close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

PZ(3)

код для вставкиСкачать
 Содержание
ВВЕДЕНИЕ5
1. ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ.6
2. РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.7
3. РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ.10
4. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ15
5. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ НА УЧАСТКАХ СЕТИ17
5.1. Расчет токораспределения в сети17
5.2 Выбор сечений линий электропередач19
6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ31
7. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ РУ ПОДСТАНЦИЙ НА СТОРОНЕ ВН33
8 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ36
9. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ СЕТИ45
9.1. Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок (вариант 5)45
9.1.1. Расчет параметров схемы замещения45
9.1.2. Расчет потокораспределения сети48
9.1.3. Расчет напряжений в узлах сети50
9.1.4. Выбор средств регулирования напряжения53
9.2. Расчет установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 1)55
9.2.1. Расчет параметров схемы замещения55
9.2.2 Расчет потокораспределения сети57
9.2.3 Расчет напряжений в узлах сети60
9.2.4 Выбор средств регулирования напряжения62
9.3 Расчет установившихся послеаварийных режимов (вариант 5)64
9.3.1. Расчет напряжений в узлах сети64
9.4. Расчет установившихся послеаварийных режимов (вариант 1)67
9.4.1. Расчет напряжений в узлах сети68
ЗАКЛЮЧЕНИЕ71
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:72
ПРИЛОЖЕНИЕ А73
ТАБЛИЦА 1.5 - ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ (ОБРЫВ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ ЦЕПИ 2-3)82
ПРИЛОЖЕНИЕ Б84
Введение
Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.
В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Востока, Юга и Сибири.
Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
1. Задание на курсовой проект.
Схема района развития сети показана на рисунке 1.1.
Дополнительные данные:
- cosφ=0,9 - для всех нагрузок;
- потребители узлов 8 и 12 - третьей категории надежности;
- потребители узлов 2, 9, 10 - первой категории надежности;
- Р2 = 30 МВт; Р8 = 15 МВт; Р9 = 40 МВт; Р10 = 25 МВт; Р12 = 15 МВт;
- номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
- ТMAX нагрузок - 4500 ч;
- район проектирования - Урал, район по гололеду - III.
Рисунок 1.1. - Исходная схема развития сети.
2. Разработка схем развития электрической сети.
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.
В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников III категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5), учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
В варианте 1 схема кольцевая, в варианте 2 схема магистральная. В варианте 3 кольцо образуется из узлов 1, 8, 10 и 2. В вариантах 4 и 5 - радиальная схема.
Рисунок 2.1. - Вариант 1.
Рисунок 2.2. - Вариант 2.
Рисунок 2.3. - Вариант 3.
Рисунок 2.4. - Вариант 4.
Рисунок 2.5. - Вариант 5.
3. Расчет потокораспределения в сети.
В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом. Последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.
В случае сети замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило "моментов", представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле [1, формула 3.73]:
; (3.1)
где -определяемая активная мощность источников;
- активная составляющая в узлах потребителей; - расстояние противоположенного источника до данного потребителя; - общее расстояние между источниками.
На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.
Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:
(3.2)
где l - длина линии;
n - число параллельных ветвей.
Расчет потокораспределения (вариант 1).
Схема кольцевая.
Рисунок 3.1. - Схема потокораспределения (вариант 1).
Рассчитаем кольцевую сеть по формулам (3.1) - (3.2):
Баланс активной мощности:
Расчет потокораспределения (вариант 2).
Схема электрической сети только с радиальными участками.
Рисунок 3.2. - Схема потокораспределения (вариант 2).
Расчет потокораспределения (вариант 3).
Схема с кольцевым участком.
Рисунок 3.3. - Схема потокораспределения (вариант 3).
Рассчитаем кольцевую сеть по формулам (3.1) - (3.2):
Баланс активной мощности:
Расчет потокораспределения (вариант 4).
Схема электрической сети только с радиальными участками.
Рисунок 3.4. - Схема потокораспределения (вариант 4).
Рассчитаем сеть:
Расчет потокораспределения (вариант 5).
Схема электрической сети только с радиальными участками.
Рисунок 3.5. - Схема потокораспределения (вариант 5).
Рассчитаем сеть:
4. Выбор номинального напряжения сети.
Для расчета напряжения будем использовать формулу [1, (6.25)], дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ:
, (4.1)
где P - передаваемая по линии мощность, МВт;
l - длина линии, км;
n - количество параллельных цепей на участке.
Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1.
Среднее значение:
(4.2)
Вычисления напряжений в других узлах сети производятся аналогично, по формулам (4.1-4.2). Результаты сведем в таблицы 4.1-4.5. Таблица 4.1. Расчет Uн для варианта 1.
№ участка1-22-1010-1212-91-88-9Среднее значениеUн, кВ107,589120,32880,91733,846133,19100,63680,182 Таблица 4.2. Расчет Uн для варианта 2.
№ участка1-22-1010-128-91-8Среднее значениеUн, кВ74,49885,79105,8380100,38189,3 Таблица 4.3. Расчет Uн для варианта 3.
№ участка1-22-1010-81-8Среднее значениеUн,кВ106,465118,04674,862135,237108,653 Таблица 4.4. Расчет Uн для варианта 4.
№ участка1-21-88-108-99-12Среднее значениеUн, кВ73,616128,07467,00690,47771,71486,177 Таблица 4.5. Расчет Uн для варианта 5.
№ участка1-22-1010-99-89-12Среднее
значениеUн,кВ131,468125,490107,17871,08271,714101,386 Учитывая существующую ЛЭП 110 кВ, перетоки мощности по участкам и длины линий для всех рассматриваемых вариантов (рис. 2) выбран класс номинального напряжения 110 кВ.
5. Выбор сечений линий электропередач на участках сети.
5.1. Расчет токораспределения в сети.
Для определения сечений, необходимо рассчитать узловые токи и токи на каждом участке по формуле [2, формула (4.11)]:
, (5.1)
где - передаваемая по участку мощность.
Далее определяется сечение проводов Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рис. 3.
Сечение - стандартные сечения для класса номинального напряжения . Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до - наиболее экономично сечение , при токе от до - сечение и т.д. Здесь под понимается ток в одной цепи линии. Экономические интервалы сечений приведены в [1, табл. 1.12].
Далее производится проверка выбранных сечений в возможных аварийных режимах по допустимому току, при этом должно соблюдаться условие [1, формула (6.48)]:
< , (5.3)
где - допустимый ток, определяемый из таблицы [5, таблица 3.15].
Токи нагрузок узлов определяем по формуле (5.1):
кА;
кА;
кА; кА;
кА.
Определим токи на участках сети по формуле (5.1), полученные результаты сведем в таблицы 5.1-5.5.
Таблица 5.1 - Токи на участках сети (вариант 1)
Участок1-22-55-34-314-41-14Ток, кА0,2900,1150,0570,0600,1470,205 Таблица 5.2 - Токи на участках сети (вариант 2)
Участок1-22-51-1414-44-3Ток, кА0,2330,0580,2620,2040,117 Таблица 5.3 - Токи на участках сети (вариант 3)
Участок1-22-52-31-1414-44-3Ток, кА0,3330,0580,1000,1620,1040,017 Таблица 5.4 - Токи на участках сети (вариант 4)
Участок1-22-51-44-33-51-14Ток, кА0,2310,0560,2060,1190,0020,058 Таблица 5.5 - Токи на участках сети (вариант 5)
Участок1-22-32-51-41-14Ток, кА0,3500,1170,0580,0870,058 5.2 Выбор сечений линий электропередач
Проведем расчет для варианта 1.
Участок 1-2.
При токе I 1-2 = 0,290 кА с учетом того, что участок существующий и состоит из двух параллельных линий сечением 240 мм2 , ток на одну цепь IЦ = I1-2/2 = 0,145 кА, сечение проходит.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из двух цепей, I АВ 1-2 =0,290 кА, допустимый ток по нагреву для сечения 240 мм2 составляет I АВ АС-240 = 610 А. Таким образом, I АВ 1-2 < IДОП и проверка даёт удовлетворительный результат.
Участок 1-14.
При токе I 1-14 = 0,205 кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 1-14, ток на одну цепь IЦ = I3-4/2 = 0,103 кА, соответствует сечению 120 мм2.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из двух цепей, I АВ 3-4 =0,205 кА, допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм2 составляет I АВ АС-70 = 265 А. Таким образом, I АВ 3-4 < IДОП и проверка даёт удовлетворительный результат.
Схема является кольцевой.
Выбор сечений производится аналогично выбору в разомкнутой сети:
участок 1-2 - существующий, ток I 1-2 = 0,290 кА, сечение 2хАС-240/39; участок 2-5 - ток I 2-5 = 0,115 кА, выбираем сечение АС-120/19;
участок 5-3 - ток I 5-3 = 0,57 кА, выбираем сечение АС-70/19;
участок 3-4- ток I 3-4 = 0,60 кА, выбираем сечение АС-70/19;
участок 4-14- ток I 3-1 = 0,147 кА, выбираем сечение АС-120/19;
участок 14-1- ток I 3-1 = 0,205 кА, сечение АС-120/19;
Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.
Аварийный режим - обрыв линии 1-2
Участок 1-14:
Imax 1-14 = I2 + I5 + I3 + I4 + I14= 0,495 кА > IДОП = 390 А.
Выбранное сечение не проходит по условию нагрева. Следовательно, нужно выбрать другое сечение. Выбираем сечение АС - 240/39 для участка 2-5. Imax АВ 2-5 = 0,495 кА < IДОП = 610 А.
Участок 14-4:
Imax 14-4 = I2 + I5 + I3 + I4 = 0,437 кА > IДОП = 390 А.
Выбранное сечение не проходит по условию нагрева. Следовательно, нужно выбрать другое сечение. Выбираем сечение АС - 240/39 для участка 2-5. Imax АВ 2-5 = 0,437 кА < IДОП = 610 А.
Участок 4-3:
Imax 4-3 = I2 + I5 + I3 = 0,350 кА > IДОП = 265 А.
Выбранное сечение не проходит по условию нагрева. Следовательно, нужно выбрать другое сечение. Выбираем сечение АС - 120/19 для участка 2-5. Imax АВ 2-5 = 0,350 кА < IДОП 390 А.
Участок 3-5:
Imax 3-5 = I2 + I5 = 0,233 кА < IДОП = 265 А.
Аварийный режим - обрыв линии 1-14
Участок 1-2:
Imax 1-2 = I2 + I5 + I3 + I4 + I14= 0,495 кА > IДОП = 390 А.
Выбранное сечение не проходит по условию нагрева. Следовательно, нужно выбрать другое сечение. Выбираем сечение АС - 240/39 для участка 2-5. Imax АВ 2-5 = 0,495 кА < IДОП = 610 А.
Участок 2-5:
Imax 2-5 = I14 + I5 + I3 + I4 = 0,320 кА < IДОП = 390 А.
Участок 5-3:
Imax 5-3 = I3 + I4 + I14 = 0,262 кА < IДОП = 265 А.
Участок 3-4:
Imax 3-5 = I4 + I14 = 0,145 кА < IДОП = 265 А.
Результаты расчёта сведены в таблицу 5.6.
Таблица 5.6 - Выбор сечений проводников (вариант 1)
ЛинияВидТок участка, кАСечениеЧисло цепейВид аварии,кА,А1-2сущ.0,290АС-240/322обрыв одной цепи0,2906101-2сущ.0,290АС-240/322обрыв 1-14 0,4956102-5проект0,115АС-120/191обрыв 1-140,3203905-3проект0,057АС-70/191обрыв 1-20,2332655-3проект0,057АС-70/191обрыв 1-140,2622653-4проект0,060АС-120/191обрыв 1-20,3503903-4проект0,060АС-70/321обрыв 1-140,1452654-14проект0,147АС-240/321обрыв 1-20,43761014-1проект0,205АС-120/192обрыв 1-й цепи0,20539014-1проект0,205АС-120/192обрыв 1-20,495390 Аналогично проводим выбор сечений проводников для вариантов 2-5.
Результаты расчётов для вариантов 2-5 сведены в таблицы 5.7-5.10.
Вариант 2
Аварийный режим - обрыв параллельной линии
Таблица 5.10 - Выбор сечений проводников (вариант 2)
ЛинияВидТок участка, кАСечениеЧисло цепейВид аварии,кА,А1-2сущ.0,233АС-240/292обрыв 1 цепи0,2336102-5проект0,058АС-70/112обрыв 1 цепи0,0582651-14проект0,262АС-70/112обрыв 1 цепи0,26226514-4проект0,204АС-70/112обрыв 1 цепи0,2042654-3проект0,117АС-70/112обрыв 1 цепи0,117265
Вариант 3
Аварийный режим - обрыв параллельной линии
Аварийный режим - обрыв линии 1-14
Аварийный режим - обрыв линии 1-2
Таблица 5.7 - Выбор сечений проводников (вариант 3)
ЛинияВидТок участка, кАСечениеЧисло цепейВид аварии,кА,А1-2сущ.0,333АС-240/292обрыв одной цепи0,3336101-2сущ.0,333АС-240/292обрыв 1-140,4956102-5проект0,058АС-70/112обрыв одной цепи0,0582652-3проект0,100АС-70/111обрыв 1-20,2332652-3проект0,100АС-70/111обрыв 1-140,2622653-4проект0,017АС-120/191обрыв 1-20,3503903-4проект0,017АС-70/111обрыв 1-140,1452654-14проект
0,104АС-240/291обрыв 1-20,4376101-14проект0,162АС-70/112обрыв одной цепи0,1622651-14проект0,162АС-70/112обрыв 1-20,495265 Вариант 4
Аварийный режим - обрыв параллельной линии
Аварийный режим - обрыв линии 1-4
Аварийный режим - обрыв линии 1-2
Таблица 5.8 - Выбор сечений проводников (вариант 4)
ЛинияВидТок участка, кАСечениеЧисло цепейВид аварии,кА,А1-2сущ.0,231АС-240/322обрыв одной цепи0,2316101-2проект0,231АС-240/322обрыв 1-40,4376101-14проект0,058АС-70/111обрыв одной цепи0,0582652-5проект0,056АС-70/111обрыв 1-40,2622655-3проект0,002АС-70/111обрыв 1-20,2332655-3проект0,002АС-70/111обрыв 1-40,2042653-4проект0,119АС-120/191обрыв 1-20,3503901-4проект0,206АС-70/112обрыв одной цепи0,2062651-4проект0,206АС-70/112обрыв 1-20,437265 Вариант 5
Аварийный режим - обрыв параллельной линии
Таблица 5.9 - Выбор сечений проводников (вариант 5)
ЛинияВидТок участка, кАСечениеЧисло цепейВид аварии,кА,А1-2сущ.0,350АС-240/322обрыв 1 цепи0,3506101-14проект0,058АС-70/112обрыв 1 цепи0,0582651-4проект0,087АС-70/112обрыв 1 цепи0,0872652-3проект0,117АС-70/112обрыв 1 цепи0,1172652-5проект0,058АС-70/112обрыв 1 цепи0,058265 6. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Необходимо обеспечить энергией потребителей первой и второй категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей третьей категории.
Условия выбора:
;
; (6.1)
.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
. (6.2)
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.
МВА;
МВА.
Выбираем тип трансформатора согласно [5, таблица 5.13] ТРДН-25000/110. При этом:
;
;
.
, то есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 33%.
Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Выбор понижающих трансформаторов
№ узлаМощность нагрузкиSФ.Т.,
МВ·АТип и число трансформаторовР, МВтS, МВт 23033,3323,12xТРДН-25000/11032022,215,92xТДН-16000/11041516,711,92xТДН-16000/1105, а1011,117,92хТДН-10000/1105, б1011,11-ТДН-16000/11014, а1011,117,92хТДН-10000/11014,б1011,11-ТДН-16000/110 7. Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек [2, таблица 7.4, рисунок 7.10]. Выбор схем соединения РУ и количество выключателей вариантов представлены в таблице 7.1 - 7.5.
Таблица 7.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
№ узлаЧисло присоединенийСхема распределительного устройства 110 кВЧисло ячеек
выключателей 110 кВлинийтрансформаторов142Две рабочие и обходная системы шин8232Одна секционированная и обходная системы шин7322Четырехугольник4422Четырехугольник45а22Мостик25б21Заход-выход214а32Одна секционированная системы шин614б31Одна секционированная системы шин5Итого: 31(30) Таблица 7.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
№ узлаЧисло присоединенийСхема распределительного устройства 110 кВЧисло ячеек
выключателей 110 кВлинийтрансформаторов142Две рабочие и обходная системы шин8242Одна секционированная и обходная системы шин8322Четырехугольник4432Одна секционированная и обходная системы шин75а22 Два блока с неавтоматической перемычкой25б21Заход-выход214а42Одна секционированная системы шин714б41Одна секционированная системы шин6Итого: 37(35) Таблица 7.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
№ узлаЧисло присоединенийСхема распределительного устройства 110 кВЧисло ячеек
выключателей 110 кВлинийтрансформаторов142Две рабочие и обходная системы шин8252Одна секционированная и обходная системы шин9322Четырехугольник4422Четырехугольник45а22Два блока с неавтоматической перемычкой25б21Заход-выход214а32Одна секционированная системы шин614б31Одна секционированная системы шин5Итого: 33(32)
Таблица 7.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
№ узлаЧисло присоединенийСхема распределительного устройства 110 кВЧисло ячеек
выключателей 110 кВлинийтрансформаторов162Две рабочие и обходная системы шин10232Одна секционированная и обходная системы шин7322Четырехугольник4432Одна секционированная и обходная системы шин75а22Мостик35б21Заход-выход214а22Два блока с неавтоматической перемычкой214б21Заход-выход2Итого: 33(32) Таблица 7.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
№ узлаЧисло присоединенийСхема распределительного устройства 110 кВЧисло ячеек
выключателей 110 кВлинийтрансформаторов162Две рабочие и обходная системы шин10262Две рабочие и обходная системы шин10342Четырехугольник4442Четырехугольник4522(1)Два блока с неавтоматической перемычкой (заход-выход)2(2)1422(1)Два блока с неавтоматической перемычкой (заход-выход)2(2)Итого: 32(32) 8 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Общие положения
Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле [1, формула (6.19)]: , руб./год, (8.1)
где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );
- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях [1, формула (6.2)];
У - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений [1, формула (6.4)]:
; (8.2)
, (8.3)
где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [1, таблица 6.1].
Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле [1, формула (6.7)]:
, (8.4)
где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
- суммарные потери холостого хода трансформаторов;
β0 - удельная стоимость потерь активной энергии, 1,5 руб., [5, таблица 6.3].
τ - число часов максимальных потерь в году. Определяется по формуле [1, формула (12.20)]:
. (8.5)
В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
, (8.6)
где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [1, рисунок 6.4, а];
- максимальная нагрузка потребителя;
- коэффициент вынужденного простоя;
- степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении).
Коэффициент вынужденного простоя определяется по формуле [1, формула (6.22а)]:
, (8.7)
где m - число последовательно, включенных элементов сети;
- среднее время восстановления элемента i [4, таблица 2.33];
- параметр потока отказов элемента i [4, таблица 2.32].
Капитальные вложения в линии:
; (8.8)
где С - стоимость 1 км линии;
- длина линии; п - число параллельных линий.
Капитальные вложения в подстанцию:
; (8.9)
где С - стоимость 1 ячейки выключателя;
п - число ячеек для учета.
На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.
Экономическое сопоставление вариантов
Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов присоединения узла 4. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 4 для вариантов 1, 2 и 5.
Подвариант а предполагает установкe на подстанции 5 двух трансформаторов ТДН-10000/110 (рис. 8.5, а), подвариант б установку на подстанции 5 одноготрансформатора ТДН-16000/110 (рис. 8.5,б).
Подвариант а. Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 [1, табл. 2.6] составляет 16200 тыс.руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ - 2100 тыс.руб. [1, табл. 2.3], тогда:
тыс.руб.,
тыс.руб.,
тыс.руб.
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1, табл. 2.1] для подстанций 110 кВ - 9,4% соответственно .
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
,
где ; ; Ом/км [1, табл. 1.9].
Тогда:
(ТДН - 10000/110) Ом [1, табл. 1.30];
Ом; Ом.
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
МВт.
Потери мощности в максимальном режиме , ток определен при выборе сечений, кА, тогда:
МВт.
Число часов максимальных потерь
ч.
Удельная стоимость потерь электроэнергии β0 составляет 1,5 коп./кВт·ч [1, рис. 2.1], тыс.руб./МВт·ч.
Издержки
тыс.руб.
Таким образом, приведенные затраты в подвариант а присоединения узла 5 составляют
тыс.руб.
Подвариант б. Капиталовложения в подстанцию:
тыс.руб.,
Капиталовложения в линию:
тыс.руб.
тыс.руб.
Издержки на потери:
Ом; Ом; Ом;
МВт; МВт;
тыс.руб.
Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания
;
при его расчете следует учесть один элемент: трансформатор (m = 1), при полном отключении , удельный ущерб тыс.руб./кВт = тыс.руб./МВт [1, рис. 2.2], МВт.
Параметры потока отказов трансформатора отказ/год [1, табл. 2.33]. Среднее время восстановления [1, рис. 2.31] для трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и лет/отказ при его отсутствии,
тыс.руб.
Приведенные затраты для подварианта б:
тыс.руб.
Вариант Б более экономичен, отличие более 5 %, предпочтение отдается ему.
Число выключателей, которое следует учесть при сопоставлении вариантов, сведено в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 - Число ячеек выключателей по вариантам
Вариант12345Число ячеек выключателей3035343238Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении05222 При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1 - 2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.
Результаты расчетов варианта 1 сведены в таблицу 8.3. Расчеты для других вариантов аналогичны расчетам варианта 1. Расчеты вариантов 2-5 сведены в таблицы 8.4-8.7. Итоговое экономическое сравнение вариантов представлено в таблице 8.8.
Таблица 8.3 - Расчет экономических показателей линий (вариант 1)
ЛинияВидДлина,
кмТок, АСечениеR, Ом,
МВт,
тыс. руб.1-2сущ.232902хАС-2401,380,34802-5проект22115АС-1205,7840,217250805-3проект3757АС-7015,840,15430683-4проект1760АС-1204,2230,046193804-14проект32147АС-2403,840,2493840014-1проект 222052хАС-1202,7390,34537356Всего:1,355163284 Таблица 8.4 - Расчет экономических показателей линий (вариант 2)
ЛинияВидДлина,
кмТок, АСечениеR, Ом,
МВт,
тыс. руб.1-2сущ.232332хАС-2401,380,82502-5проект22582хАС-704,7080,05512161-14проект222622хАС-704,7080,975121614-4проект322042хАС-706,8480,855744964-3проект171172хАС-703,6380,1539576Всего:2,85216504
Таблица 8.5 - Расчет экономических показателей линий (вариант 3)
ЛинияВидДлина,
кмТок, АСечениеR, Ом,
МВт,
тыс. руб.1-2сущ.233332хАС-2401,380,4602-5проект2258АС-704,7080,05512161-14проект221622xАС-704,7080,373854414-4проект32104АС-2403,840,125384004-3проект1717АС-1204,2330,004193803-2проект16100АС-706,8480,20518624Всего:1,214166164 Таблица 8.6 - Расчет экономических показателей линий (вариант 4)
ЛинияВидДлина,
кмТок, АСечениеR, Ом,
МВт,
тыс. руб.1-2сущ.232312xАС-2401,380,2201-14проект22582xАС-704,7080,05512162-5проект2256АС-709,6360,09256085-3проект372АС-7016,2060430683-4проект17119АС-1204,2330,18193804-1проект172062xАС-703,7230,47429784Всего:1,014169056
Таблица 8.7 - Расчет экономических показателей линий (вариант 5)
ЛинияВидДлина,
кмТок, АСечениеR, Ом,
МВт,
тыс. руб.1-2сущ.233502хАС-2401,380,5101-14проект22582х АС-704,7080,05512161-4проект17872х АС-703,6380,08395762-5проект22582х АС-704,7080,05512162-3проект161172хАС-703,4240,1437248Всего:0,83179256 Таблица 8.8 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети
№ЗδЗ,вар.тыс. руб.о. е.116328401632483519,4627685,511,002216504105002270047402,5941692,181,51316616421001682643153,2428194,911,02416905642001732562633,7628552,851,03517925642001834562155,84229584,531,07 Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 1 вариант развития сети, учитываем, что один вариант развития электрической сети будет радиальная схема (вариант 5), а второй - кольцевая (вариант 1). Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
9. Расчет установившихся режимов сети
9.1. Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок (вариант 5)
9.1.1. Расчет параметров схемы замещения
Для расчета подготовлена схема замещения сети (рисунок 9.1), параметры схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.2 (по ветвям схемы). При подготовке схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации, .
Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21, 31, 41, 51 и 141).
Рисунок 9.1 - Схема режима максимальных нагрузок (вариант 5)
Таблица 9.1 - Параметры узлов сети
Номер узлаUном, кВМощность узлаP, МВтQ, МВт1115--21100,0540,3531100,0380,22441100,0380,22451100,0190,112141100,0190,1122110,53014,533110,5209,664110,5157,295110,5104,8414110,5104,84
Параметры схемы замещения линий находятся по формулам:
;(9.1)
; (9.2)
,(9.3)
где R0 - удельное активное сопротивление [5, таблица 3.8];
X0 - удельное реактивное сопротивление [5, таблица 3.8];
b0 - удельная емкостная проводимость [5, таблица 3.8].
Параметры схемы замещения трансформаторов находятся по формулам:
; (9.4)
, (9.5)
где N - число трансформаторов на подстанции.
Таблица 9.2 - Параметры ветвей сети
Номер узлаR, ОмX, ОмB, мкСм, МВАрКтнНач.Кон.121,384,658129,260,855-2211,2727,91--0,091143,6383,77486,70,573-4412,1943,35--0,0961144,7084,884112,20,742-141414,3886,7--0,096233,4243,55281,60,540-3312,1943,35--0,096254,7084,884112,20,742-5514,3886,7--0,096 Емкости линий определяются по формуле [1, формула (3.21)]:
. (9.6)
МВар;
МВар;
МВар;
МВАр;
МВар.
9.1.2. Расчет потокораспределения сети
Определяем мощности на всех участках с учетом потерь, начиная от потребителей к источнику. Потери определяются по формулам [1, формула (3.23)]:
; (9.7)
. (9.8)
Определим расчетные нагрузки:
Расчет потоков мощности:
Участок 2-5:
Участок 2-3:
Участок 1-2:
Участок 1-14:
Участок 1-4:
9.1.3. Расчет напряжений в узлах сети
Продольная составляющая падения напряжения [1, формула (3.35)]:
. (9.10)
Напряжение в начале линии [1, формула (3.37)]:
. (9.11)
Определим напряжение на стороне ВН по формулам (9.10) - (9.11):
кВ;
кВ.
Аналогично для узлов 5, 3, 4 и 14 найдем напряжения на высокой стороне. Результаты вычислений занесем в таблицу 9.3.
Таблица 9.3 - Напряжения на высокой стороне в узлах
Узел234514∆U, кВ2,080,9760,7120,6660,445U, кВ112,92111,944114,288112,254114,555 Напряжение на стороне НН [1, формула (3.50)]:
; (9.12)
. (9.13)
= 108,478 кВ;
кВ.
Аналогично для узлов 31, 41, 51 и 141 найдем по формулам (9.12) - (9.13) напряжения на низкой стороне. Результаты вычислений занесем в таблицу 9.4.
Таблица 9.4 - Напряжения на низкой стороне в узлах
Узел21314151141UВ, кВ108,478107,246110,936107,573109,965UН, кВ9,87210,310,6510,3310,56
Рисунок 9.2 - Карта режима сети (вариант 5)
9.1.4. Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них, поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.
Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21:
, (9.14)
где цена одной отпайки равна 2,047 кВ. Тогда
.
Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):
кВ.
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесем в таблицу 9.5.
Таблица 9.5 - Выбор отпаек на трансформаторах
Номер узла21314151141Требуемое напряжение на ПС, кВ10,410,410,410,410,4Напряжение до регулирования, кВ9,87210,310,6510,3310,56Рациональная отпайка-3-3-1-3-2Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ10,4610,3410,3110,3810,41 Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
9.2. Расчет установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 1)
9.2.1. Расчет параметров схемы замещения
Для расчета подготовлена схема замещения сети, представленная на рисунке 9.3, параметры схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.6 (по ветвям схемы).
Рисунок 9.3 - Схема режима максимальных нагрузок (вариант 4)
Параметры схемы замещения находим по формулам (9.1) - (9.5).
Параметры ветвей сети представим в таблице 9.6.
Таблица 9.6 - Параметры ветвей сети
Номер узлаR, ОмX, ОмB, мкСм, МВАрКтнНач.Кон.121,384,658129,260,855-2211,2727,91--0,091255,4789,39458,520,354-5514,3886,7--0,0965315,83616,42894,350,5713312,1943,35--0,096344,2337,25945,220,274-4412,1943,35--0,0964143,8412,9689,920,544-141414,3886,7--0,0961412,7394,697117,040,708- 9.2.2 Расчет потокораспределения сети
В данном варианте сеть имеет кольцевой участок, поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием, то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 5).
Расчет кольца 1 - 2 - 5 - 3 - 4 - 14 - 1.
Определим точку потокораздела:
Баланс мощностей:
S1' + S1" = S2 + S3 + S4 + S5 + S14 35,894 + j18,956 +49,743 + j24,343 = 30,161+j16,016+20,12+j10,686+15,084+j7,576+10,059+j4,836+10,059+j4,509
85,637+j43,279=85,483+j43,623
Определим перетоки мощностей без учета потерь:
S14-4 = S 1-14 - Sр14 = 35,894 + j18,956- 10,059 - j4,509= 25,835+j14,447МВА;
S4-3 = S14-4 - S4 = 25,835+j14,447- 15,084 - j7,576 = 10,751+ j6,871 МВА;
S2-5 = S 1-2 - S2 = 49,743+ j24,343 - 30,161 - j16,02 = 19,582+ j8,327 МВА;
S5-3 = S2-5 - S5 = 19,582+ j8,327 - 10,059 - j4,836 = 9,523+j3,491 МВА.
Точка потокораздела - узел 3
Мощности на участках с учетом потерь:
Участок 4-3:
Участок 14-4:
Участок 1-14:
Участок 5-3:
Участок 2-5:
Участок 1-2:
9.2.3 Расчет напряжений в узлах сети
Определим напряжения в узлах на стороне высокого напряжения по формулам (9.10) - (9.11). Результаты вычислений занесем в таблицу 9.7.
Таблица 9.7 - Напряжения в узлах на высокой стороне
Узел23'3"4514∆U, кВ2,0540,8661,9072,6371,6951,24U, кВ112,948110,257109,346111,123111,253113,76 Вычислим среднее значение напряжения в узле 3:
кВ.
Определим напряжения на низкой стороне в узлах по формулам (9.12) - (9.13). Результаты вычислений занесем в таблицу 9.8.
Таблица 9.8 - Напряжения в узлах на низкой стороне
Узел21314151141UВ, кВ108,507104,54107,678106,531109,139UН, кВ9,87410,03610,33710,22710,477 Рисунок 9.5 - Карта режима сети (вариант 1)
9.2.4 Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21:
где цена одной отпайки равна 2,047 кВ. Тогда
.
Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):
кВ.
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 9.9.
Таблица 9.9 - Выбор отпаек на трансформаторах
Номер узла21513141141Требуемое напряжение на ПС, кВ10,410,410,410,410,4Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ9,87410,03610,33710,22710,477Рациональная отпайка-3-5-3-4-2Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ10,46610,47710,38610,47210,477 Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
9.3 Расчет установившихся послеаварийных режимов (вариант 5)
Расчет послеаварийных режимов аналогичен расчету установившихся режимов максимальных нагрузок. Рассмотрим наиболее тяжелые для системы случаи обрывов проводов на различных участках.
Мощности на участках и потери мощности в них находятся по формулам (9.7) - (9.9).
Обрыв одной из параллельных цепей линии 1-2. Данный аварийный режим затрагивает перетоки мощности только на участке 1-2.
Участок 1-2:
9.3.1. Расчет напряжений в узлах сети
Напряжения в узлах найдем по формулам (9.10) - (9.11). Результаты расчета приведем в таблице 9.10.
Таблица 9.10 - Напряжения в узлах на высокой стороне
Узел235∆U, кВ4,3780,9960,679U, кВ110,622109,626109,943 Напряжения на низкой стороне в узлах найдем по формулам (9.12) - (9.13). Результаты расчета приведем в таблице 9.11.
Таблица 9.11- Напряжения в узлах на низкой стороне
Узел213151UВ, кВ106,091104,83105,166UН, кВ9,6510,0610,1
Рисунок 9.6 - Установившийся послеаварийный режим при обрыве одной цепи линии 1-2 (вариант 5)
Рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для узлов
Результат расчета рациональных отпаек представлен в таблице 9.12.
Таблица 9.12 - Выбор отпаек на трансформаторах
Номер узла21314151141Требуемое напряжение на ПС, кВ10,410,410,410,410,4Напряжение до регулирования, кВ9,6510,0610,6510,110,56Рациональная отпайка-4-5-1-5-2Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ10,4310,510,3110,5410,41 Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий послеаварийного режима не требуется.
9.4. Расчет установившихся послеаварийных режимов (вариант 1)
Расчет послеаварийных режимов аналогичен расчету установившихся режимов максимальных нагрузок. Рассмотрим наиболее тяжелый для системы случай обрыва проводов на различных участках.
Мощности на участках и потери мощности в них находятся по формулам (9.7) - (9.9).
Рассмотрим вариант обрыва линии 1-2. В данном случае кольцевая сеть становится радиальной.
Участок 2-5:
Участок 5-3:
Участок 3-4:
Участок 4-14:
Участок 14-1:
9.4.1. Расчет напряжений в узлах сети
Определим напряжения в узлах на стороне высокого напряжения по формулам (9.10) - (9.11). Результаты вычислений занесем в таблицу 9.13.
Таблица 9.13 - Напряжения в узлах на высокой стороне
Узел234514∆U, кВ45,549,34711,5654, 84U, кВ79,56489,636100,66983,564110,016 Напряжения на низкой стороне в узлах найдем по формулам (9.12) - (9.13):
Результаты вычислений занесем в таблицу 9.14.
Таблица 9.14 - Напряжения в узлах на низкой стороне
Узел21314151141UВ73,3789,63696,87689,64105,243UН6,79,1259,38,610,243 Установившийся послеаварийный режим при обрыве линии 1-2 представлен на рисунке 9.7.
Рисунок 9.7 - Установившийся послеаварийный режим при обрыве линии 1-2 (вариант 1)
Рассчитываем рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для узлов.
Результат расчета рациональных отпаек представлен в таблице 9.15.
Таблица 9.15 - Выбор отпаек на трансформаторах
Номер узла21314151141Требуемое напряжение на ПС, кВ10,410,410,410,410,4Напряжение до регулирования, кВ6,79,1259,38,610,243Рациональная отпайка-9-8-9-9-4Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ7,989,5410,539,5410,35 В узлах 2, 3 и 5 напряжение ниже допустимого. В узлах 3 и 5 напряжение допустимое при аварийном режиме. Для узла 2 требуется установить компенсирующие устройства.
Мощность КУ определяется по формуле [2, формула (5.21)]:
, (9.9)
где .
Мощность компенсирующих устройств в узлах 2:
Заключение
В курсовом проекте рассмотрены пять вариантов развития сети с учетом существующей линии 110 кВ, при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения по качеству электроэнергии приняты две схемы: радиальная и кольцевая. Установившиеся режимы максимальных нагрузок и установившиеся послеаварийные режимы проверены в программе RatstrWin для двух выбранных для дальнейшего рассмотрения вариантов.
Список используемой литературы:
1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.: ил.
2. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие. - Ростов-Н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. - 720 с.
3. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. - М.: Университетская книга; Логос, 2006. - 254 с.
4. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 3-е изд., стер. - М.: Издательский центр "Академия", 2006. - 448 с.
5. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине "Электроэнергетика" / Уфимск. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т.Ю.Волкова, Г.М. Юлукова.
6. Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 320 с.ил.
Приложение А
Проверка расчетов в программе RastrWin 2.25.1.1
Проверка режимов варианта 5
Для выполнения расчета необходимо использовать схему замещения (рисунок 9.1), а также таблицы 9.1, 9.2. Данные таблиц 9.1, 9.2 вводятся в поля программы и на их основании программа производит расчеты, представленные в таблицах 10.1-10.7. В графическом поле программы все узлы соединяются в одну сеть, на схемах, изображенных на рисунках 10.1-10.7, автоматически показываются все перетоки мощностей и значения напряжений в узлах. Таблица 1.1 - Режим максимальных нагрузок варианта 5
Рисунок 1.1 - Карта режима максимальных нагрузок варианта 5
Таблица 1.2 - Послеаварийный режим (обрыв параллельной цепи 1-2)
Рисунок 1.2 - Карта послеаварийного режима (обрыв 1-2)
Таблица 1.3 - Послеаварийный режим (обрыв параллельной цепи 1-4)
Рисунок 1.3 - Карта послеаварийного режима (обрыв 1-4)
Таблица 1.4 - Послеаварийный режим (обрыв параллельной цепи 2-5)
Рисунок 1.4 - Карта послеаварийного режима (обрыв 2-5)
Таблица 1.5 - Послеаварийный режим (обрыв параллельной цепи 2-3)
Рисунок 1.5 - Карта послеаварийного режима (обрыв 2-3)
Приложение Б
Проверка режимов варианта 1 Таблица 2.1- Режим максимальных нагрузок варианта 1
Рисунок 1
Рисунок 2.1 - Карта режима максимальных нагрузок варианта 1
Таблица 2.2 - Послеаварийный режим (обрыв 1-2)
Рисунок 2.2.1 - Карта послеаварийного режима (обрыв 1-2)
Рисунок 2.2.2 - Карта послеаварийного режима с учетом установки КУ (обрыв 1-2)
Таблица 2.3 - Послеаварийный режим (обрыв 1-14)
Рисунок 2.3 - Карта послеаварийного режима (обрыв 1-14)
Таблица 2.4 - Послеаварийный режим (обрыв 2-5) Рисунок 2.4 - Карта послеаварийного режима (обрыв 2-5)
Таблица 2.5 - Послеаварийный режим (обрыв3-4)
Рисунок 2.5 - Карта послеаварийного режима (обрыв 3-4)
Таблица 2.6 - Послеаварийный режим (обрыв4-14) Рисунок 2.6 - Карта послеаварийного режима (обрыв 4-14)
Таблица 2.7 - Послеаварийный режим (обрыв5-3) Рисунок 2.7 - Карта послеаварийного режима (обрыв 5-3)
4
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
595
Размер файла
6 010 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа