99508

Проектирование электрической сети района нагрузок

Курсовая

Энергетика

Составление балансов мощностей и определение приближенного потокораспределения (без учета потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям), заданной в задании. Выбор номинальной мощности трансформаторов на ПС. Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по короне и нагреву. Расчет установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в линиях и трансформаторах и уровней напряжений на шинах низшего напряжения на ПС. Анализ полученных результатов. Выбор средств регулирования напряжения

Русский

2016-09-21

826.5 KB

1 чел.

15

Содержание

[0.0.1] Составление балансов мощностей и определение приближенного потокораспределения (без учета потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям), заданной в задании

[0.0.2] Выбор номинальной мощности трансформаторов на ПС

[0.0.3] Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по короне и нагреву

[0.0.4] Расчет установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в линиях и трансформаторах и уровней напряжений на шинах низшего напряжения на ПС. Анализ полученных результатов. Выбор средств регулирования напряжения

[0.0.5] Определение уровней напряжения на ПС (в режиме максимальных нагрузок и аварийном режиме) при подключении/отключении компенсирующих устройств. Анализ изменений в потокораспределении по элементам электрической сети и потерях мощности при подключении компенсирующих устройств.

[0.0.6] Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры. Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии. Оценка эффективности подключения компенсирующих устройств.

[0.0.7] Заключение

  1.  Составление балансов мощностей и определение приближенного потокораспределения (без учета потерь) по элементам электрической сети (трансформаторам и линиям), заданной в задании

Рис.1. План сети

Исходные данные

l1=94 км РМ1=20 МВт  QМ1=20*0.3=6 Мвар

l2=34 км РМ2=28 МВт  QМ2=28*0.35=9.8 Мвар

l3=40 км РМ3=40 МВт  QМ3=40*0.3=12 Мвар

l4=30 км РМ4=27 МВт  QМ4=10*0.3+17*0.35=8.95 Мвар

Примечание: Расчет ведем для режима максимальных нагрузок.

Суммарная активная мощность всех ПС

=115 МВт

Суммарная реактивная мощность всех ПС

=40.425 Мвар

Уровни напряжения для каждой линии:

=84.017 кВ

=124.434 кВ

=144.279 кВ

=192.243 кВ

Выбираем линии напряжением (с соответствующей зарядной мощностью):

Uном1=220 кВ Qc1=0.12 Мвар

Uном2=110 кВ Qc2=0.03 Мвар

Uном3=110 кВ Qc3=0.03 Мвар

Uном4=110 кВ Qc4=0.03 Мвар

Суммарные потери реактивной мощности в линиях

=14.4 Мвар

Суммарная реактивная мощность с учетом потерь

Q=Q'- =26.025 Мвар

  1.  Выбор номинальной мощности трансформаторов на ПС

Мощности на шинах НН (и СН для ПС3) подстанций

=20.881 МВА

=29.665 МВА

=17.749 МВА

=120.729 МВА

Мощности на шинах НН подстанций с учетом коэффициента загрузки трансформаторов

Sном1=Sn1*0.7=14.616 МВА

Sном2=Sn2*0.7=20.766 МВА

Sном3=Sn3*0.7=84.511 МВА

Sном4=Sn4*0.7=12.424 МВА

Выбираем следующие трансформаторы:

  •  ПС3

Трансформатор АТДЦТН-125000/220/110 со следующими параметрами:

Sном=125 МВА  =305 кВт

Uном.вн=230 кВ  IX=0.5 %

Uном.сн=121 кВ  RT.BH=0.55 Ом

Uном.нн=11 кВ  RT.CH=0.48 Ом

Uк.вн_сн=11 %  RT.HH=3.2 Ом

Uк.вн_нн=45 %  XT.BH=59.2 Ом

Uк.сн_нн=28 %  XT.CH=0 Ом

=65 кВт   XT.HH=131 Ом

=625 квар  Пределы регулирования: +6*2%   

кЗ.макс=Sn3/(2Sном)=0.483<0.7

кЗ.П.АВ=Sn3/Sном=0.966<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

  •  ПС1

Трансформатор ТДН-16000/110 со следующими параметрами:

Sном=16 МВА  =85 кВт

Uном.вн=115 кВ  IX=0.7 %

Uном.нн=11 кВ  RT=4.38 Ом

Uк=10.5 %   XT=86.7 Ом

=19 кВт   Пределы регулирования: +9*1.78%   

=112 квар     

кЗ.макс=Sn1/(2Sном)=0.653<0.7

кЗ.П.АВ=Sn1/Sном=1.305<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

  •  ПС2

Трансформатор ТРДН-25000/110 со следующими параметрами:

Sном=25 МВА  =120 кВт

Uном.вн=115 кВ  IX=0.7 %

Uном.нн=10.5 кВ  RT=2.54 Ом

Uк=10.5 %   XT=55.9 Ом

=27 кВт   Пределы регулирования: +9*1.78%   

=175 квар     

кЗ.макс=Sn1/(2Sном)=0.593<0.7

кЗ.П.АВ=Sn1/Sном=1.187<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

  •  ПС4

Трансформатор ТДН-16000/110 со следующими параметрами:

Sном=16 МВА  =85 кВт

Uном.вн=115 кВ  IX=0.7 %

Uном.нн=11 кВ  RT=4.38 Ом

Uк=10.5 %   XT=86.7 Ом

=19 кВт   Пределы регулирования: +9*1.78%   

=112 квар     

кЗ.макс=Sn1/(2Sном)=0.555<0.7

кЗ.П.АВ=Sn1/Sном=1.109<1.4

Трансформатор подходит по условию загрузки

Примечание: на каждой ПС стоит по два трансформатора, а на ПС3 – два АТ.

  1.  Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока, проверка выбранных сечений по короне и нагреву

Ниже приведен расчет потокораспределения  для блока линия-трансформатор для каждой ПС и выбор сечения проводов каждой линии.

  •  Линия 4 (ПС1), рис.2

Рис.2. Схема замещения двух цепей линии и двух трансформаторов  на ПС2, ПС1.

S''T4= Pм1+jQМ1=20+j6 МВА

=0.072+j1.429 МВА

S'T4= S''T4+ =20.072+j7.429 МВА

= =0.019+j0.112 МВА

S'T4+2=20.11+j7.653 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=56.468 A

FЭК4=IP4/ jЭК=51.335 мм2

Принимаем  марку провода АС-70/11 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ4=2 IP4=112.936<265

Параметры линии на 1 км:

r0=0.428 Ом  RЛ4= r0*l4=12.84 Ом

х0=0.444 Ом  ХЛ4= x0*l4=13.32 Ом

b0=2.55*10-6 Cм =b0*l4*UН.Л.2=0.926 Ом

S''Л4= S'T4+2-j=20.11+j6.728 МВА

=20.349+j6.975 МВА

SЛ4= S'Л4-j=20.349+j6.049 МВА

  •  Линия 3 (ПС2), рис.2

S''T3= Pм2+jQМ2=28+j9.8 МВА

=0.085+j1.86 МВА

S'T3= S''T3+ =28.085+j11.66 МВА

= =0.027+j0.175 МВА

S'T3+2=28.139+j12.01 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=135.786 A

FЭК3=IP3/ jЭК=123.441 мм2

Принимаем  марку провода АС-120/19 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ3=2 IP3=271.571<380

Параметры линии на 1 км:

r0=0.249 Ом  RЛ3= r0*l3=9.96 Ом

х0=0.423 Ом  ХЛ3= x0*l3=16.92 Ом

b0=2.69*10-6 Cм =b0*l3*UН.Л.2=1.302 Ом

S''Л3= S'T3+2-j+ SЛ4=48.487+j16.757 МВА

=49.57+j18.597 МВА

SЛ3= S'Л3-j=49.57+j17.295 МВА

  •  Линия 2 (ПС4), рис.3

Рис.3. Схема замещения двух цепей линии и двух трансформаторов  на ПС4.

S''T2= 17+j17*0.35 МВА, где 17+j17*0.35 – нагрузка ПС4 на 10 кВ.

=0.054+j1.063 МВА

S'T2= S''T2+ =17.054+j7.013 МВА

= =0.019+j0.112 МВА

S'T2+2=17.092+j7.237 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=218.768 A

FЭК2=IP2/ jЭК=194.334 мм2

Принимаем  марку провода АС-240/32 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ4=2 IP2=427.535<605

Параметры линии на 1 км:

r0=0.121 Ом  RЛ2= r0*l2=4.114 Ом

х0=0.435 Ом  ХЛ2= x0*l2=14.79 Ом

b0=2.6*10-6 Cм =b0*l2*UН.Л.2=1.07 Ом

S''Л2= S'T2+2-j+ SЛ3+10+j10*0.3=76.662+j26.463 МВА, где 10+j10*0.3 – нагрузка ПС4 на 110 кВ.

=77.78+j30.483 МВА

SЛ2= S'Л2-j=77.78+j29.413 МВА

  •  Линия 1 (ПС3), рис.4

Рис.4. Схема замещения двух цепей линии 1 и двух автотрансформаторов  на ПС3.

S''с3=15+j15*0.3+ SЛ2=92.78+j33.913 МВА, где 15+j15*0.3 – нагрузка ПС3 на 110 кВ.

=92.825+j33.913 МВА

=25.021+j8.344 МВА, где 25+j25*0.3 – нагрузка ПС3 на 10 кВ

S''B3= S'C3+ S'H3=117.845+j42.257 МВА

=117.927+j51.027 МВА

= =0.065+j0.625 МВА

S'В3+2=118.057+j52.277 МВА

jЭК=1.1 А/мм2,   n=2

=169.417 A

FЭК2=IP2/ jЭК=155.29 мм2

Принимаем  марку провода АС-240/32 (с учетом минимального сечения по короне):

IР.П.АВ4=2 IP2=338.834<605

Параметры линии на 1 км:

r0=0.121 Ом  RЛ1= r0*l1=11.374 Ом

х0=0.435 Ом  ХЛ1= x0*l1=40.89 Ом

b0=2.6*10-6 Cм =b0*l1*UН.Л.2=11.829 Ом

S''Л1= S'В3+2-j=118.057+j40.448 МВА

=119.887+j47.026 МВА

SА= S'Л1-j=119.887+j35.197 МВА

| SА |=124.947 МВА

  1.  Расчет установившихся режимов электрической сети, определение потерь мощности в линиях и трансформаторах и уровней напряжений на шинах низшего напряжения на ПС. Анализ полученных результатов. Выбор средств регулирования напряжения

Примечание: индекс Л1, Л2, Л3, Л4 указывает на соответствующую линию; индекс Т – трансформатор соответствующей ПС; индекс АТ – автотрансформатор ПС3, а также:

ВН – высшее напряжение

СН – среднее напряжение

НН – низшее напряжение

В – обмотка ВН

С – обмотка СН

Н – обмотка НН

  •  Линия 1 (ПС3), рис. 4

Напряжение балансирующего узла А

UA=1.06*220=233.2 кВ

=7.047 кВ

=9.364 кВ

=226.347 кВ

=6.816 кВ

=15.36 кВ

=220.068 кВ

=0.101 кВ

=-0.037 кВ

=219.967 кВ

=2.414 кВ

=7.386 кВ

=224.055 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=-0.096

n3=0

Отрегулированные напряжения:

=115.722 кВ

=10.716 кВ

  •  Линия 2 (ПС4), рис. 3

=3.331 кВ

=4.429 кВ

=112.478 кВ

=3.035 кВ

=6.436 кВ

=112.87 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=1.585

n4=2

Отрегулированные напряжения:

=10.425 кВ

  •  Линия 3 (ПС2), рис. 2

=3.594 кВ

=2.905 кВ

=108.923 кВ

=3.319 кВ

=7.071 кВ

=109.338 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=-2.742

n2=-3

Отрегулированные напряжения:

=10.551 кВ

  •  Линия 4 (ПС1), рис. 2

=1.626 кВ

=0.833 кВ

=107.301 кВ

=3.411 кВ

=6.436 кВ

=105.812 кВ

Выбираем отпайки (1.05Uном):

=-2.027

n1=-2

Отрегулированные напряжения:

=10.495 кВ

  1.  Определение уровней напряжения на ПС (в режиме максимальных нагрузок и аварийном режиме) при подключении/отключении компенсирующих устройств. Анализ изменений в потокораспределении по элементам электрической сети и потерях мощности при подключении компенсирующих устройств.

Все расчеты выполнены по программе «Энергия».

  •  Максимальный режим без КУ

Напряжения, рассчитанные по программе «Энергия» и рассчитанные выше отличаются на 0.1- 0.3 кВ, т.к. при ручном расчете зарядные мощности считались при номинальном напряжении линий, а при машинном – при реальном. Результаты расчета по данным «ручного» регулирования см. в Приложении 1, а данные регулирования по программе «Энергия» - в Приложении 2

Выбраны следующие отпайки («ручное регулирование»):

n3=0; n4=2; n2=-3; n1=-2

Выбраны следующие отпайки (по «Энергии»):

n3=0; n4=0; n2=-5; n1=-4

  •  Максимальный режим с подключением КУ (QКУ=14.625 МВар)

Результаты расчета см. в Приложении 3.

Выбраны следующие отпайки:

n3=-1; n4=-1; n2=-5; n1=-4

  •  Минимальный режим без КУ

Выбраны следующие отпайки:

n3=-1; n4=2; n2=-2; n1=0

Результаты расчета см. в Приложении 4

  •  Минимальный режим с подключением КУ (QКУ=11.425 МВар)

Выбраны следующие отпайки:

n3=-2; n4=1; n2=-3; n1=-1

Результаты расчета см. в Приложении 5

Подключение КУ в максимальном и минимальном режимах привело к увеличению уровней напряжения и соответствующему изменению отпаек на подстанциях, а так же к уменьшению потерь активной и реактивной мощности, в чем можно убедится, взглянув на приложения 2,3 – для режима максимальных нагрузок и 4,5 – для режима минимальных нагрузок.

  •  Аварийный режим – отключение одной цепи линии 1

Напряжение на  шинах НН ПС3 меньше 10 кВ. Результаты расчета см. в

Приложении 6.

Выбраны следующие отпайки:

n3=3; n4=-1; n2=-4; n1=-3

  •  Аварийный режим – отключение одного АТ на ПС 3

Напряжение на  шинах НН ПС3 меньше 10 кВ. Результаты расчета см. в Приложении 7

Выбраны следующие отпайки:

n3=3; n4=0; n2=-4; n1=-3

В аварийных режимах произошло снижения уровней напряжения на всех ПС, но с помощью РПН удалось увеличить их  до 1.05 от номинального за исключением напряжения на шинах НН ПС3. Напряжения на шинах НН ПС3 установились меньше 10 кВ, но в пределах, допускаемых по ГОСТ на качество электроэнергии. Отклонения составили 1% для отказа одной цепи Л1 и 2.3% - для отказа АТ на ПС3 (см. Приложения 6,7).

Примечание: в Приложениях 1-7 в первой таблице приведены результаты расчетов по узлам, во второй – по ветвям, в третьей – суммарные значения для сети, линий, трансформаторов.

  1.  Определение общей стоимости сооружения электрической сети и годовых издержек. Определение потерь энергии в элементах электрической сети и анализ их структуры. Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии. Оценка эффективности подключения компенсирующих устройств.

Выбираем типовые схемы распределительных устройств с учетом местоположения ПС и способа ее присоединения к сети, а также на основании следующих требований:

     1) Обеспечение требуемой надежности электроснабжения.

     2) Обеспечение перспективы развития ПС.

     3) Гибкость.

     4) Обеспечение экономичности сети.

     5) Учет требований противоаварийной автоматики.

Типовые схемы распределительных устройств выбраны и занесены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. РУ, выбранные  на ПС

Номер

ПС

Напряжение, кВ

220

110

10

1

-

Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Схема 110-4

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

2

-

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Схема 110-12

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

3

Схема четырехугольника

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Схема 110-12

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

4

-

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Схема 110-12

Одиночная секционированная выключателем система шин

Схема 10-1

Выбираем железобетонные двухцепные опоры.

Примечание: схему электрических соединений см. в Приложении 8.

Определяем стоимость сооружения электрической  сети и годовых издержек.

  •  Стоимость ЛЭП:

- Линии 1,2: двухцепная ВЛ, провод марки АС 240/32, напряжение 220 кВ, K0=27,8    

тыс.руб./км

- Линия 3: двухцепная ВЛ, провод марки АС 120/19, напряжение 110 кВ – K0=18,1 тыс.руб./км

- Линия 4: двухцепная ВЛ, провод марки АС 70/32, напряжение 110 кВ – K0=17,8 тыс.руб./км

Суммарная стоимость ЛЭП

тыс. руб.

  •  Стоимость подстанций:

- ПС3

4 ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ по 90 тыс. руб.

8 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб.

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

2 АТДЦТН 125000/220/110 по 253 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «четырёхугольник» на 220 кВ - 520 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

- ПС4

10 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб.

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

2 ТДН 16000/110 по 63 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин» на 220 кВ - 290 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

- ПС2

8 ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ по 35 тыс. руб.

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

2 ТРДН 25000/110 по 84 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин» на 220 кВ - 290 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

- ПС1

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

2 ТДН 16000/110 по 63 тыс. руб.

РУ на 110 кВ по схеме «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» - 36,3 тыс. руб.

Постоянные затраты на схему «два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» на 110 кВ - 270 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

  •  Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ:

% (по табл. 8.2 [1])

тыс. руб./год

  •  Ежегодные годовые издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ПС:

тыс. руб.

тыс. руб.

%, % (по табл. 8.2 [1])

тыс. руб.

Определяем потери энергии в элементах электрической сети и анализируем  их структуру

  •  Потери активной мощности энергии в воздушных линиях

МВт

МВт

МВт

МВт

Суммарные потери мощности  в ЛЭП

МВт

Время использования максимальной активной и реактивной мощностей в часах (из задания)

 

 

 

 

Мощности нагрузок на ПС (из задания)

Р1=20 МВт  Q1=20*0.3=6 Мвар

Р2=28 МВт  Q2=28*0.35=9.8 Мвар

Р3=40 МВт  Q3=40*0.3=12 Мвар

Р4=27 МВт  Q4=10*0.3+17*0.35=8.95 Мвар

Средневзвешенная величина продолжительности использования максимальной мощности

ч

Примечание: индекс 110 соответствует нагрузке ПС на 110 кВ, а индекс 10 – нагрузке ПС на 10 кВ

Время максимальных потерь всей сети

ч

- Линия 1

ч

ч, т.к. линия 1 подходит к ПС3, которая является узловой.

МВт∙ч

- Линия 2  

=3678.95 ч

ч

МВт∙ч

- Линия 3

ч

ч

МВт∙ч 

- Линия 4

ч

ч

МВт∙ч

Суммарные потери энергии в ЛЭП

МВт∙ч

  •  Потери мощности и энергии в трансформаторах

Примечание: на каждой ПС стоит по два трансформатора, т.е. n=2, а примерное время работы трансформатора в течение года ТР=8000 ч. Максимальная полная мощность нагрузки на ПС1,2,4 считается по следующей формуле , для ПС3 -  , а время максимальных потерь для ПС1,2,4 – следующим образом:

,

где i - номер ПС. Для ПС3 -. SН_Тi – номинальная мощность трансформаторов i – ой ПС.

- ПС1

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

- ПС2

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

- ПС3

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

- ПС4

МВт

МВт.

МВ∙А

МВ∙А

МВт

МВт∙ч

Суммарные потери мощности в трансформаторах

МВт

Суммарные потери энергии в трансформаторах

МВт∙ч

  •  Суммарные потери мощности в сети

МВт

  •  Суммарные потери энергии в сети

МВт∙ч

МВт∙ч

Потери энергии, посчитанные для всей сети с использованием  приблизительно равны потерям, рассчитанным как сумма потерь энергии для каждого элемента сети. Т.о. суммарные потери для всей сети можно подсчитать двумя способами: по времени максимальных потерь всей сети и как сумму потерь в каждом элементе. Второй способ является более точным.

  •  Затраты на возмещение потерь мощности и энергии:

МВт∙ч

МВт∙ч

руб./кВт∙ч,  руб./кВт∙ч

281.6 тыс. руб./год

Определим себестоимость передачи и распределения электрической  энергии

тыс. руб./год

МВт∙ч

коп./кВт∙ч

  •  Коэффициент полезного действия:

МВт

МВт

МВт∙ч

%

%

Оценим эффективность подключения компенсирующих устройств

  •  Для этого подсчитаем разность потерь энергии без подключения КУ и с ним

МВт (см. Приложение 3)

МВт∙ч

Разность составила 12536.57-10900.56=1636.01 МВт∙ч.

Т.к. потери энергии снизились, то это приведет к снижению величины затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети.

  •  Подсчитаем величину этих затрат при подключенных КУ и найдем их изменение

МВт∙ч

=4.09 МВт (см. Приложение 3)

=0.398 МВт (см. Приложение 3)

МВт∙ч

Примечание: т.к. уже содержат потери холостого хода, которые учитывает , то при расчете  их следует вычесть.

242.8 тыс. руб./год

Разность 281.6-242.8=38.8 тыс. руб./год

Т.о. величина затрат на возмещение потерь мощности и энергии в электрической сети снизилась на 38.8 тыс. руб./год. Это выгодно, поэтому подключение КУ является эффективным шагом к уменьшению годовых затрат на возмещение потерь мощности.

  1.  Заключение

В данной курсовой работе производилось проектирование электрической сети района нагрузок. В процессе выполнения курсовой работы выполнены следующие задания:

  •  Составление плана сети, см. рис. 1
    •  Выбор линий (напряжение (см. раздел 1), сечение проводов (см. раздел 3)), трансформаторов (см. раздел 2) и РУ (см. таблицу 6.1) на подстанциях
    •  Расчет установившегося режима работы электрической сети в режимах максимальных, минимальных нагрузок и аварийных режимах (отключение одной цепи Л1, и отключение одного АТ на ПС3), как самых тяжелых. См. раздел 4
    •  Определение напряжения и регулирование его на нагрузке (с помощь РПН трансформаторов подстанций) согласно ГОСТ на качество электроэнергии. См. раздел 5
    •  Рассмотрение влияния КУ на потокораспределение, потери мощности и уровни напряжения в сети. См. раздел 5
    •  Технико-экономический расчет: определение капитальной стоимости сооружения, определение потерь энергии, определение себестоимости передачи энергии, оценка подключения КУ. См. раздел 6

Спроектированная сеть работает с приемлемым КПД в 97%, но является дорогой по капитальным затратам, в обслуживании, и по стоимости передачи электроэнергии. Для уменьшения различного рода затрат можно прибегнуть к следующим шагам:

  •  Изменений плана сети и дальнейший расчет по нему

- Увеличение количества тупиковых ПС

- Уменьшение суммарной длины линий

- Изменений уровней напряжения

  •  Для уменьшения затрат на возмещения потерь в долгосрочном периоде можно подключить дополнительные КУ
  •  Выбор других РУ


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

65790. Предмет социальной психологии. Основные точки зрения на предмет социальной психологии в различных школах и направлениях 31 KB
  Предметом является исследование закономерностей психического взаимодействия личностей и способов влияния на человека коллектив социально-психологические характеристики индивида как субъекта социальных отношений изучение закономерностей поведения и деятельности людей...
65791. Национальный вопрос в программах и деятельности общероссийских политических партий с момента их образования и до октября 1917 года 18.46 KB
  Право наций на самоопределение вплоть до отделения; среди большевиков шла дискуссия по поводу включения этого пункта в программу; Ленин настоял на нём заявив при этом что он выступает за права но эти права можно реализовывать большевики не прилагали механизма реализации...
65792. Статика и динамика 31 KB
  В динамичной композиции взгляд зрителя непроизвольно начинает воспринимать элементы в определенном порядке. Таким образом с помощью динамики можно привлечь внимание к главному элементу или главной части композиции. В динамичной композиции движение может быть направлено к центру и иметь как бы конечную...
65793. Нормативный аспект культуры речи. Понятие нормы. Виды норм 38.17 KB
  Важнейший признак литературного языка нормированность. Нормы литературного языка это правила которым должны следовать все носители литературного языка. В современном языкознании выделяют такие свойства языковой нормы как объективность изменчивость вариативность.
65798. Гуманизация экономического роста 128.5 KB
  Основными макроэкономическими показателями используемыми для исчисления экономического роста общественного хозяйства являются валовой национальный продукт ВНП и национальный доход НД. Соответственно показателями экономического роста являются отношения реального...