Логин:
Пароль:
Забыли пароль?
Логин:
Пароль:
Email:

Электрическая сеть района системы 110 кВ

Вид работы: Рефераты 131436727801.zip, 252.27 КБ
Категория: Разное
Дата добавления: 26 Августа 2011

Для нормального просмотра необходимо иметь шрифт ISOCPEUR
Выполняю расчеты курсового по сетям 110 кВ. Возможно оформление курсового проекта. Пример выполнения расчета и возможного оформления приведен ниже.
Со всеми вопросами обращаться:
Министерство энергетики РФ
Невинномысский энергетический техникум
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Предмет: Электрические сети энергетических систем
Специальность: 1001

Группа: 128
Тема: "Электрическая сеть района системы 110 кВ"
Разработал: Демченко В.В.

Руководитель: Озина Н.В.

2001 г
1999
№ Обозначение Наименование документа
1 КП.1001.128.07.34.ВД Ведомость документа
2
Задание
3 КП.1001.128.07.34.ПЗ Пояснительная записка
4 КП.1001.128.07.34.ЭССП Электрическая схема сети потокораздела КП.1001.128.07.34.ВД

Изм Лист № докум. Подпись Дата Электрическая сеть района системы 110кВ Литера Лист Листов
Разраб. Демченко В.
8.11.01
К 1 1
Руковод. Озина Н.В.

НЭТ
ЗАДАНИЕ
Исходные данные
Координаты ПС района электрической сети системы
Координата Номера ПС Связь с другим районом системы на ПС
1 2 3 4 С
Y, км 0 11 36 30 22 ПС3
ПС1
X, км 35 20 21 45 6

Приходит: ПС3 42+j20,
Уходит: ПС1 10+j4 МВА
Нагрузки ПС МВт в максимальном режиме работы потребителей и минимальном режиме в % от максимального.
Максимальный режим Минимальный режим
Номера подстанций
% cos(
1 2 3 4 cos(

12,0 20 57,4 32,1 0,87 70 0,83

Время использования максимальной нагрузки Тмах=4000 ч
Коэффициент участия в максимуме нагрузки Куч=0,8
Номинальное напряжение линий на вторичной стороне ПС 10 кВ
Высшая категория потребителей (1)
Напряжения на шинах ПС в режиме максимальных нагрузок 115 кВ, в режиме минимальных нагрузок 114 кВ в послеаварийном режиме 115 кВ
Климатический район по гололеду III
Стоимость потеряной электроэнергии принять 0,28 руб за кВт(ч
Коэффициент удорожания Кув=10

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
КП.1001.128.07.34.ПЗ

Изм Лист № докум. Подпись Дата Электрическая сеть района системы 110кВ Литера Лист Листов
Разраб. Демченко В.
Руковод. Озина Н.В.

НЭТ


стр.1 Введение
2 Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов
3 Приведение нагрузок к высшей стороне трансформаторов

в максимальном и минимальном режимах работы
4 Разработка вариантов схем электрической сети района
5 Электрический расчет электрической сети двух вариантов

до определения потерь и уровней напряжения
6 Разработка схем присоединения ПС к электрической сети
7 Технико-экономическое сравнение вариантов электрической

сети и выбор из них наивыгоднейшего
8 Определение потерь т уровней напряжения для выбранного варианта

в максимальном режиме нагрузок потребителей в нормальном режиме
9 Электрический расчет выбранного варианта в минимальном режиме

Нагрузок потребителей в нормальном режиме работы
10 Электрический расчет одного наиболее тяжелого аварийного

режима при максимальных нагрузках потребителей
11 Выбор ответвлений трансформаторов и определение

Напряжений на низшей стороне ПС во всех режимах работы
12 Список используемой литературы

КП.1001.128.07.34.ПЗ

Изм Лист № докум. Подпись Дата Электрическая сеть района системы 110кВ Литера Лист Листов
Разраб. Демченко В.
Руковод. Озина Н.В.

НЭТ

1. ВВЕДЕНИЕ.
Основные концептуальные подходы к реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей и проект программы технического перевооружения электрических сетей РАО ЕЭС России на 2001-2005 гг. были рассмотрены на совместном заседании НТС РАО ЕЭС России и НС Российской академии наук по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики 2 ноября 2000 г. в Пятигорске.
Определены проблемные, требующие глубокой научно-технической проработки основополагающие задачи технического перевооружения и реконструкции электрических сетей на длительную перспективу направленные на:
Повышение гибкости и управляемости ЕЭС России
Обеспечение высокой надежности работы электрических сетей
Обновление устаревшего действующего парка основного и вспомогательного силового оборудования ВЛ и подстанций
Исследование эксплуатационного ресурса электротехнического оборудования, конструкций и сооружений (в том числе проводов, изоляции, металлических и железобетонных опор) ВЛ
Оптимизацию первичных системообразующих и распределительных подстанций
Придание качественно нового уровня электрическим сетям в процессе их технического перевооружения и реконструкции
Минимизацию коммерческих и технологических потерь в электрических сетях
Обеспечение безопасности и экологической приемлемости электрических сетей
Энергосистемам, предприятиям городских электрических сетей и сетей сельскохозяйственного назначения рекомендовано учитывать в проектах разработанные РОСЭП принципы и требования, высокий технический уровень распределительных сетей нового поколения.
Включить в концепцию технического перевооружения и реконструкции ВЛ напряжением 110 кВ и выше раздел по кабельным сетям. Рассмотреть в нем перспективы применения новых типов кабелей с синтетической изоляцией. Распространить концепцию на период 15-20 лет. Расширить перечень содержащихся в ней технических рекомендаций, включив в концепцию перспективные технологии и оборудование:
Дискретно управляемые реакторные группы для компенсации зарядной мощности линий электропередачи
Сверхпроводимое оборудование: кабели, ограничители токов короткого замыкания, индуктивные накопители электроэнергии (СПИН)
Многофункциональные коммутационные аппараты и нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН)
Синхронизированные управляемые выключатели
Внедрение на ВЛ напряжением 220-750 кВ улучшенной системы подвески проводов для больших переходов, применение многорезонансных гасителей вибрации, использование полимерных изоляторов нового поколения и грозозащитных тросов типа "алюмовед"
Подмагничивание магнитопроводов в сетях 110 кВ и выше от тиристорных преобразователей
Применение полностью управляемых преобразователей или асинхронизированных синхронных компенсаторов
Освоение технологии векторного управления режимами электроэнергетических систем
Рекомендовано разработать в рамках концепции научно-техническую программу создания и освоения новых электросетевых технологий и оборудования с учетом определенных основополагающих задач технического перевооружения и реконструкцию электрических сетей на длительную перспективу.
Предложено более подробно проработать инвестиционные механизмы реализации программ технического перевооружения и реконструкции электрических сетей, учесть при этом недопустимость нецелевого использования амортизационных отчислений в электрических сетях; предусмотреть переоценку соответствующих основных фондов, внесение инвестиционной составляющей в тариф и использование прибыли для целей технического перевооружения и реконструкции электрических сетей.
2. ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители 1 категории, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов. Меньшее количество недопустимо по условию надежности электроснабжения, а большее может быть целесообразным лишь при большом различии нагрузок в часы максимума и минимума и эта целесообразность должна быть доказана технико-экономическим сравнением. Тогда при установке на каждой из подстанций двух трансформаторов мощность каждого из них должна соответствовать условию:
(0,65-0,7)(S
где S – общая нагрузка подстанции на трансформаторы.
(0,65-0,7)Р/cos(=(0,65÷0,7)(12/0,87=(9-9,7) МВА
(0,65-0,7)Р/cos(=(0,65÷0,7)(20/0,87=(15-16) МВА
(0,65-0,7)Р/cos(=(0,65÷0,7)(57,4/0,87=(42,9-46) МВА
(0,65-0,7)Р/cos(=(0,65÷0,7)(32,1/0,87=(24-25,8) МВА
9 ступеней, дающее возможность регулировать напряжение в течение суток, с паспортными величинами которые заносим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1
ПС Тип трансформатора Snom МВА Сочетание напряжений Рхх МВт Ркз МВт uk% Ixx% Rт Ом Хт Ом

ВН НН
1 ТДН-10000/110 10 115 11 0,014 0,06 10,5 0,9 7,935 138,863
2 ТДН-16000/110 16 115 11 0,021 0,09 10,5 0,8 4,649 86,789
3 ТРДН-40000/110 40 115 10,5 0,042 0,16 10,5 0,7 1,323 34,716
4 ТРДН-25000/110 25 115 10,5 0,025 0,12 10,5 0,75 2,539 55,545
[2, с.377, П.3-2]
RТ и ХТ – приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора, которые определены по формулам:
[2, с.239, ф.11-2] [2, с.240, ф.11-5]
RТ1 = 0,06(1152/102 = 7,935 Ом ХТ1 = 10,5(1152/100(10 = 138,863 Ом
RТ2 = 0,09(1152/162 = 4,649 Ом ХТ2 = 10,5(1152/100(16 = 86,789 Ом
RТ3 = 0,16(1152/402 = 1,323 Ом ХТ3 = 10,5(1152/100(40 = 34,716 Ом
RТ4 = 0,12(1152/252 = 2,539 Ом ХТ4 = 10,5(1152/100(25 = 55,545 Ом
3. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК К ВЫСШЕЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ В МИНИМАЛЬНОМ И МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.
3.1. Максимальный режим.
Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cos(.
Мвар
Мвар
Мвар
Мвар
Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.
[2, с.247, ф.11-9,11-10]
Sm1=0,06((13,793/10)2/2+j10,5(13,7932/(200(10) = 0,057+j0,999 МВА
Sm2=0,09((22,989/16)2/2+j10,5(22,9892/(200(16) = 0,093+j1,734 МВА
Sm3=0,16((65,977/40)2/2+j10,5(65,9772/(200(40) = 0,218+j5,713 МВА
Sm4=0,12((36,897/25)2/2+j10,5(36,8972/(200(25) = 0,057+j0,999 МВА
Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода
S`пр=S+(Sm
S`пр1=(12+j6,801)+(0,057+j0,999)=(12,057+j7,8) МВА
S`пр2=(20+j11,335)+(0,093+j1,734)=(20,093+j13,069) МВА
S`пр3=(57,4+j32,53)+(0,218+j5,713)=(57,618+j38,243) МВА
S`пр4=(32,1+j18,192)+(0,057+j0,999)=(32,231+j21,051) МВА
Определяем потери мощности на холостом ходу
[2, с.246, ф.11-7]
(S1 = 2(0,014+j(2(09(10/100) = (0,028+j0,18) МВА
(S2 = 2(0,021+j(2(0,8(16/100) = (0,042+j0,256) МВА
(S3 = 2(0,042+j(2(0,7(40/100) = (0,084+j0,56) МВА
(S4 = 2(0,025+j(2(0,75(25/100) = (0,05+j0,375) МВА
Определяем мощность, приведенную к высшей стороне трансформатора
Sхх
Sпр1 = (12,057+j7,8)+(0,028+j0,18) = (51.54+j35.59) МВА
Sпр2 = (20,093+j13,069)+(0,042+j0,256) = (47.95+j32.93) МВА
Sпр3 = (57,618+j38,243)+(0,084+j0,56) = (19.53+j13.54) МВА
Sпр4 = (32,231+j21,051)+(0,05+j0,375) = (36+j24.54) МВА
3.2. Минимальный режим.
Активная нагрузка на низшей стороне в минимальном режиме определяется как 70% нагрузки в максимальном режиме.
Р = РМАКС(70/100
Р1 = 12(70/100 = 8,4 МВА
Р2 = 20(70/100 = 14 МВА
Р3 = 57,4(70/100 = 40,18 МВА
Р4 = 32,1(70/100 = 22,47 МВА
Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cos(.
Мвар
Мвар
Мвар
Мвар
Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.
[2, с.247, ф.11-9,11-10]
Sm1=0,06((10,12/10)2/2+j10,5(10,122/(200(10) = 0,031+j0,538 МВА
Sm2=0,09((16,867/16)2/2+j10,5(16,8672/(200(16) = 0,050+j0,934 МВА
Sm3=0,16((48,41/40)2/2+j10,5(48,412/(200(40) = 0,117+j3,076 МВА
Sm4=0,12((27,072/25)2/2+j10,5(27,0722/(200(25) = 0,070+j1,539 МВА
Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода
S`пр=S+(Sm
S`пр1=(8,4+j5,645)+j(0,031+j0,538)=(8,431+j6,183) МВА
S`пр2=(14+j9,408)+j(0,050+j0,934)=(14,05+j10,342) МВА
S`пр3=(40,18+j27,001)+j(0,117+j3,076)=(40,297+j30,077) МВА
S`пр4=(22,47+j15,1)+j(0,070+j1,539)=(22,54+j16,639) МВА
Определяем потери мощности на холостом ходу
[2, с.246, ф.11-7]
(S1 = 2(0,014+j(2(09(10/100) = (0,028+j0,18) МВА
(S2 = 2(0,021+j(2(0,8(16/100) = (0,042+j0,256) МВА
(S3 = 2(0,042+j(2(0,7(40/100) = (0,084+j0,56) МВА
(S4 = 2(0,025+j(2(0,75(25/100) = (0,05+j0,375) МВА
Определяем мощность, приведенную к высшей стороне
Sхх
Sпр1 = (8,431+j6,183)+j(0,028+j0,18) = (8,459+j6,363) МВА
Sпр2 = (14,05+j10,342)+j(0,042+j0,256) = (14,092+j10,598) МВА
Sпр3 = (40,297+j30,077)+j(0,084+j0,56) = (40,381+j30,637) МВА
Sпр4 = (22,54+j16,639)+j(0,05+j0,375) = (22,590+j17,014) МВА
Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1.
ПС Тип трансформатора кол-во
P Q (Pm (Qm P'пр Q'пр (Pxx (Qxx Pпр Qпр
- - - - МВт Мвар МВт Мвар МВт Мвар МВт Мвар МВт Мвар
1 ТДН-10000/110 2 Максимальный режим работы сети 12 6,801 0,057 0,999 12,057 7,800 0,028 0,18 12,085 7,980
2 ТДН-16000/110 2
20 11,335 0,093 1,734 20,093 13,069 0,042 0,256 20,135 13,325
3 ТРДН-40000/110 2
57,4 32,530 0,218 5,713 57,618 38,243 0,084 0,56 57,702 38,803
4 ТРДН-25000/110 2
32,1 18,192 0,131 2,859 32,231 21,051 0,05 0,375 32,281 21,426
1 ТДН-10000/110 2 Минимальный режим работы сети 8,4 5,645 0,031 0,538 8,431 6,183 0,028 0,18 8,459 6,363
2 ТДН-16000/110 2
14 9,408 0,050 0,934 14,050 10,342 0,042 0,256 14,092 10,598
3 ТРДН-40000/110 2
40,18 27,001 0,117 3,076 40,297 30,077 0,084 0,56 40,381 30,637
4 ТРДН-25000/110 2
22,47 15,100 0,070 1,539 22,540 16,639 0,05 0,375 22,590 17,014

Составляем Г-образную схему замещения трансформатора на которой в верхней строке показываем мощности соответствующие минимальному режиму, а в нижней строке показываем мощности соответствующие максимальному режиму работы.
4. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА СИСТЕМЫ
Предлагаемые варианты схем электрической сети должны в одинаковой степени отвечать требованиям надежности электроснабжения и в тоже время по возможности меньше требовать для своего исполнения коммутационной аппаратуры и протяженности линий. Разработка вариантов ведется комплексно, то есть схема сети намечается с учетом схем коммутации подстанций, числа присоединений, взаимного географического положения подстанций, баланса мощностей района.
По заданным координатам подстанций в масштабе М1:106 (в 1 мм – 1 км) найдем место расположения подстанций и наметим два различных варианта схемы электрической сети.
В первом варианте примем разомкнутую сеть. При питании подстанций с ответственными потребителями от разомкнутой сети, необходимо питать их от двух линий. Линия С-3 и одноцепная, так как связь с другим районом обеспечивает надежность питания подстанции.
Во втором варианте примем простую замкнутую сеть с одноцепными ЛЭП.
ВАРИАНТ 1. ВАРИАНТ 2.

Рис.4.1 рис. 4.2
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ ДВУХ ВАРИАНТОВ В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ ДО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ
5.1. Расчет первого варианта.
5.1.1. Расчет линии 2-1.
Линия двухцепная, длиной 18 км. Uном=110 кВ.
Мощность в конце линии 2-1 равна Sпр.пс1 плюс мощность, уходящая в другой район системы. S2=Sпр.пс1+S
= 25,125 МВА
Определяем ток линии
Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен
Iнорм.р = 131,8/2 = 65,9 А
Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов
Iр = Iнорм.р((i((T = 65,9(1.05(1 = 69,2 А
(i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, который для линий 110-220 кВ можно принять равным 1,05; что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
(T – коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки, номинального напряжения линии и коэффициента участия в максимуме нагрузки.
Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и по [5.с.280.] для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 95 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 80 А.
Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I0ДОП=330 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=131,8 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм. Конструктивная схема принятой опоры для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.1.
Определяем индуктивное сопротивление на один километр
. [2.с.70.ф.3-6]
2 м
1
3,5 м 4 м
2
4 м
3

рис.5.1.
Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.
[2.с.213.ф.10-5]
Определяем эквивалентное сопротивление линии
(0,299(18 = 2,691 Ом [2.с.67.ф.3-1]
(0,432(18 = 3,889 Ом [2.с.72.ф.3-9]
где n число цепей в линии.
Зарядная мощность на одном конце ЛЭП
[2.с.215.ф.10-8б]
Составляем «П»-образную схему замещения
Sкон = 22,085+j11,98-j0,571 = (22,085+j11,409) МВА
Sнач = 22,085+j11,409+0,14+j0,203 = (22,225+j11,612) МВА
S1-2 = 22,225+j11,612-j0,571 = (22,225+j11,041) МВА
5.1.2. Расчет линии С-2.
Линия двухцепная, длиной 18 км. Uном=110 кВ.
Мощность в конце линии S2=Sпр.пс2+S2-1
= 48,868 МВА
Определяем ток линии
Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен
Iнорм.р = 256,5/2 = 128,2 А
Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов
Iр = I((i((T = 128,2(1.05(1 = 134,66 А
Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 120 мм2 с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 150А.
Принимаем провод АС-150/24 с допустимым током I0ДОП=445 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=256,5 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.194 Ом/км, d=17,1 мм.
Определяем индуктивное сопротивление на 1 км.
Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.
Определяем эквивалентное сопротивление линии
(18(0,194 = 1,746 Ом
(18(0,417 = 3,756 Ом
где n число цепей в линии.
Зарядная мощность на одном конце ЛЭП
Составляем «П»-образную схему замещения
Sкон =42,36+j24,366-j0,592=(42,36+j23,774) МВА
Sнач=42,36+j23,774+0,345+j0,741 =(42,705+j24,515) МВА
SС-3=42,705+j24,515-j0,592=(42,705+j23,923) МВА
5.1.3. Расчет линии 3-4.
Линия двухцепная, длиной 25 км. Uном=110 кВ.
Мощность в конце линии S2=Sпр.пс4
= 38,745 МВА
Определяем ток линии
Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен
Iнорм.р = 203,4/2 = 101,7 А
Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов
Iр = I((i((T = 101,7(1.05(1 = 106,8 А
Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 120 мм2 с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 150А.
Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I0ДОП=330А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=101,7 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм.
Определяем индуктивное сопротивление на 1 км.
Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.
Определяем эквивалентное сопротивление линии
(25(0,299 = 3,737 Ом
(25(0,432 = 5,401 Ом
где n число цепей в линии.
Зарядная мощность на одном конце ЛЭП
Составляем «П»-образную схему замещения
Sкон =32,281+j21,426-j0,793=(32,281+j20,633) МВА
Sнач=32,281+j20,633+0,464+j0,67 =(32,745+j21,303) МВА
SС-3=32,745+j21,303-j0,793=(32,745+j20,51) МВА
5.1.4. Расчет линии С-3.
Линия одноцепная, длина 20 км. Uном=110 кВ.
Мощность в конце линии С-3 равна S2=Sпр.пс3+S3-4 за вычетом мощности, приходящей из другого района системы.
S2=32,745+j20,51+57,702+j38,803-42-j20=(48,447+j39,313) МВА
где I - ток линии, а Iнорм.р –ток нормального режима.
Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:
Ip = (i(тIнорм = 1,05(1(327,5 = 343 А
Хотя линия и одноцепная, но ее нужно проверить по нагреву не только по току нормального режима, но и аварийному, так как отключение линии связи с другим районом увеличит ее загрузку до S2=Sпр.пс3+S3-4
.
Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-3, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 240 мм2 с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 370 А.
Принимаем провод АС-240/39 с допустимым током I0ДОП=610А, что больше тока нормального режима работы и аварийного тока I=567,7А Ro=0.122 Ом/км, d=21,6 мм. Конструктивная схема принятой опоры [3.с.394.] для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.5.
2 м
1

4 м
3,5 м
2
3


рис.5.5.
[2.с.69.ф.3-5]
Определяем индуктивное сопротивление на один километр
.
Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

Определяем эквивалентное сопротивление линии
R = Ro(l = 0,122(20 = 2,44 Ом
X = Xo(l = 0,401(20 = 8,016 Ом
Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

Составляем «П»-образную схему замещения
Sкон = 48,447+j39,313-j0,343 = (48,447+j38,97) МВА
Sнач = 48,447+j38,97+0,785+j2,579 = (49,232+j41,549) МВА
S1-2 = 49,232+j41,549-j0,343 = (49,232+j41,206) МВА
5.2. Расчет второго варианта.
5.2.1. Нагрузки узлов в максимальном режиме и расчет потокораспределения в нормальном режиме работы.
ПС1: Sу1 = SПР1+ Sух = 12,085+j7,98+10+j4 = 22,085+j11,98 МВА
ПС2: Sу2 = Sпр2 = 20,135+j13,325 МВА
ПС3: Sу3 = Sпр3- Sприх = 57,702+j38,803-42-j20 = 15,702+j18,803 МВА
ПС4: Sу4 = Sпр4 = 32,281+j21,426 МВА
ПС «С»-балансирующий узел, по которому и «разрежем» замкнутую сеть, превратив её в линию с двухсторонним питанием.
47,708+j31,333 27,573+j18,008 5,488+j6,028 26,793+j15,398 42,495+j34,201

С 18 км 2 18 км 1 30 км 4 25 км 3 20 км. С’
20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803
рис.5.7
Находим поток на головном участке, подставляя в формулу все нагрузки с одинаковым знаком, так как в точках 1,2,3,4 только потребители.
Остальные потоки мощности, в том числе и SС-3 найдем по 1 закону Кирхгофа непосредственно по рис.5.7.
Сделаем проверку правильности расчетов повторно определив SС-3, как поток головного участка.
Результат совпал с предыдущим значением, значит расчет потокораспределения был правильным
5.2.2. Расчет потокораспределения в аварийных режимах и выявление наиболее тяжелого режима.
отключена 20,135+j13,325 42,22+j25,305 74,501+j46,731 90,203+j65,534


C 2 1 4 3 C’
20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803
отключена 22,085+j11,98 54,366+j33,406 70,068+j52,209
C 2 1 4 3 C’
20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803
42,22+j25,305 22,085+j11,98 отключена 32,281+j21,426 47,983+j40,229
C 2 1 4 3 C’
20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803
74,501+j46,731 54,366+j33,406 32,281+j21,426 отключена 15,702+j18,803

C 2 1 4 3 C’
20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803
90,203+j65,534 70,068+j52,209 47,983+j40,229 15,702+j18,803 отключена
С 1 2 4 3 С’
20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803
рис.5.8
Сравнивая потоки мощности по вертикали против каждой линии находим наибольшие аварийные мощности для линий:
5.2.3. Выбор сечений проводов линий, проверка их по нагреву в нормальном и наиболее тяжелом для данной линии аварийном режимах.
Проделаем это в табличной форме.
Таблица 5.1
ЛЭП Нормальный режим работы Наиб. Авар. Ip Эконом. Сечение Пред. эконом нагрузка Принятое сечение Io доп (проверка по нагреву)
P Q S I Sab Iab - МВА МВА А МВА А А мм

С-2 47,708 31,333 57,077 299,6 111,496 585,2 314,6 240 370>314,6 АС-240/39 610>299,6 610>585,2
2-1 27,573 18,008 32,933 172,9 87,38 458,6 181,5 185 230>181,5 АС-185/29 510>172,9 510>458,6
1-4 5,488 6,028 8,152 42,79 62,616 328,6 44,93 120 125>44,93 АС- 95/16 330>42,79 330>328,6
3-4 26,793 15,398 30,902 162,2 87,944 461,6 170,3 185 230>170,3 АС-185/29 510>162,2 510>461,6
С-3 42,495 34,201 54,548 286,3 111,496 585,2 300,6 240 370>300,6 АС-240/39 610>286,3 610>585,2

5.2.4. Определение параметров линии проделаем в табличной форме.
Таблица 5.2
ЛЭП Ro d Xo Bo L R X Qзар/2
Ом/км мм Ом/км см/км км Ом Ом Мвар
С-2 0,122 21,6 0,401 2,835(10-6 18 2,196 7,214 0,309
2-1 0,159 18,8 0,409 2,772(10-6 18 2,862 7,37 0,302
1-4 0,299 13,5 0,430 2,634(10-6 30 8,97 12,905 0,478
3-4 0,159 18,8 0,409 2,772(10-6 25 3,975 10,236 0,419
С-3 0,122 21,6 0,401 2,835(10-6 20 2,44 8,016 0,343

5.2.5. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности.
Так как в узлах 1,2,3,4 только потребление реактивной мощности, то по 1 закону Кирхгофа зарядная мощность во всех узлах будет вычитаться.
5.2.6. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности и по формулам через сопротивления линий.
Проверка SC’-3:
Результат совпал с ранее вычисленным, значит расчет потокораспределения выполнен правильно.
5.1.7. Расчет потерь мощности.
5.2.8. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.
Снос производим на точки «С» балансирующего узла от точки потокораздела «4» (рис.5.10.) используя 1 закон Кирхгофа.

6. ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ
Согласно норм технологического проектирования сетей, исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов), вида ПС, напряжения на высшей стороне ПС, принимаем следующие схемы ПС на высшем напряжении:
Вариант 1:
ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС2 число присоединений 6 +1секционный выключатель
ПС3 число присоединений 6 +1секционный выключатель
ПС4 число присоединений 4
Для подстанций 1,2,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции 4 – два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны шин.
Вариант 2:
ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС2 число присоединений 4
ПС3 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС4 число присоединений 4
Для подстанций 1,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции 2,4 – мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.
Для подстанции «С» в обеих вариантах - две рабочие системы шин с обходной, так как предполагается, что это мощная узловая подстанция с большим числом присоединений.
7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
К основным техническим показателям относятся: надежность электроснабжения и долговечность объекта в целом и отдельных его частей, условия обслуживания, количество обслуживающего персонала, расход цветного металла на провода, величина номинального напряжения сети.
Сравнение вариантов по таким показателям как надежность электроснабжения, оперативная гибкость схемы, качество напряжения обычно не проводиться, так как по этим показателям рассматриваемые варианты должны удовлетворять в одинаковой степени. В сравнении также не учитываются трансформаторы и потери в них, РУ низшего напряжения, так как они в обоих вариантах одинаковые.
Расчетные приведенные затраты, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии
З=0,12(К+Иа,р+Ипот, [2, стр. 84, ф. 4-17]
где К - капитальные затраты получаем умножением УПС на число единиц оборудования и учитывая коэффициент увеличения стоимости (Кув=10) по сравнению со стоимостью на год составления справочника.
Иа,р- ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.
,
Ипот- стоимость потерянной электроэнергии.
,
где (Р – в часы максимального режима.
(- время наибольших потерь. Без учета влияния cos( определим по формуле
( - стоимость потерянного кВт*ч равная 0,28 руб/кВтч или 280 руб/МВт*ч
Экономически целесообразным оказался второй вариант, у которого меньше не только приведенные расчетные затраты, но и меньше капиталовложения. Поэтому дальнейшие расчеты ведем для второго варианта.
Экономические показатели первого варианта Таблица 7.1.
№ Наименование элементов сети Тип оборудования Район УПС Кол-во К 0,12 К  Иа,р P  Ипот Зт.руб км, шт т.руб т.руб % т.руб МВТ ч т.руб т.руб
1 ЛЭП С-3 АС-240/39 3 151 20 3020 362,40 2,8 84,56 0,785 2405 528,62 975,58
2 ЛЭП 3-4 2*АС-95/16 3 210 25 5250 630,00 2,8 147,00 0,465 2405 313,13 1090,13
3 ЛЭП С-2 2*АС-150/24 3 222 18 3996 479,52 2,8 111,89 0,345 2405 232,32 823,73
4 ЛЭП 2-1 2*АС-95/16 3 210 18 3780 453,60 2,8 105,84 0,14 2405 94,28 653,72
5 Два бл с ОД и н/ав. Пер     363 1 363 43,56 9,4 34,12       77,68
6 Ячейка вык 110кВ в схеме со сборными шинами Масл. Выключатель   350 23 8050 966,00 9,4 756,70       1722,70
7 Пост ч. ПС без вык на ВН     1300 1 1300 156,00 9,4 122,20       278,20
8 Пост ч. ПС со сб.шинами     2900 4 11600 1392,00 9,4 1090,40       2482,40

СУММА
37359 4483,08
2452,71 1,735
1168,35 8104,14

Экономические показатели второго варианта Таблица 7.2.
№ Наименование элементов сети Тип оборудования Район УПС Кол-во К 0,12 К  Иа,р P  Ипот Зт.руб км, шт т.руб т.руб % т.руб МВТ ч т.руб т.руб
1 ЛЭП С-2 АС-240/39 3 151 18 2718 326,16 2,8 76,10 0,606 2405 408,08 810,34
2 ЛЭП 2-1 АС-185/29 3 138 18 2484 298,08 2,8 69,55 0,246 2405 165,66 533,29
3 ЛЭП 1-4 АС-95/16 3 143 30 4290 514,80 2,8 120,12 0,044 2405 29,63 664,55
4 ЛЭП 3-4 АС-185/29 3 138 25 3450 414,00 2,8 96,60 0,309 2405 208,08 718,68
5 ЛЭП С-3 АС-240/39 3 151 20 3020 362,40 2,8 84,56 0,585 2405 393,94 840,90
6 Мостик с вык. В перемычке Масл. Выключатель   750 2 1500 180,00 9,4 141,00       321,00
7 Ячейка вык 110кВ в схеме со сборными шинами Масл. Выключатель   350 14 4900 588,00 9,4 460,60       1048,60
8 Пост ч.прох ПС (мостик)     2100 2 4200 504,00 9,4 394,80       898,80
9 Пост ч. ПС со сб.шинами     2900 3 8700 1044,00 9,4 817,80       1861,80

СУММА
35262 4231,44
2261,14 1,79
1205,39 7697,96
8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Расчет ведем по формулам:
[2, с. 226, ф. 10-14]
[2, с. 223, ф. 10-11]
Исходное напряжение задано в узле «С» UС=115 кВ, поэтому с него и начинаем.
Поперечная составляющая в сети 110 кВ на результат расчета не сказывается. Поэтому в расчетах ее учитывать не будем.
U2=(U(С-2)=115-2,926=112,074 кВ
U1=(U(2-1)=112,074-1,84=110,234 кВ
U4=(U(2-1)=110,234-1,083=109,151 кВ
U3=(U(4-3)=109,151+2,407=111,558 кВ
UС=(U(С-3)=111,558+3,388=114,946 кВ
Уровни напряжений на подстанциях:
«С»-115 кВ; ПС1-110,234 кВ; ПС2-112,074 кВ; ПС3-11,558 кВ; ПС4-109,151 кВ
9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МИНИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Выбор сечений проводов проводился в электрическом расчете при максимальных нагрузках потребителей. Но так как нагрузки в течение суток изменяются, то необходимо произвести расчет и при минимальных нагрузках. В этом режиме отдельные линии снизят свою нагрузку, другие, наоборот, могут увеличить. Это вызовет увеличение нагрева проводов этих линий. Изменяться потери и уровни напряжения, потери мощности во всех линиях и трансформаторах. С целью проверки проводов по нагреву и определения уровней напряжения при минимальных нагрузках потребителей производится дополнительный расчет. Методика расчета остается прежней. Различие лишь в том, что трансформаторы и сечение проводов уже известны, а поэтому в расчете минимального режима пересчитываются потери мощности в обмотках трансформаторов, ведется расчет потокораспределения сразу через сопротивления линий, рассчитываются потери мощности и потери и уровни напряжения. После расчета производится проверка по нагреву и анализируются уровни напряжения.
Расчет аналогичный (см. выше) не приводится для сокращения размера файла.
Проверку проводов на нагрев в минимальном режиме работы проведем в табличной форме.
Таблица 9.1.
Наименование линии P+jQ S U I Марка и сечение провода I0ДОП Примечание
МВА МВА кВ А мм2 А
С-2 33,936+j24,508 41.86 114 220 АС-240/39 610 проходит
2-1 19.544+j13.536 23.77 111.795 122.7 АС-185/29 510 проходит
1-4 0.96+j3.620 3.74 110.402 19.5 АС- 95/16 330 проходит
4-3 21.644+j12.511 25 109.901 131.3 АС-185/29 510 проходит
С-3 20.232+j22.918 30.57 111.849 157.8 АС-240/39 610 проходит

10. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОДНОГО, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЕЛОГО АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
10.1. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности при отключении линии 3-4
10.2. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности.
10.3. Расчет потерь мощности.
10.4. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.

Исходное напряжение задано в узле «С» UС=115 кВ, поэтому с него и начинаем.
U2=(U(С-2)=115-3,84=111,16 кВ
U1=(U(2-1)=111,16-2,86=108,3 кВ
U4=(U(2-1)=108,3-4,45=103,85 кВ
U3=(U(4-3)=115-1,65=113,35 кВ
Проверку проводов на нагрев в аварийном режиме проведем в табличной форме.
Таблица 10.1.
Наименование линии P+jQ S U I Марка и сечение провода I0ДОП Примечание
МВА МВА кВ А мм2 А
С-2 77.916+j53.38 94.44 115 474 АС-240/39 610 проходит
2-1 56.408+j36.157 67 111.16 348 АС-185/29 510 проходит
1-4 33.379+j22.527 40.27 108.3 211 АС- 95/16 330 проходит
4-3

АС-185/29 510 проходит
С-3 15.82+j18.849 24.6 115 123 АС-240/39 610 проходит

11. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА НИЗШЕЙ СТОРОНЕ ПОДСТАНЦИЙ ВО ВСЕХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Общая формула коэффициента трансформации
16%. Тогда, величина одной ступени регулирования будет равна В%=16/9=1,78%, или В = 1,78(115/100 = 2,05 кВ.
11.1. Расчет для подстанции 1.
Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 UВС=110,23 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:
Желаемый коэффициент трансформации:
Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как КЖ<КНОМ, а само выражение «К» приравниваем КЖ.
Решив, получаем ХСТ=2,44. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем ХСТ=3.
Тогда принятый коэффициент трансформации
Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:
Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10
Номер рабочего ответвления равен: NНОМ-ХПРИН=10-(-3)=13
+16% UНОМ.ВН Фаза «А» UНОМ.ВН=115 кВ
1,78% UНОМ.ВН -16% UНОМ.ВН
А
N1 N10 N16
(+9 ступеней) (основной вывод) N19(-9 ступеней)
х
y z
рис.11.1.
11.2. Минимальный режим.
Расчет для подстанции 1.
Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 UВС=110,4 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:
Желаемый коэффициент трансформации:
Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как КЖ<КНОМ, а само выражение «К» приравниваем КЖ.
Решив, получаем ХСТ=-0,89. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем ХСТ=0.
Тогда принятый коэффициент трансформации
Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:
Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10
Номер рабочего ответвления равен: NНОМ-ХПРИН=10-(-0)=10

11.3. Аварийный режим.
Расчет для подстанции 1.
Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 UВС=108,3 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:
Желаемый коэффициент трансформации:
Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как КЖ<КНОМ, а само выражение «К» приравниваем КЖ.
Решив, получаем ХСТ=3,51. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем ХСТ=4.
Тогда принятый коэффициент трансформации
Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:
Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10
Номер рабочего ответвления равен: NНОМ-ХПРИН=10-(-4)=14
Таблица 11.1

ПС Тип и мощность трансформаторов
Сопротивления
РПР’ QПР’ UВС (Uт UВС’ Принятый коэф-
фициент
трансформации № положения переключателя UНС

RТ ХТ
Ом Ом
МВт Мвар кВ кВ кВ
КВ
1 ТДН-10000/110 2 7,94 138,86 Режим работы сети max 12,057 7,8 110,23 5,34 104,89 115-3(1,78%(115
11 13 10,6
min 8,431 6,183 110,4 4,19 106,21 115-0(1,78%(115
11 10 10,16
ав 12,057 7,8 108,3 5,44 102,86 115-4(1,78%(115
11 14 10,59
2 ТДН-16000/110 2 4,65 86,79
max 20,093 13,069 112,07 5,47 106,6 115-2(1,78%(115
11 12 10,57
min 14,05 10,342 111,8 4,31 107,49 115+1(1,78%(115
11 9 10,1
ав 20,093 13,069 111,16 5,52 105,64 115-3(1,78%(115
11 13 10,68
3 ТРДН-40000/110 2 1,32 34,72
max 57,618 38,243 111,56 6,29 105,27 115-5(1,78%(115
10,5 15 10,55
min 40,297 30,077 111,85 4,91 106,94 115-2(1,78%(115
10,5 12 10,12
ав 57,618 38,243 113,35 6,19 107,16 115-4(1,78%(115
10,5 14 10,54
4 ТРДН-25000/110 2 2,54 55,55
max 32,231 21,051 109,51 5,71 103,8 115-6(1,78%(115
10,5 16 10,61
min 22,54 16,639 109,9 4,46 105,44 115-3(1,78%(115
10,5 13 10,17
ав 32,231 21,051 103,85 6,55 97,83 115-9(1,78%(115
10,5 19 10,64

На всех подстанциях получены нормальные напряжения, значит дополнительное регулирование напряжения другими средствами не требуется.
12. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Правила устройства электроустановок. –М.: Энергоатомиздат, 1986. –648 с.
В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Электрические сети энергетических систем. –Л.: Энергия, 1977. –392 с.
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –768 с.
Электрический справочник: В 3т. Т.3. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии (Под общей редакцией профессоров МЭИ: И.И. Орлова и др.) –М.: Энергоатомиздат, 1988. –880 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер и др. Под редакцией С.С. Рокотяна. –М.: Энергоатомиздат, 1985. –392 с.
В.И. Идельчик. Электрические системы и сети. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –592 с.
Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –608 с.
Методическое пособие по выполнению курсового проекта предмета «Электрические сети энергетических систем» Быков С.П. 2000.
Пример выполнения курсового проекта по «Электрическим сетям энергосистем» для специальности 1001 «электрооборудование электрических станций и сетей» Быков С.П. 1998-1999.
= 4,27 м
Д3-1 = 4+4 = 8 м
=
= 5,26 м = 5260 мм
[2, с.69.ф.3-5]
14,05+j10,342
X/43,395
Рис. 3.2
(Sм=0,093+j1,734
ПС2
0,05+j0,934
Sпр'=20,093+j13,069
14,092+j10,598
14+j9,408
S=20+j11,335
R/2,325
(Sхх=0,042+j0,256
Sпр=20,135+j13,325
0,07+j1,539
22,47+j15,1
(Sм=0,131+j2,859
X/27,773
22,54+j16,639
Sпр=32,281+j21,426
S=32,1+j18,192
Рис. 3.4
R/1,27
(Sхх=0,05+j0,375
22,59+j17,014
Sпр'=32,231+j21,051
0,117+j3,076
40,18+j27,001
(Sм=0,218+j5,713
X/17,358
40,297+j30,077
Sпр=57,702+j38,803
S=57,4+j32,53
Рис. 3.3
R/0,662
(Sхх=0,084+j0,56
40,381+j30,637
Sпр'=57,618+j38,243
Sкон=48,447+j38,97
X/8,016
j0,343
(S=0,785+j2,579
ПС”С"
S2=48,447+j39,313
ПС3
j0,343
Рис. 5.6
Sнач=49,232+j41,549
R/2,44
SС-3=49,232+j41,206
8,431+j6,183
X/69,432
Рис. 3.1
(Sм=0,057+j0,999
ПС1
0,031+j0,538
Sпр'=12,057+j7,8
8,459+j6,363
8,4
+j
5,645
S=12+j
6,801
R/3,968
(Sхх=0,028+j0,18
Sпр=12,085+j7,98
Sкон=22,085+j11,409
X/3,889
j0,571
(S=0,14+j0,203
ПС2
S2=22,085+j11,98
ПС1
j0,571
Рис. 5.2
Sнач=22,225+j11,612
R/2,691
S2-1=22,225+j11,041
32,281+j20,529
42,249+j33,399
20,135+j12,714
Z=2,44+j8,016
22,085+j11,2
Z=8,97+j12,905
Z=2,862+j7,37
Z=3,975+j10,236
27,819+j16,371
26,547+j15,㔳സㄍⰵ〷⬲ㅪⰸ㐰റ娍㈽ㄬ㘹樫ⰷㄲഴ㔍㜬㐳樫ⰵ㜱റ㐍ⰷ㔹⬴㉪ⰹ㠰വ
Рис. 5.9
0,044+j0,064
0,606+j1,992
26,856+j16,154
С
С
2
22,085+j11,2
0,246+j0,635
15,702+j18,041
0,585+j1,992
5,734+j5,171
5,778+j5,235
32,281+j20,529
27,863+j16,435
0,309+j0,796
43,143+j36,117
20,135+j12,714
3
4
42,558+j34,195
26,547+j15,358
Рис. 5.10
28,109+j17,07
1
48,85+j31,776
48,244+j29,784
Sкон=42,36+j23,774
X/3,756
j0,592
(S=0,345+j0,741
ПС"С"
S2=42,36+j24,366
ПС2
j0,592
Рис. 5.3
Sнач=42,705+j24,515
R/1,746
S=42,705+j23,923
Sкон=32,281+j20,633
X/5,401
j0,793
(S=0,464+j0,67
ПС3
S2=32,281+j21,426
ПС4
j0,793
Рис. 5.4
Sнач=32,745+j21,303
R/3,737
S=32,745+j20,51
32,281+j20,948
15,702+j18,46
20,135+j12,714
Z=2,44+j8,016
22,085+j11,2
Z=8,97+j12,905
Z=2,862+j7,37
54,366+j32,148
15,702+j18,46
Z=2,196+j7,214
㌍ⰲ㠲⬱㉪ⰰ㐹സ㜍ⰴ〵⬱㑪ⰴ㘸ല
Рис. 10.1
1,098+j1,579
1,373+j4,509
С
С
2
22,085+j11,2
0,944+j2,43
15,702+j18,46
0,118+j0,389
32,281+j20,948
33,379+j22,527
32,281+j20,948
56,464+j33,727
43,143+j36,117
20,135+j12,714
3
4
15,702+j18,46
Рис. 10.2
56,408+j36,157
1
77,916+j53,38
76,543+j48,871

Похожие работы:

  • Системы и их типологические, генеалогические, стадиальные и ареальные классы с позиций системологии

    Используя термин «функция», естественнее всего, казалось бы, вкладывать в него тот смысл, который вытекает из наиболее строгого, математического определения понятия функции. Однако практически это сделать не так-то просто, поскольку и у самих математиков и в определениях понятия функции, и особенно в использовании самого термина, нет должного согласия, что ставит представителей конкретных наук, в частности, лингвистов, в сложное положение. Одна из.
    РефератыРазное

    1.
  • Разработка комплексной системы защиты информации

    В данной курсовой работе составлена модель поведения злоумышленника при совершении проникновения на рассматриваемый объект, проведены расчеты надежности системы сигнализации и риска. Произведен анализ наиболее, уязвимых мест предприятия с точки зрения безопасности на основе выполненных расчетов.
    РефератыРазное

    2.
  • Технические средства секретаря: компьютерная сеть, Интернет, электронная почта, копировальные устройства

    Я выбрала тему «Технические средства секретаря: компьютерная сеть, Интернет, электронная почта, копи- ровальные устройства» для своего реферата потому, что считаю, что коммерческий успех предприятия во многом зависит от уровня его технического оснащения и эффективности автоматизации процессов управления. Те- хническими средствами, которыми чаще всего пользуется секретарь, являются: персональный компьютер (ПК), те- лефон, телефакс, принтер, факс-модем, машина для уни- чтожения бумаг и копировальный аппарат.
    РефератыРазное

    3.
  • Системы групповой работы с документацией

    Сегодня пришло понимание необходимости автоматизации хранения и обработки информации, так как её объемы таковы, что обрабатывать её вручную уже не представляется возможным. Существуют оценки, что до 90% времени сотрудников тратится на поиск необходимых для работы документов. Это проблема усугубляется при коллективном использовании документов, когда надо найти документы, созданные другим сотрудником, и, наконец, она становится.
    РефератыРазное

    4.
  • Определение системы

    Понятие системы имеет длительную историю. Еще в античности был сформулирован тезис о том, что целое больше суммы его частей. Стоки истолковывали систему как мировой порядок. Платон и Аристотель большое внимание уделяли особенностями системы знания и системе элементов (основных качеств и свойств) мировоззрения. Понятие системы органически связано с понятием целостности, элемента, подсистемы, связи, отношения, структуры, иерархии, многоуровневости и др.
    РефератыРазное

    5.
  • Наладка системы и монтаж

    Этот раздел содержит сведения по калибровке ДС – контроллера мод. 458.11. Контроллеры в качестве составляющих системы МТС откалиброваны на фирме изготовителе. Может возникнуть необходимость отладки, когда монтируется новый контроллер, требуются перемещения или когда калибровка считается необходимой после проверки точности настройки.
    РефератыРазное

    6.
  • Автоматизированные системы контроля за исполнением

    Как показывает практика, на сегодняшний день существует огромное количество организаций как малого и среднего бизнеса, так и больших предприятий, имеющих немалое число филиалов, где документационное обеспечение управления совершенно не развито или используется в лучшем случае только наполовину.
    РефератыРазное

    7.
  • Электрическая схема 3-х комнатной квартиры

    ВВЕДЕНИЕ. Общие сведения и техническое обслуживание электрооборудования квартиры. К электроустройствам, используемым в жилых помещениях (квартирах), относятся светильники общего и местного освещения с лампами накаливания и люминесцентными , нагревательные приборы для приготовления пищи (электроплиты), приборы для хранения и обработки продуктов (холодильники, миксеры), хозяйственные (утюги, пылесосы, стиральные машины и др.), санитарно-гигиенические приборы (бытовые кондиционеры, вентиляторы, ионизаторы) и другие приборы.
    РефератыРазное

    8.
  • Электрическая сеть района системы 110 кВ

    Время использования максимальной нагрузки Тмах=4000 ч Коэффициент участия в максимуме нагрузки Куч=0,8 Номинальное напряжение линий на вторичной стороне ПС 10 кВ Высшая категория потребителей (1) Напряжения на шинах ПС в режиме максимальных нагрузок 115 кВ, в режиме минимальных нагрузок 114 кВ в послеаварийном режиме 115 кВ.
    РефератыРазное

    9.
  • Становление налоговой системы в начале 90-х годов в России

    В настоящее время налогоплательщики сетуют, и вполне обоснованно, на нестабильность российских налогов, постоянную смену их видов, ставок, порядка уплаты, налоговых льгот и т. д., что объективно порождает значительные трудности в организации производства и предпринимательства, в анализе и прогнозировании финансовой ситуации, определение перспектив, исчислении бюджетных платежей.
    РефератыРазное

    10.