сети                        Таблица 2.2

Pнагр, МВт

Qнагр, МВар

Sнагр, МВА

∆Pхх, МВт

∆Qхх, МВар

∆Pпер, МВт

∆Qпер, МВар

Pр, МВт

Qр, МВар

Sр, МВА

26

10,4

28,003

0,058

0,4

0,075

1,647

26,133

12,447

28,946

20

7

21,19

0,042

0,272

0,075

1,473

20,117

8,745

21,936

17

5,95

18,011

0,042

0,272

0,076

1,064

17,118

7,286

18,604


3. Расчёт установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в автотрансформаторах, выбор сечения проводов линий электропередачи по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по нагреву и по короне, определение потерь мощности в линиях.

3.1. Расчёт второго варианта рассматриваемой схемы.

3.1.1. Выбор сечения проводов ВЛ41 и определение потерь мощности.

Схема замещения двухцепной ВЛ между подстанциями №4 и №1 представлена на на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Схема замещения двухцепной ЛЭП.

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тма=5000 ч

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС 70/11, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Проверка в послеаварийном режиме: (А)  (условие выполняется).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Расчёт потокораспределения в линии (см. рис 3.1.):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Мощность, поступающая в линию: (МВ·А).

3.1.2. Выбор сечения проводов ВЛ32 и определение потерь мощности.

Схема замещения двухцепной ВЛ между подстанциями №3 и №2 представлена на на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Схема замещения двухцепной ЛЭП.

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тма=4900 ч

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС 70/11, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Проверка в послеаварийном режиме: (А)  (условие выполняется).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Расчёт потокораспределения в линии (см. рис 3.2.):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Мощность, поступающая в линию: (МВ·А).

3.1.3. Выбор сечения проводов ВЛ21 и определение потерь мощности.

Схема замещения двухцепной ВЛ между подстанциями №2 и №1 представлена на на рис. 3.3.

Рис. 3.3. Схема замещения двухцепной ЛЭП.

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тмасв=5069 ч

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС-120/19, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Проверка в послеаварийном режиме: (А)  (условие выполняется).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Расчёт потокораспределения в линии (см. рис 3.3.):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Мощность, поступающая в линию: (МВ·А).

3.1.4. Расчёт потерь мощности и потокораспределения в автотрансформаторах.

Схема замещения автотрансформатора представлена на на рис. 3.4.

Рис. 3.4. Схема замещения автотрансформатора.

Мощность нагрузки на среднем напряжении автотрансформаторов:

(МВ·А).

Потери активной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:

(МВт)

Потери реактивной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:  (МВар).

Мощность в “начале” ветви среднего напряжения автотрансформаторов:

(МВ·А)

Мощность нагрузки на ветвях низшего напряжения трансформаторов: (МВ·А)

Потери активной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:

(МВт)

Потери реактивной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:  (МВар).

Мощность в “начале” ветви низшего напряжения автотрансформаторов:

(МВ·А)

Мощность в “нулевой” точке автотрансформаторов:

(МВ·А)

Потери активной мощности в ветвях обмотки высшего напряжения трансформаторов:

(МВт)

Потери реактивной мощности в ветвях обмотки высшего напряжения трансформаторов:  (МВар).

Мощность в “начале” ветви высшего напряжения автотрансформаторов:

(МВ·А)

Потери холостого хода автотрансформатора:

(МВ·А)

Мощность, поступающая в автотрансформатор:

(МВ·А).

3.1.5. Выбор сечения проводов ВЛА1 и определение потерь мощности.

Схема замещения двухцепной ВЛ между подстанциями №А и №1 представлена на на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Схема замещения двухцепной ЛЭП.

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тмасв=5075 ч

(ч).

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС-240/32, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Проверка в послеаварийном режиме: (А)  (условие выполняется).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Расчёт потокораспределения в линии (см. рис 3.5.):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Мощность, потребляемая от подстанции А: (МВ·А).

3.2. Расчёт первого варианта рассматриваемой схемы.

3.2.1. Приближенный расчет потокораспределения в кольцевой части сети.

Рис. 3.6. Схема для приближенного расчета потокораспределения.

(МВА)

(МВА)

3.2.2. Выбор сечений и марок проводов ЛЭП.

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тмасв=5051 (ч)

(ч).

Выбор сечения провода ВЛ14

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тма=5051 ч

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС – 150/19, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Выбор сечения провода ВЛ34

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тма=5051 ч

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС – 70/11, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Выбор сечения провода ВЛ23

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тма=5051 ч

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС 70/11, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Выбор сечения провода ВЛ12

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) , при Тма=5051 ч

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС – 185/24, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

3.2.3.Проверка выбранных проводов по нагреву в послеаварийных режимах.

Отключение ВЛ14:

Рис. 3.7. Схема при отключённой ВЛ14.

Расчётный ток в ВЛ12: (А)

Расчётный ток в ВЛ23: (А)

Расчётный ток в ВЛ34: (А)

Отключение ВЛ43:

Рис. 3.8. Схема при отключённой ВЛ43.

Расчётный ток в ВЛ12: (А)

Расчётный ток в ВЛ23: (А)

Расчётный ток в ВЛ14: (А)

Отключение ВЛ23:

Рис. 3.9. Схема при отключённой ВЛ23.

Расчётный ток в ВЛ14: (А)

Расчётный ток в ВЛ34: (А)

Расчётный ток в ВЛ12: (А)

Отключение ВЛ12:

Рис. 3.10. Схема при отключённой ВЛ12.

Расчётный ток в ВЛ14: (А)

Расчётный ток в ВЛ34: (А)

Расчётный ток в ВЛ23: (А)

Т.к. провод ВЛ34 не удовлетворяет необходимому условию, то для этой линии выберем провод марки АС – 95/16, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

3.2.4.Уточнённый расчёт потокораспределения.

Рис. 3.11. Схема для уточненного расчета потокораспределения.

Расчётные мощности с учетом зарядных мощностей линий :

(МВА)

(МВА)

(МВА)

Схема для расчета примет вид, показанный на рис 3.12

Рис. 3.12. Расчетная схема .

(МВА)

(МВА)

3.2.5.Расчёт потокораспределения с учётом потерь мощности в ЛЭП..

Рис. 3.13. Схема для расчета потокораспределения с учетом потерь мощности в ЛЭП.

Расчёт потокораспределения в ВЛ43 (см. рис 3..):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Расчёт потокораспределения в ВЛ14 (см. рис 3..):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Расчёт потокораспределения в ВЛ23 (см. рис 3..):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Расчёт потокораспределения в ВЛ12 (см. рис 3..):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Мощность потребляемая сетью :

3.2.6. Расчёт потерь мощности и потокораспределения в автотрансформаторах.

Схема замещения автотрансформатора представлена на на рис. 3.14.

Рис. 3.14. Схема замещения автотрансформатора.

Мощность нагрузки на среднем напряжении автотрансформаторов:

(МВ·А).

Потери активной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:

(МВт)

Потери реактивной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:  (МВар).

Мощность в “начале” ветви среднего напряжения автотрансформаторов:

(МВ·А)

Мощность нагрузки на ветвях низшего напряжения трансформаторов: (МВ·А)

Потери активной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:

(МВт)

Потери реактивной мощности в ветвях обмотки среднего напряжения трансформаторов:  (МВар).

Мощность в “начале” ветви низшего напряжения автотрансформаторов:

(МВ·А)

Мощность в “нулевой” точке автотрансформаторов:

(МВ·А)

Потери активной мощности в ветвях обмотки высшего напряжения трансформаторов:

(МВт)

Потери реактивной мощности в ветвях обмотки высшего напряжения трансформаторов:  (МВар).

Мощность в “начале” ветви высшего напряжения автотрансформаторов:

(МВ·А)

Потери холостого хода автотрансформатора:

(МВ·А)

Мощность, поступающая в автотрансформатор:

(МВ·А).

3.2.7. Выбор сечения проводов ВЛА1 и определение потерь мощности.

Схема замещения двухцепной ВЛ между подстанциями №А и №1 представлена на на рис. 3.15.

Рис. 3.15. Схема замещения двухцепной ЛЭП.

Расчётный ток в линии: (А)

Экономическая плотность тока (в соответствии с (1, табл. 1.3.36)): (A/мм2) .

Экономическое сечение: (мм2)

В соответствии с [1, п. 1.3.33], [5, с. 107 – 122] выбираем по [1, табл. 1.3.29], [2, табл. 7.5], [3, табл. 7.33] провод марки АС-240/32, его параметры  (Ом/км),  (Ом/км),  (См/км),  (А).

Проверка в послеаварийном режиме: (А)  (условие выполняется).

Параметры ВЛ на одну цепь:

зарядная мощность :  (МВар);

активное сопротивление :  (Ом);

индуктивное сопротивление : (Ом).

Расчёт потокораспределения в линии (см. рис 3.5.):

мощность в “конце” линии: (МВ·А);

потери активной мощности в линии:

(МВт);

потери реактивной мощности в линии:

(МВар).

Мощность в “начале” линии: (МВ·А).

Мощность, потребляемая от подстанции А: (МВ·А).

Схемы замещения сетей представлены на рис 3.16.-3.17.

Данные расчёта сведены в таблицы 3.1.-3.3

Вар

иант

Участок сети

Длина, км

Марка провода

Сечение провода, мм2

Удельные параметры

Параметры на одну цепь

r0

x0

b0 10-6

R

X

ΔQc

Ом/км

Ом/км

См/км

Ом

Ом

Мвар

I

А-1

1-2

2-3

4-3

1-4

86

50

30

30

60

АС-240/32

АС-185/24

АС-70/11

АС-95/16

АС-150/19

240

185

70

95

150

0,12

0,156

0,42

0,314

0,195

0,43

0,409

0,444

0,429

0,416

2,66

2,82

2,56

2,65

2,74

10,32

7,8

12,6

9,42

11,7

36,98

20,45

13,32

12,87

24,96

11,072

1,706

0,929

0,962

1,989

II

А-1

1-4

1-2

2-3

86

60

50

30

АС-240/32

АС-70/11

АС-120/19

АС-70/11

240

70

120

70

0,12

0,42

0,249

0,42

0,43

0,444

0,423

0,444

2,66

2,56

2,69

2,56

10,32

25,2

12,45

12,6

36,98

26,64

21,15

13,32

11,072

1,859

1,627

0,929

Параметры воздушных линий                                                                                                                                                                      Таблица 3.1.

Потокораспределение в ЛЭП                                                                                                                                                                         Таблица 3.2.

Вариант

Участок сети

Исходные данные

Расчетные данные

, МВт

, Мвар

ΔP, МВт

ΔQ,Мвар

, МВт

,Мвар

I

4-3

1-4

2-3

1-2

А-1

10,966

28,192

9,151

35,384

128,721

4,254

10,212

3,546

14,781

52,311

0,108

0,869

0,1

0,948

2,058

0,147

1,855

0,106

2,485

7,375

11,074

29,061

9,251

36,332

130,779

4,401

12,066

3,652

17,266

59,686

II

1-4

2-3

1-2

А-1

17,118

20,117

46,493

128,547                                                                                                                                               

5,427

7,816

17,963

47,001

0,336

0,243

1,278

1,997

0,355

0,256

2,171

7,157

17,454

20,36

47,771

130,544

5,782

8,072

18,508

54,158

Потокораспределение в АТ                                                                                                                                                                            Таблица 3.3.

Вариант

Исходные данные

Расчетные данные

Напряжение обмотки, кВ

, МВт

, Мвар

ΔPхх, МВт

ΔQхх, Мвар

ΔPпер, МВт

ΔQпер, Мвар

, МВт

, Мвар

I

10

110

220

25

103,393

128,159

10

42,685

53,25

-

-

0,17

-

-

1,25

0,007

0,059

0,091

0,565

0

8,883

25,007

103,452

128,721

10,565

42,685

63,383

II

10

110

220

25

103,224

128,288

10

37,631

48,196

-

-

0,17

-

-

1,25

0,007

0,057

0,089

0,565

0

8,627

25,007

103,281

128,547

10,565

37,631

58,073

3.3. Выбор электрических схем.

Согласно [9] выбираем схемы представленные в таблице 3.4.

 

Электрические схемы подстанций                                                                                                                                                            Таблица 3.4.

Вариант

№ ПС

Напряжение, кВ

220

110

10

I

1

2

3

4

Схема четырёхугольника

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

-//-

-//-

Одна одиночная секционированная выключателем система шин

Две одиночные секционированные выключателем системы шин

Одна одиночная секционированная выключателем система шин

-//-//-//-//-//-//-//-//-

II

1

2

3

4

Схема четырёхугольника

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

-//-//-//-//-//-//-//-//-

Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

-//-//-//-//-//-//-//-//-

Одна одиночная секционированная выключателем система шин

Две одиночные секционированные выключателем системы шин

Одна одиночная секционированная выключателем система шин

-//-//-//-//-//-//-//-//-


4.Технико-экономическое сравнение рассматриваемых вариантов. 

В технико-экономическом сравнении рассматриваются только неодинаковые элементы схем.

 (коп/кВтч);   (коп/кВтч).

4.1. Расчёт удельных затрат для первого варианта сети.

4.1.1. Капиталовложения в сеть.

Капиталовложения в ЛЭП:

(т.руб.).

Капиталовложения в РУ:  (т.руб.).

4.1.2. Годовые эксплуатационные расходы.

Отчисления от капитальных вложений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ и подстанций:

(т.руб./год);

(т.руб./год);

Переменные потери энергии:

(МВтч).

Расходы на возмещение потерь энергии:  (т.руб./год)

4.1.3. Расчет приведённых затрат.

(т.руб./год).

4.2. Расчёт удельных затрат для второго варианта сети.

4.2.1. Капиталовложения в сеть.

Капиталовложения в ЛЭП:

(т.руб.).

Капиталовложения в РУ:  (т.руб.).

4.2.2. Годовые эксплуатационные расходы.

Отчисления от капитальных вложений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ и подстанций:

(т.руб./год);

(т.руб./год);

Переменные потери энергии:

(МВтч).

Расходы на возмещение потерь энергии:  (т.руб./год)

4.2.3. Расчет приведённых затрат.

(т.руб./год).

4.3. Сравнение удельных затрат.

Варианты схемы электрической сети района нагрузок не являются равноэкономичными, разница между ними составляет 9,1 % , поэтому выбираем “кольцевую” схему электрической сети района нагрузок.

Результаты расчёта сведены в таблицу 4.1

Результаты определения составляющих приведенных затрат                                                                                  Таблица 4.1.

Вариант

Клэп

Кподст

Илэп

Иподст

ΔЭпер

ИΔэ

З

Тыс.руб.

Тыс.руб.

Тыс.руб/г

Тыс.руб/г

Мвт*ч

Тыс.руб/г

Тыс.руб/г

I

1968

360

55,104

33,84

15000

315

683,3

II

2272

550

51,7

63,618

14117

297,7

751,7

5. Расчёт уровней напряжения в режиме максимальных нагрузок.

Напряжение на шинах источника питания: (кВ).

Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС1:

Падение напряжения на ВЛ-А1:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Падение напряжения в обмотке ВН автотрансформатора на ПС1:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Падение напряжения в обмотке СН автотрансформатора на ПС1:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Фактическое напряжение на шинах СН автотрансформатора на ПС1:

(кВ)

Падение напряжения в обмотке НН автотрансформатора на ПС1:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Напряжение на шинах обмотки НН на ПС1:

(кВ)

Ввиду невыполнения условий встречного регулирования на шинах 10 кВ на ПС1, устанавливаем последовательно с обмоткой НН АТ линейный регулировочный трансформатор (для каждого АТ).

Линейный регулятор выбираем из условия :    ( МВ·А).

По [2, табл. 6.20] выбираем два ЛР ЛТДН-40000/10 (по одному на каждый АТ, установленный на ПС1), номинальной мощностью 40 МВ·А, на номинальное напряжение 11 кВ, с пределами регулирования ±10×1.5%.

Выбор ответвления ЛР для регулировки НН:

(кВ).

   Принимаем .

Фактическое напряжение на шинах НН автотрансформатора на ПС1:

(кВ).

Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС4.

Падение напряжения на ВЛ14:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Падение напряжения в трансформаторе на ПС4:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Выбор ответвления для регулировки напряжения на шинах 10 кВ ПС4:

принимаем .

Фактическое напряжение на шинах 10 кВ ПС4:

(кВ)

Отклонение напряжения от необходимого :

Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС3.

Падение напряжения на ВЛ43:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Падение напряжения в трансформаторе на ПС3:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Выбор ответвления для регулировки напряжения на шинах 10 кВ ПС3:

принимаем .

Фактическое напряжение на шинах 10 кВ ПС4:

(кВ)

Отклонение напряжения от необходимого :

Определение уровней напряжений на шинах низшего напряжения ПС2.

Падение напряжения на ВЛ12:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Падение напряжения в трансформаторе на ПС2:

(кВ)

(кВ)

(кВ)

Выбор ответвления для регулировки напряжения на шинах 10 кВ ПС2:

принимаем .

Фактическое напряжение на шинах 10 кВ ПС4:

(кВ)

Отклонение напряжения от необходимого :

6. Расчет установившихся режимов электрической сети и регулирование напряжения.

Расчёт производится с помощью программного комплекса “Энергия”.

Определение коэффициентов трансформации (см. табл. 6.1.-6.4):

Коэффициенты трансформации для ТДН – 16000/110                                                                        Таблица6.1.

n

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

Kт

0,114

0,112

0,109

0,107

0,105

0,103

0,101

0,099

0,097

Продолжение                                                                                                                                                                Таблица 6.1.

n

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Kт

0,096

0,094

0,092

0,091

0,089

0,088

0,086

0,085

0,084

0,082

Коэффициенты трансформации для ТРДН-25000/110                                                                     Таблица 6.2.

n

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

Kт

0,109

0,106

0,104

0,102

0,1

0,098

0,096

0,095

0,093

Продолжение                                                                                                                                                                Таблица 6.2.

n

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Kт

0,091

0,09

0,088

0,087

0,085

0,084

0,082

0,081

0,08

0,079

        

Коэффициенты трансформации для АТДЦТН – 125000/220/110                                                                                                                Таблица 6.3.

n

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

Kт

0,463

0,473

0,484

0,495

0,505

0,516

0,526

0,537

0,547

0,558

0,568

0,579

0,589

Коэффициенты трансформации для ЛТДН – 40000/10                                                                                                      Таблица 6.4.

n

-10

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

Kт

0,85

0,865

0,88

0,895

0,91

0,925

0,94

0,955

0,97

0,985

n

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Kт

1

1,015

1,03

1,045

1,06

1,075

1,09

1,105

1,12

1,135

1,15

Продолжение                                                                                                                                                                    Таблица 6.4.

Исходные данные для расчета режима максимальных нагрузок

Результаты расчета режима максимальных нагрузок

Исходные данные для расчета режима минимальных нагрузок

Результаты расчета режима минимальных нагрузок

Исходные данные для расчета послеаварийного режима (откл. ВЛ А1)

Результаты расчета послеаварийного режима (откл. ВЛ А1)

Исходные данные для расчета послеаварийного режима (откл.  ВЛ 14)

Результаты расчета послеаварийного режима (откл. ВЛ 14)

Исходные данные для расчета послеаварийного режима (откл АТДЦТН)

Результаты расчета послеаварийного режима (откл. АТДЦТН)

Исходные данные для расчета послеаварийного режима (откл. ТРДН)

Результаты расчета послеаварийного режима (откл. ТРДН1)


7. Определение технико-экономических показателей электрической сети.

7.1. Определение общей стоимости сооружения сети и годовых издержек

Капиталовложения в ЛЭП

В соответствии с [2, табл. 9.5 и 9.7] определяем стоимость сооружения воздушных линий.

Одноцепная ВЛ-12: Провод марки АС-185/24, UНОМ = 110 кВ, К0-12 = К0-12 = 12.6 тыс. руб./км.

Одноцепная ВЛ-23: Провод марки АС-70/11, UНОМ = 110 кВ, К0-23 = К0-23 = 11.1 тыс. руб./км.

Одноцепная ВЛ-34: Провод марки АС-95/16, UНОМ = 110 кВ, К0-34 = 10.5 тыс. руб./км.

Двухцепная ВЛ-A1: Провод марки АС-240/32, UНОМ = 220 кВ, К0-А1 = 27.8 тыс. руб./км.

(тыс. руб.)

Стоимость подстанций

В соответствии с [2, табл. 9.14, 9.15, 9.17, 9.19, 9.21, 9.35, 9.36] определяем стоимость подстанций сети.

Определение стоимости ПС-1:

3 ячейки КРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 т. руб.;

2 АТДЦТН 125000/220/110 по 253 т. руб.;

ЗРУ на 10 кВ с двумя секциями шин 70 т.руб.;

ОРУ на 220 кВ “четырехугольника” с 4 выключателями стоимостью 90 т.руб. каждый;

ОРУ на 110 кВ по схеме “Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин” с 8 выключателями по 35 т. руб. каждый;

Постоянные затраты   на 110 кВ – 520 т. руб.

(т. руб.)

(т. руб.)

(т. руб.)

(т. руб.)

Суммарные капитальные вложения в ПС1 :  (т.руб.)

Определение стоимости ПС-2:

6 ячеек КРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб.

ЗРУ на 10 кВ с 4 секциями шин 155 т.руб.;

2 ТРДН 25000/110 по 84 тыс. руб.

ОРУ на 110 кВ по схеме “Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов” – 120 т.руб.

Постоянные затраты – 210 тыс. руб.

(тыс. руб.)

(тыс. руб.)

(тыс. руб.)

Суммарные капитальные вложения в ПС2 :  (т.руб.)

Определение стоимости ПС-3 и ПС-4:

3 ячейки КРУ с выключателями на 10 кВ по 2,3 тыс. руб.

2 ТДН 16000/110 по 63 тыс. руб.

ЗРУ на 10 кВ с двумя секциями шин 70 т.руб.;

ОРУ на 110 кВ по схеме “Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов” – 120 т.руб.

Постоянные затраты – 210 т. руб.

(т. руб.)

(т. руб.)

(т. руб.)

Суммарные капитальные вложения в ПС3(ПС4) :  (т.руб.)

(т. руб.)

В итоге капиталовложения на сооружение сети с учётом двух выключателей на ПС-А составят:

(тыс. руб.)

7.2. Эксплуатационные расходы

Ежегодные амортизационные отчислении и издержки на текущий ремонт и обслуживание ВЛ по [2, табл. 8.2]:  (%)

(т.руб./год)

Ежегодные амортизационные отчислении и издержки на текущий ремонт и обслуживание ПС по [2, табл. 8.2]:

(т. руб.)

(тыс. руб.)

(%)

(%)

(т.руб./год)

7.3. Затраты на возмещение потерь активной энергии. Себестоимость передачи и распределения ЭЭ. КПД сети.

Средневзвешенная величина продолжительности использования максимальной мощности

(ч)

Время максимальных потерь всей сети

(ч)

Затраты на возмещение потерь мощности и энергии:

По [2, рис. 8.1] при kM = 1, τсв =3570 ч., Тр = 8760 ч. определяем:

коп./кВт∙ч,    коп./кВт∙ч

(т.руб./год)

Суммарные издержки :

(т.руб./год).

Определим себестоимость передачи и распределения электрической  энергии:

(т.руб./год МВтּч).

Коэффициент полезного действия:

(%)

(%)

Приведенные затраты на всё схему :  (т.руб./год).


Заключение

В данной курсовой работе были рассмотрены два варианта схем электрической сети района, из которых на основе технико-экономического сравнения был выбран вариант кольцевой сети. Так же в результате расчета были выбраны сечения и марки проводов линий, трансформаторы и распределительные устройства на проектируемых подстанциях

Спроектированная сеть работает с КПД  97%. Для повышения КПД, уменьшения потерь, а соответственно и уменьшения затрат на транспортировку электроэнергии в долгосрочной перспективе, можно предусмотреть установку КУ на подстанциях. Это позволит снизить потоки реактивной мощности в сети, тем самым уменьшит потери мощности и энергии как активной так и реактивной и, следовательно, понизит затраты на возмещение потерь электрической энергии и себестоимость передачи и распределения ЭЭ.

В ходе курсового проектирования были закреплены и обобщены знания, полученные по дисциплине “Электрические сети и системы” на лекциях, практических и лабораторных занятиях.


Список литературы

  1.  Правила устройства электроустановок. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.
  2.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
  3.  Петренко Л. И. Электрические сети и системы: Учеб. Пособие для студентов вузов. – Киев: Вища школа, 1981. – 320 с.
  4.  Методические указания по курсовому проектированию электрических сетей / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. Б. Я. Прахин. – Иваново, 1988. – 40 с.
  5.  Методические указания по расчёту установившихся режимов в курсовом проектировании электрических сетей / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. О. А. Бушуева, Б. Я. Прахин. – Иваново, 1985. – 24 с.
  6.  Параметры схем замещения силовых трансформаторов и автотрансформаторов: Методические указания / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. Б. Я. Прахин. – Иваново, 1990. – 32 с.
  7.  Потери мощности и энергии в электрических сетях: Методические указания для самостоятельной работы студентов электроэнергетических специальностей / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. О. А. Бушуева. – Иваново, 1991. – 48 с.
  8.  Регулирование напряжения в электрической системе: Методические указания / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. С. Т. Безумов. – Иваново, 1991. – 40 с.
  9.  Применение принципиальных схем электрических соединений распределительных устройств подстанций 6 - 220 кВ: Методические указания для учебного проектирования / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. О. А. Бушуева, Н. А. Огорелышев. – Иваново, 1990. – 36 с.

  1.  

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

10144. Западноевропейская средневековая ученость, ее особенности и направленность 38 KB
  Западноевропейская средневековая ученость ее особенности и направленность. Христианское мировоззрение Средневековья сыграло двойственную роль в эволюции науки. С одной стороны оно принижало значение науки по сравнению с верой с другой стороны оно принесло идеи
10145. Познание эпохи Возрождения, его специфика и значение в истории науки 39 KB
  Познание эпохи Возрождения его специфика и значение в истории науки. С первых двух глобальных революций в развитии научных знаний происходивших в XVIXVII вв. создавших принципиально новое по сравнению с античностью и средневековьем понимание мира и началась класси
10146. Факторы формирования науки Нового времени, специфика ее как сферы деятельности и социального института 68 KB
  Факторы формирования науки Нового времени специфика ее как сферы деятельности и социального института. В Новое время сложилась механическая картина мира утверждающая: вся Вселенная совокупность большого числа неизменных и неделимых частиц перемещающихся в а...
10147. Основные направления развития науки Нового времени. Научно-исследовательские программы Нового времени 46 KB
  Основные направления развития науки Нового времени. Научно-исследовательские программы Нового времени В XVII в. социокультурные основания обусловившие тенденции секуляризации познания и возрастания его индивидуального творческого характера углубляются. B экономичес...
10148. Направления развития и важнейшие результаты науки в ХVIII - XIX вв. Формирование дисциплинарной организации науки 30.5 KB
  Направления развития и важнейшие результаты науки в ХVIII – XIX вв. Формирование дисциплинарной организации науки. Наука в своих развитых формах является дисциплинарноорганизованным знанием. Отдельные отрасли и научные дисциплины выступают как относительно автоном
10149. Методологические принципы и социально-организационные изменения науки в XVIII - XIX вв. Формирование науки как профессиональной деятельности 38.5 KB
  Методологические принципы и социально-организационные изменения науки в XVIII XIX вв. Формирование науки как профессиональной деятельности К наиболее примечательным методологическим разработкам того времени относятся: формирование эксперимента как базового метода эмп...
10150. Многообразие типов научного знания. Специфика естественных, гуманитарных и технических наук. 48 KB
  Многообразие типов научного знания. Специфика естественных гуманитарных и технических наук. Рассматривая познание как деятельность мы можем поставить следующую проблему. Можно ли утверждать что по аналогии с многими видами деятельности человека познавательна
10151. Соотношение эмпирического т теоретического уровней научного знания. Изменение представлений о взаимосвязи теории и эмпирии в философии науки ХХ в. 27.5 KB
  Соотношение эмпирического т теоретического уровней научного знания. Изменение представлений о взаимосвязи теории и эмпирии в философии науки ХХ в. Внутренняя структура науки определяется в п.о. через выделение в ее составе теоретического и эмпирического познания. Т.
10152. Формы систематизации знания на эмпирическом уровне 38.5 KB
  Формы систематизации знания на эмпирическом уровне. Основными методами эмпирического познания являются наблюдение и эксперимент. Наблюдение это целенаправленное восприятие явлений действительности в ходе которого фиксируются данные об их свойствах и отноше