Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Н. В. Савина

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Методические указания к практическим занятиям Благовещенск Издательство АмГУ 2013 ББК 31.27я73 Печатается по решению П 79 редакционно-издательского совета Амурского государственного университета Разработано в рамках реализации гранта «Подготовка высококвалифицированных кадров в сфере электроэнергетики и горнометаллургической отрасли для предприятий Амурской области» по заказу предприятия-партнера ОАО «Федеральная сетевая компания Единой электроэнергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») Рецензенты:

П.С. Радин, заместитель начальника Южно-Якутского РЭС Амурского ПМЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока.

Д.А. Теличенко, доцент кафедры АППиЭ ФГБОУ «Амурский государственный университет» (АмГУ, г. Благовещенск), канд. техн. наук.

Савина Н.В.

П79 Проектирование развития электроэнергетических систем и электрических сетей: методические указания к практическим занятиям / Н. В.

Савина. – Благовещенск: Изд-во АмГУ, 2013. – 65 с.

Методические указания к практическим занятиям предназначены для подготовки магистров по направлению 13.04.02 (140400.68) «Электроэнергетика и электротехника», магистерской программе «Электроэнергетические системы и сети». Рассмотрены практические аспекты проектирования развития электроэнергетических систем и электрических сетей, выбора экономически целесообразных вариантов проектирования электроэнергетических систем и сетей, в том числе с применением инновационных технологий и компонентов в электросетевых комплексах.

В авторской редакции.

ББК 31.27я ©Амурский государственный университет,

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ Требования к изучаемой дисциплине 1 Цели и задачи практических занятий 1.1 Требования к уровню освоения содержания дисциплины 1.2 Структура и содержание дисциплины «Проектирование развития электроэнергетических систем и электрических сетей» Методика практических занятий 3 Пример выполнения индивидуальных заданий 3.1 Пример выполнения комплексного задания 3.2 Задания на индивидуальную работу 3.3 Комплексное задание для контроля знаний магистрантов 3.4 Образовательные технологии и средства обеспечения освоения дисциплины Оценочные средства для текущего контроля успеваемости, промежуточной аттестации по итогам освоения дисциплины Рейтинговая оценка знаний магистрантов по дисциплине 6 Учебно-методическое и информационное обеспечение дисциплины «Проектирование развития электроэнергетических систем и

ВВЕДЕНИЕ

предназначены для подготовки магистров по направлению 13.04.02 (140400.68) «Электроэнергетика и электротехника», магистерской программе «Электроэнергетические системы и сети». Методические указания предназначены для оказания помощи магистрантам в получении необходимых дополнительных знаний по проектированию развития электроэнергетических систем и электрических сетей. В методических указаниях даны структура, задания и методика реализации всех видов практических занятий в соответствии с рабочей программой дисциплины.

Одним из важнейших направлений модернизации и инновационного развития электроэнергетики является переход к созданию интеллектуальных энергосистем с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС). Построение «умной»

функционирования электроэнергетических систем (ЭЭС) и обеспечение потребителей электроэнергией в требуемом объеме и требуемого качества.

Таким образом, актуальным и эффективным способом приобретения практических навыков проектирования развития электрических сетей является интеллектуальных электрических систем с активно-адаптивными сетями при выполнении практических, индивидуальных и контрольных заданий, и сравнение этой концепции с существующими подходами в области выбора, эксплуатируемых электрических сетях.

1 Требования к изучаемой дисциплине При практической работе над разделами теоретического курса магистрантам необходимо:

изучить дополнительные материалы по программе теоретического курса в соответствии с индивидуальным планом подготовки составленным дополнительно к учебно-тематическому плану учебной дисциплины;

выполнить необходимые практические работы согласно программе дисциплины;

подготовить устные ответы на контрольные вопросы, приведенные после каждой темы;

выполнить индивидуальные задания;

выполнить контрольные работы;

пройти тестирование.

Темы на индивидуальные задания и контрольные работы, а также их варианты (по уровню сложности) преподаватель выдает магистрантам на консультациях после собеседования с ними или входного контроля.

1.1 Цели и задачи практических занятий

ИНФОРМАЦИЯ ИЗ ФГОС, ОТНОСЯЩАЯСЯ К ДИСЦИПЛИНЕ

Вид профессиональной деятельности выпускника Дисциплина охватывает круг вопросов, относящихся к следующим видам профессиональной деятельности выпускника:

• производственно-технологическая деятельность;

• проектно-конструкторская деятельность;

• научно-исследовательская деятельность.

Задачи профессиональной деятельности выпускника Дисциплина направлена на подготовку магистра к решению следующих профессиональных задач, указанных в ФГОС ВПО.

а) производственно-технологическая деятельность:

• разработка норм выработки, технологических нормативов на расход материалов, заготовок, топлива и электроэнергии, выбор оборудования и технологической оснастки;

• оценка экономической эффективности технологических процессов, инновационно-технологических рисков при внедрении новых техники и технологий;

• разработка мероприятий по эффективному использованию энергии и сырья;

безопасности производства;

б) проектно-конструкторская деятельность:

• формирование целей проекта (программы), критериев и показателей достижения целей, построение структуры их взаимосвязей, выявление приоритетов решения задач;

• разработка обобщенных вариантов решения проблемы, анализ этих вариантов, прогнозирование последствий, нахождение компромиссных решений в условиях многокритериальности и неопределенности, планирование реализации проекта;

• оценка технико-экономической эффективности принимаемых решений;

в) научно-исследовательская деятельность:

• анализ состояния и динамики показателей качества объектов исследований;

г) организационно-управленческая деятельность:

(стоимость, качество, безопасность и сроки исполнения) при долгосрочном и краткосрочном планировании, определение оптимального решения; оценка производственных и непроизводственных затрат на обеспечение качества продукции, проведение маркетинга и подготовка бизнес-планов выпуска и реализации перспективных и конкурентоспособных изделий.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ

электроэнергетических систем и электрических сетей» являются формирование систематизированных знаний, умений и профессиональных компетенций в области проектирования развития электроэнергетических систем и электрических сетей, приобретение магистрантами навыков выбора электроэнергетических систем и сетей, в том числе с применением инновационных технологий и компонентов в электроэнергетике.

Задачи дисциплины:

электроэнергетических систем, их проектирования, принципов и методов реализации оптимальных технических решений при проектировании развития электроэнергетических систем.

проектирования электроэнергетических систем и электрических сетей;

• Освоение методов выбора основных проектных решений и технико-экономического обоснования принятых решений при развитии ЭЭС;

• Овладение алгоритмами проектирования электроэнергетических электроэнергетических систем;

• Формирование профессиональных и исследовательских навыков по проектированию развития ЭЭС и электроэнергетических объектов.

МЕСТО ДИСЦИПЛИНЫ В СТРУКТУРЕ ООП ВПО

Дисциплина «Проектирование развития электроэнергетических систем и электрических сетей» входит в профессиональный цикл (М2), вариативную часть (М2.В.ОД.4) и относится к дисциплинам, формирующим специальные профессиональные знания и исследовательские навыки, необходимые при проектировании электроэнергетических систем и электрических сетей.

Дисциплина является одной из профилирующих и имеет самостоятельное значение.

Для освоения данной дисциплины необходимо знать, уметь и быть готовым применять материал в объеме, изложенном в рабочих программах следующих дисциплин ООП магистратуры:

Современные электроэнергетические системы (М1.В.ОД.2);

Компьютерные, сетевые и информационные технологии (М1.Б.3);

Теория систем и системного анализа в электроэнергетике (М2.Б.3);

электроэнергетике (М2.В.ОД.3).

Знания, умения и навыки, полученные при освоении данной дисциплины, необходимы для прохождения научно-производственной практики, написания выпускной квалификационной работы.

В процессе выполнения практических (лабораторных) занятий магистрант должен приобрести умения:

системного решения комплекса задач как организационного, так и технического уровня, направленного на снижение эквивалентных среднегодовых расходов с учетом всех возможных режимов работы сети;

оценки влияния реактивной мощности на режим напряжения и качество электроэнергии, пропускную способность сети;

интеллектуальных энергетических систем для выполнения мероприятий и подготовки систем электроснабжений к внедрению Smart Grid;

управления реактивной мощностью в интеллектуальных системах электроснабжения;

оценки требований к системе автоматического управления напряжением и реактивной мощностью;

повышения энергоэффективности работы систем электроснабжения за счет снижения потерь электроэнергии, обусловленного установкой в сетях компенсирующих устройств.

1.2 Требования к уровню освоения содержания дисциплины электроэнергетических систем и электрических сетей» обучающийся должен демонстрировать следующие результаты образования:

современное состояние электроэнергетической системы и тенденции ее развития, современные достижения науки и передовой технологии в области электроэнергетики;

нормативно-техническую документацию, регламентирующую работу проектировании;

типы и характеристики электрооборудования, используемого при проектировании;

организацию и порядок проектирования ЭЭС и их объектов;

критерии и методики выбора проектных решений;

методы расчета режимов ЭЭС, в том числе с помощью программновычислительных комплексов, и их анализа.

подбирать, готовить и анализировать исходную информацию для проектирования развития ЭЭС и электрических сетей;

обоснованно выбирать вариант развития ЭЭС и электрических сетей;

использовать нормативные документы и методические указания по проектированию развития электроэнергетических систем;

проектировать электроэнергетические объекты, электрические сети и ЭЭС при их развитии, с использованием современного оборудования, методов и технологий проектирования;

использовать программно-вычислительные комплексы для расчета режимов ЭЭС;

осуществлять экспертизу проектной документации.

3) Владеть навыками:

стратегического видения целей и задач развития электроэнергетики;

применения достижения отечественной и зарубежной науки и техники при проектировании развития ЭЭС и электрических сетей;

использования методов проектирования ЭЭС и сопоставления вариантов;

работы со справочной литературой и проектной документацией;

выполнения проектных работ по развитию объектов ЭЭС.

В процессе освоения данной дисциплины магистрант формирует и демонстрирует следующие профессиональные компетенции:

способностью использовать углубленные теоретические и практические знания, которые находятся на передовом рубеже науки и техники в области профессиональной деятельности (ПК-2);

способность формулировать технические задания, разрабатывать и использовать средства автоматизации при проектировании и технологической подготовке производства (ПК-10);

готовность применять методы анализа вариантов, разработки и поиска компромиссных решений (ПК-11);

готовность применять основы инженерного проектирования технических объектов (ПК-12);

готовностью использовать прикладное программное обеспечение для расчета параметров и выбора устройств электротехнического и электроэнергетического оборудования (ПК-14);

электротехническое и электроэнергетическое оборудование (ПК-15);

электротехнических установок различного назначения (ПК-16);

способность понимать современные проблемы научно-технического развития сырьевой базы, современные технологии утилизации отходов электроэнергетической и электротехнической промышленности, научнотехническую политику в области технологии и проектирования электротехнических изделий и электроэнергетических объектов (ПК-17);

готовностью решать инженерно-технические и экономические задачи с применением средств прикладного программного обеспечения (ПК-19);

способностью принимать решения в области электроэнергетики и электротехники с учетом энерго- и ресурсосбережения (ПК-21);

готовностью к работе по одному из конкретных профилей (ПК-25);

способность осуществлять технико-экономическое обоснование инновационных проектов и их управление (ПК-29);

способность самостоятельно выполнять исследования для решения научно-исследовательских и производственных задач с использованием современной аппаратуры и методов исследования свойств материалов и готовых изделий при выполнении исследований в области проектирования и электроэнергетических объектов (ПК-38);

способностью оценивать инновационные качества новой продукции (ПКготовность проводить экспертизы предлагаемых проектноконструкторских решений и новых технологических решений (ПК-44).

электроэнергетических систем и электрических сетей»

Общая трудоемкость дисциплины составляет 4 зачетные единицы, часа.

электрических сетей Примечания:

ЛК – лекции, ПЗ – практические занятия, ЛР – лабораторные работы, КП – курсовой проект; СР – самостоятельная работа.

Лекционный курс электроэнергетических систем и электрических сетей Тема 1. Материалы, характеризующие перспективы развития электроэнергетики страны и региона – 2 часа электроэнергетических систем и электрических сетей. Энергетическая электроэнергетики России на долгосрочный период, программа обновления объектов электроэнергетики на перспективный период, Федеральные целевые программы; региональные энергетические программы; проектные и научноисследовательские работы по вопросам развития электроэнергетики; техникоэкономические доклады, внестадийные и научно-исследовательские работы, распределения и потребления электроэнергии, технико-экономические показатели электроустановок и электропередач различного типа, а также возможности и условия сооружения различного типа электростанций; отчетные данные и информация по перспективам функционирования и развития, предоставляемая субъектами рынка. Достижения отечественной и зарубежной науки и техники, использование которых целесообразно при развитии ЭЭС.

электроэнергетических систем – 2 часа Порядок проектирования электроэнергетических систем. Сущность, особенности, структура и методы проектирования развития ЭЭС. Виды документации. Требования к объему и содержанию всех видов работ по проектированию энергосистем. Формулировка и написание технического задания на проектирование объектов и подсистем ЭЭС. Технические условия на электрическим сетям. Порядок выдачи заданий на проектирование, согласования и утверждения проектов. Средства автоматизации, используемые при проектировании и технологической подготовке производства. Учт фактора неопределнности при проектировании. Многокритериальный подход при проектировании электроэнергетических систем. Особенности разработки схем развития электроэнергетических систем регионов, электрических сетей, объектов электроэнергетики. Нормативно-техническая документация, используемая при проектировании развития электроэнергетических систем и электрических сетей. Экспертизы предлагаемых проектно-конструкторских решений и новых технологических решений в электроэнергетике.

Раздел 2. Основы проектирования развития систем и технических объектов электроэнергетики Тема 3. Исходные данные для проектирования и их анализ -2 часа Балансы электрической энергии и мощности. Электрические нагрузки и их представление при проектировании электроэнергетических систем. Графики электрических нагрузок (ГЭН) и их анализ при проектировании электрических сетей. Показатели режимов электропотребления. Определение перспективных нагрузок потребителей при проектировании. Определение вероятностных Характеристика района проектирования при развитии ЭЭС: климатическая и географическая характеристика района, структурный анализ существующей сети и возможных источников питания, характеристика потребителей электроэнергии.

Содержание проекта развития электрических сетей – 2 часа Технические критерии и ограничения. Статические и интегральные методы и критерии оценки экономической эффективности инвестиционных проектов. Условия сопоставимости вариантов развития электроэнергетических систем и их объектов. Ставка дисконтирования. Критерий минимума суммарных дисконтированных затрат. Учет надежности в техникоэкономических расчетах. Виды цен, используемые при проектировании в электроэнергетике. Затраты на компенсацию потерь электроэнергии.

Себестоимость транспорта электроэнергии. Основные разделы проекта реконструкции, развития электрической сетей. Особенности проектирования магистральных и распределительных электрических сетей. Указания к основам проектирования электрических сетей.

Тема 5. Выбор основных проектных решений – 2 часа инвестиционную привлекательность проекта. Учета режимов работы электростанций при проектировании развития электроэнергетических систем.

Принципы построения схем конфигурации электрических сетей при их развитии. Технический анализ вариантов конфигурации электрических сетей и выбор конкурентно-способных. Выбор экономически целесообразных сечений линий электропередачи, их конструктивного исполнения. Пути повышения пропускной способности сетей. Выбор мощности и мест размещения средств компенсации реактивных нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Основы проектирования подстанций:

выбор схемы электрических соединений, конструктивного исполнения, силового оборудования. Выбор средств регулирования напряжения и проверка обеспечения его качества. Формализованные методы выбора проектных решений. Применение основ инженерного проектирования для реализации концепции развития ЭЭС по инновационному пути.

Тема 6. Расчет и анализ режимов электрических сетей – 2 часа Выбор расчетных условий для исследований ЭЭС в установившихся и переходных режимах. Нормативные требования к расчетным условиям в ЭЭС.

Расчт режимов электроэнергетических систем в специализированном программно-вычислительном комплексе RastrWin при проектировании их развития. Методы анализа режимов.

Практические занятия Практические занятия проводятся с целью закрепления знаний, полученных при изучении теоретического курса. Тематика практических занятий приведена в таблице.

1. Структурный анализ района проектирования развития ЭЭС Определение перспективных вероятностных характеристик активной и реактивной мощности узлов нагрузки Выбор климатических и географических характеристик для проектирования ЭЭС Разработка вариантов конфигурации электрических сетей при их развитии 6. Технический анализ вариантов конфигурации электрических сетей Выбор классов номинального напряжения вновь вводимых участков Выбор мощности и мест размещения средств компенсации реактивных нагрузок в проектируемой сети 11. Определение потерь электроэнергии при ее транспорте 13. Расчт и анализ показателей экономической эффективности при проектировании развития электроэнергетической системы 14. Расчет и анализ режимов электрических сетей при их проектировании 15. Повышение экономичности режимов в проектируемой электрической На практических занятиях магистранты учатся:

- анализировать схемы электрических сетей;

- выполнять расчты нормальных и послеаварийных режимов при (некорректности) исходной информации;

- применять организационные и технические мероприятия с целью улучшения режимных параметров;

- решать оптимизационные вопросы;

- рассчитывать потери электроэнергии и снижать их уровень;

- регулировать режим напряжений и распределение реактивной мощности в электрических сетях;

- уметь решать вопросы компенсации реактивной мощности;

- проводить разработку мероприятий по снижению потерь энергии, качеству электрической энергии;

- оценивать экономичность работы сетей.

индивидуальные задания, которые выполняются как на занятиях, так и во внеаудиторное время.

Матрица компетенций учебной дисциплины 3 Методика практических занятий электроэнергетических систем и электрических сетей» состоит в том, чтобы дать будущим специалистам в области электроэнергетики теоретические знания и привить практические навыки решения вопросов проектирования, электроэнергетических систем.

Задачей курса в области практических занятий является – получение магистрантами знаний о режимах работы, эксплуатации и характеристиках различных элементов электроэнергетической системы – синхронных генераторов (компенсаторов, двигателей), батарей статических конденсаторов и шунтирующих реакторов, трансформаторов, линий электропередачи и др. и их использовании при решении следующих вопросов:

электрических сетях;

- регулирование напряжения и реактивной мощности;

- компенсация реактивной мощности;

- расчет и снижение потерь энергии в электрических сетях;

- разработка мероприятий по снижению потерь энергии, качеству электрической энергии;

- экономичность работы сетей.

Выпускник должен уметь использовать существующие методы и способы иерархических уровнях АСДУ; рассчитывать и выбирать необходимые устройства регулирования напряжения и реактивной мощности; применять современные методы расчета потерь энергии как детерминированные, так и вероятностно-статистические в зависимости от конкретного случая; оценивать эффективность применения альтернативных мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях для конкретных ситуаций, проводить расчеты снижения потерь энергии от внедрения мероприятий; применять инженерные методы расчета показателей качества электроэнергии для выбора рациональных способов и технических средств его повышения. Выработке этих навыков и посвящены практические занятия.

На практических занятиях магистранты выполняют индивидуальные задания либо поэтапно решают комплексную задачу и осваивают необходимые навыки и умения для выполнения заданий самостоятельной работы по дисциплине.

На первом занятии магистранты из электронного варианта схемы существующих электрических сетей ОАО ДРСК по заданию преподавателя выбирают и копируют участок для последующих расчетов.

При желании магистранта, он может выбрать вариант проектируемой сети согласно плана развития электрических сетей Дальнего Востока на год.

Далее они выполняют необходимый анализ сети с точки зрения выявления слабых мест с точки зрения напряжения, реактивной мощности и потерь электроэнергии.

Затем составляется эквивалент и граф сети для последующих расчетов существующих нормальных и послеаварийных режимов при предоставлении полного объема исходных данных.

После этого рассматриваются вопросы развития существующей сети и проводятся расчты нормальных и послеаварийных режимов при неполноте (некорректности) исходной информации.

Вслед за этим, совместно с преподавателем осуществляется коррекция режима в рассчитанной схеме и выбор необходимых технических решений с точки зрения регулирования напряжения и реактивной мощности.

Следующим этапом является коррекция режима, при необходимости используются оптимизационные методы.

Завершающим итогом является расчет потерь электроэнергии и внедрение мероприятий по их снижению и оценке.

Пример выполнения индивидуальных заданий Выбрать сечение проводов, определить напряжение в конце двухцепной линии электропередачи, построить векторную диаграмму напряжений и токов линии (в масштабе).

Исходные данные 1) Выбор сечения проводов Сечения проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетной активной мощности, района по гололеду, материала и типа опор, с учетом количества цепе ВЛ.

Выбираем марку провода АС-240.

2) Проверка провода на нагрев в послеаварийном режиме Проверка на нагрев в после аварийном режиме (при обрыве одной из цепей) где Iдоп – допустимый ток по условию нагрева, А; I – ток, протекающий по линии, А.

Ток протекающий по линии находится по выражению где Q – реактивная мощность в конце линии, Мвар.

Условие по нагреву выполняется.

3) Схема замещения линии и ее параметры Параметры схем замещения для двухцепных линий определяются по выражениям где R и X – активное и реактивное сопротивление линии, Ом; Ro и Хо – погонные активное и реактивное сопротивление линии; Qс – зарядная мощность линии, Мвар.

4) Определение мощности в начале линии Мощность в начале линии определяется из выражения где Р, Q – потери соответственно активной и реактивной мощностей на линии, МВт, Мвар.

Потери мощности на линии определяются по соотношениям S1 (55 3,8) j (38,5 12,8 12,75) 58,8 j38,55 МВА.

5) Определим напряжение в конце линии Напряжение в конце линии где U - вектор падения напряжения на линии, кВ; U, U - соответственно активная и реактивная составляющие вектора падения напряжения, кВ; которые можно определить по выражениям:

U 121 (15,93 j13,48) =105,07-j13.48 кВ.

6) Построение векторной диаграммы Выбрать сечение проводов двухцепной ВЛ 220 кВ для получения желаемых уровней напряжения Uнеобх. Подобрать ответвления на вывод обмоток СН трансформатора и ответвление регулируемых вольтодобавочных трансформаторов, включаемых на стороне НН.

Определяем суммарную нагрузку двух СТ:

Определяем ток, протекающий через обмотку ВН трансформатора Определяем максимальный расчетный ток линии.

По максимальному расчетному току линии с учетом района по гололеду и вида опор для заданного района РФ выбираем сечение линии по экономическим токовым интервалам.

Далее аналогично заданию № 1 до определения отпаек, здесь случай, когда РПН в нейтрали.

Определяем желаемую добавку в нейтрали U на АТ.

Для линейного регулятора добавка напряжения равна Регулирование напряжения в сети с помощью синхронных компенсаторов.

Компенсатор выбирается из условия поддержания желаемого U на сторонах СН и НН.

Вспомним формулу потерь напряжения:

Распишем суммарную потерю напряжения в схеме Из данного выражения найдем необходимую мощность синхронного компенсатора Qск Здесь неизвестно U.

Запишем выражение для Qск и Qнн Выбор устройств продольной компенсации (УПК) Определить необходимое число конденсаторов, Uном и установленную мощность БК, если районная понижающая ПС связана с ЦП одноцепной ВЛ с U = 110 кВ длиной 80 км (ZЛ = 21+j 34 Ом). Расчетная наибольшая нагрузка потребителей п.ст S = 22+ j 20 МВА.

По условиям работы потребителей потери напряжения в ВЛ не должны быть более 6%.

1) Определим потери напряжения в ВЛ без конденсаторов. Расчет выполним без учета потерь мощности в ВЛ:

2) Определим допустимое значение потерь U в кВ:

3) Определим сопротивление БК, снижающих потери U в ВЛ до Uдоп, из уравнения найдем ток в ВЛ при заданной расчетной нагрузке:

Примем однофазные стандартные конденсаторы для снижения потерь напряжения, включаемые последовательно в каждую фазу, типа КС 2А-0,66 – 40 мощность 40 квар, Uном = 0,66 кВ.

Найдем номинальный ток конденсаторов.

Для получения расчетного тока ВЛ число конденсаторов, включенных параллельно в одну фазу должно быть больше отношения rn, равно Примем число параллельно включаемых конденсаторов 3.

Определим сопротивление конденсаторов КС 2А-0,66- Определим число конденсаторов n, включенных последовательно, зная сопротивление каждого конденсатора и число их параллельных ветвей из уравнения:

———— = XБК, где К число параллельных ветвей.

Определим общее число конденсаторов в одной и трех фазах ВЛ:

Определим установленную мощность БК:

Определим минимальное напряжение БК:

Определим действительное сопротивление БК с учетом принятого числа конденсаторов:

Определим фактические потери напряжения в ВЛ при установке УПК:

т. е меньше допускаемой величины Проверить возможность неполнофазного режима при отключении одной фазы ВЛ напряжением 110 кВ, питающей трехфазный трансформатор Т мощностью 40 МВА с коэффициентом трансформации 110/10 кВ.

Обмотки трансформатора соединены по схеме Y –о /..

Наибольшая мощность суммарной нагрузки на стороне 10 кВ трансформатора Т равна 15+j7,5 МВА. Мощность трехфазного к.з. на шинах 110 кВ трансформатора Т равна 2000 МВА.

Проверка возможности неполнофазного режима должна производиться по нескольким параметрам:

1) уменьшению напряжения прямой последовательности на шинах 10 кВ;

2) величине напряжения обратной последовательности на этих же шинах;

3) значением токов в обмотках трансформатора Т и заземляющем устройстве.

Расчет выполняется в о.е.. За базисные значения принимаются номинальное напряжение сети 10 кВ и мощность трансформатора Sт ном.

Для выполнения расчета применяется комплексная схема замещения для расчета параметров при разрыве одной фазы.

Примем, что эквивалентное сопротивление системы одинаково для всех трех последовательностей и является чисто реактивным.

1) Определим сопротивление системы:

Определим индуктивное сопротивление трансформатора Хт = Uк для всех трех последовательностей в о.е. Активное сопротивление и ветвь намагничивается в схеме замещения СТ в данном случае не учитываются ввиду их относительной малости. Х т = 0,105.

Определим сопротивление обратной последовательности нагрузки на стороне 10кВ.

В о.е. при токе промышленной частоты для нагрузки:

присоединенной к сети 6-10 кВ Z2* = 0,18 +j 0,24;

присоединенной к сети 110 кВ Z2* = 0,19+j 0,36.

С учетом относительной мощности нагрузки, равной:

Сопротивление обратной последовательности нагрузки на стороне 10 кВ равно:

Определим эквивалентное сопротивление схемы обратной последовательности:

Определим эквивалентное сопротивление схемы нулевой последовательности Заменим разветвление из схем обратной и нулевой последовательности эквивалентным сопротивлением (они соединены параллельно).

Это сопротивление Z является добавочным в схеме прямой последовательности и потому вызывает дополнительную потерю напряжения.

4) Определим в о.е. ток прямой последовательности:

Определим дополнительное снижение напряжения прямой последовательности на шинах 10 кВ п/ст, с учетом того, что при расчете в о.е. коэффициент U3 не вводится.

Эта величина составляет 2,42 %, т.е. невелика. При наличии устройств РПН требуемый режим напряжения может быть обеспечен.

Ток обратной последовательности в питающей сети 110 кВ:

Модуль этого тока равен 2 = 0,05.

Определим относительное напряжение обратной последовательности на шинах 10 кВ при сопротивлении нагрузки по модулю, равном Полученная несимметрия напряжения практически относится к зажимам ЭП независимо от места их включений, т.к. сопротивление распределительной сети относительно мало.

Такая несимметрия может оказаться недопустимой для осветительной нагрузки и для ЭД. Допустимость работ ЭП с такой несимметрией требует дополнительной проверки.

8) Ток нулевой последовательности в сети 10 кВ отсутствует, т.к. обмотка вторичного напряжения соединена в.

Определим ток нулевой последовательности в питающей сети 110 кВ по выражению:

Модуль тока нулевой последовательности равен о = 0,368.

9) Действительный ток, проходящий по заземляющему устройству, равен:

Это достаточно большой ток. Допустимость длительного прохождения столь большого тока по устройствам заземления требует дополнительной проверки.

10) Определим токи в фазах трансформатора подстанции по выражению:

здесь = e j = - - j / - оператор изменения аргумента Полученные результаты показывают, что токи в фазах трансформатора не превышают номинальных. В данном случае это очевидно, связано с тем, что в нормальном режиме трансформатор загружен всего на 42 %. При работе трансформатора с большим коэффициентом загрузки в нормальных условиях его перегрузка при отключении одной фазы могла оказаться недопустимой. Т.о., рассматриваемый режим нельзя признать безусловно допустимым по всем параметрам. В частности требуется симметрирование U в распредсети.

Для понижающего трансформатора по каталожным данным (табл. 1.2) определить параметры схемы замещения; по исходным данным (табл. 1.1) и годовым графикам нагрузок (рис. 1.1-1.2) определить среднеквадратичный ток, число часов использования максимальной нагрузки Тм, время максимальных потерь м, расход электроэнергии за год, годовые потери энергии за год. Коэффициенты мощности обмоток низкого (НН) и среднего (СН) напряжения принять равными соответственно 0,9 и 0,8.

Таблица 1.1 – Исходные данные к заданию Вариант Тип трансформатора

НН СН НН СН

Примечание. 1. Трансформатор имеет обмотки равной мощности.

2. Данные приведены к номинальной мощности трансформатора.

1) Определение активных и реактивных сопротивлений обмоток, потери холостого хода трансформатора в схеме замещения:

Для трехобмоточных трансформаторов при выполнении условия где S1н, S2н, S3н – номинальные мощности обмоток соответственно ВН, СН, НН, МВА;

Sн – номинальная мощность трансформатора, МВА;

и при приведении расчетов к номинальному напряжению ВН активные сопротивления обмоток равны между собой R1= R2= R3 и определяются по выражению где Rj – активное сопротивление j-ой обмотки, Ом; Рк1-2 – потери короткого замыкания между обмотками ВН и НН, кВт; Uнв – номинальное напряжение обмотки ВН, кВ.

Схема замещения трехфазного трехобмоточного трансформатора представлена на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Схема замещения трехобмоточного трансформатора До определения индуктивного сопротивления схемы замещения по каталожным данным находят напряжения короткого замыкания каждого луча схемы где Uk1-2, Uk1-3, Uk2-3 – напряжения короткого замыкания соответственно между ВН-СН, ВН-НН, СН-НН, %.

Индуктивные сопротивления лучей схемы замещения определяются по выражению где Хj – индуктивное сопративление J- го луча схемы, Ом; Uкj – напряжение короткого замыкания J- го луча схемы, %.

Потери холостого хода трансформаторов определяются по формуле:

где Ix – ток холостого хода трансформатора, %.

2) Определим потери мощностей в обмотках Потери активной и реактивной мощностей в обмотках где Pj, Qj – потери соответственно активной, кВт, и реактивной, квар, мощностей в J – ой обмотке; Sj – мощность нагрузки J- ой обмотки, МВА.

Нагрузка обмотки ВН складывается из нагрузки обмоток НН и СН, потерь мощности в них, а нагрузка трансформатора складывается из нагрузки обмоток НН и СН, потерь мощности в них и в обмотке ВН, потерь холостого хода трансформатора.

Мощность нагрузки находиться по формуле где cos - коэффициент мощности J обмотки.

Таблица 1.3 – Потери активной и реактивной мощности 3) Построим график нагрузки трансформатора Для этого построим годовые графики нагрузки трансформатора НН и СН в именованных единицах и построим годовой график нагрузки трансформатора путем сложения графиков НН и СН.

4) По графику нагрузки трансформатора определим режимные характеристики работы трансформатора Среднеквадратичный ток определяется из выражения где Т – время работы трансформатора в году, Т=8760 ч; РN – активная мощность N-ой ступени нагрузки трансформатора, КВт; tN – интервал времени, в течении которого трансформатор работает с нагрузкой PN, ч; cos - коэффициент мощности трансформатора.

I СК 0,044 кА Энергия, проходящая через трансформатор за год W, МВт*ч, находиться из выражения W (20 18,4 14,4 6,4) 2000 4 760 121440 МВт*ч Число часов использования максимальной нагрузки, ч Время максимальных потерь M, ч Потери энергии в трансформаторе за год W, МВт*ч где Рм – суммарные потери активной мощности в обмотках ВН, СН, НН в максимальном режиме, МВт.

3.2 Пример выполнения комплексного задания 1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии.

Главной задачей этого раздела является максимально полный подбор исходного материала для дальнейшего расчета. Исходные данные сводятся в таблицу 1.1.

Таблица 1.1. Исходные данные № потребителей максимума Режим максимальной Режим минимальной Определим климатические параметры, характеризующие заданный район.

Район характеризуется:

1. Умеренной пляской проводов (1 раз в 5-10 лет);

2. Различными скоростными напорами ветра;

3. Невысоким числом грозовых часов (не более 20 в год);

4. Различной толщиной стенки гололеда.

Взаимное расположение отдельных потребителей (в соответствии с заданием) изображено на рисунке 1.1.

Рис. 1.1 Схема расположения потребителей заданного района 2. Выбор конструкции и номинального напряжения линий сети.

Т.к. потребители имеют значительное удаление от источника питания, то все линии электропередач будут воздушными.

Наметим несколько вариантов схем электроснабжения заданного района.

В соответствии с требованиями ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников питания и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения одного из источников может быть допущен лишь 1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии.

Главной задачей этого раздела является максимально полный подбор исходного материала для дальнейшего расчета. Исходные данные сводятся в таблицу 1.1.

Таблица 1.1. Исходные данные № потребителей максимума Режим максимальной Режим минимальной подстанции по категориям нагрузки нагрузки нагрузки Определим климатические параметры, характеризующие заданный район.

Район характеризуется:

5. Умеренной пляской проводов (1 раз в 5-10 лет);

6. Различными скоростными напорами ветра;

7. Невысоким числом грозовых часов (не более 20 в год);

8. Различной толщиной стенки гололеда.

Взаимное расположение отдельных потребителей (в соответствии с заданием) изображено на рисунке 1.1.

Рис. 1.1 Схема расположения потребителей заданного района 2. Выбор конструкции и номинального напряжения линий сети.

Т.к. потребители имеют значительное удаление от источника питания, то все линии электропередач будут воздушными.

Наметим несколько вариантов схем электроснабжения заданного района.

В соответствии с требованиями ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников питания и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения одного из источников может быть допущен лишь на время включения автоматического восстановления питания. Двухцепная линия, выполненная на одной опоре не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории. Для них целесообразно предусматривать две отдельные двухцепные линии. При выполнении требований надежности электроснабжения потребители I категории должны обеспечиваться 100-процентным резервом, который должен включаться автоматически.

Для потребителей II категории можно предусматривать питание по двухцепной линии.

Однако, учитывая непродолжительность аварийного ремонта ВЛ, правила допускают производить электроснабжение нагрузок II категории по одной ВЛ. Опыт проектирования систем электроснабжения районов с потребителями I и II категорий показывает, что в большинстве случаев целесообразно использовать две группы сетей - разомкнутые магистральные или радиальные резервированные с двух цепными линиями и замкнутые сети.

Потребителей III категории резервным питанием допускается не обеспечивать.

Предварительный выбор номинального напряжения Uн линий производят совместно с разработкой схем сети, т.к. они взаимно дополняют друг друга. Напряжения для различных элементов проектируемой сети могут существенно различаться. Величина Uн зависит от передаваемой мощности.

Наивыгоднейшее напряжение может быть определено по формуле Г.А. Илларионова:

где l - длина линии, км;

р - передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Произведем выбор питающих напряжений для трех рассматриваемых вариантов схем электроснабжения заданного района. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Выбор питающих напряжений для рассматриваемых вариантов.

Опыт эксплуатации электрических сетей показывает, что при прочих равных условиях предпочтительней вариант с более высоким номинальным напряжением, как более перспективный. В то же время недостатком является большое разнообразие напряжений ЛЭП в пределах электрической сети одного района. Поэтому в качестве уровня напряжения для схем всех вариантов выбираем один единственный - 110кВ.

3. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях.

Для условий нормальной работы на подстанции устанавливают два трехфазных трансформатора с номинальной мощностью каждого, рассчитанной в пределах от 60 до 70% максимальной нагрузки т.е. Sн.тр.=(0,60,7)Smax. Несмотря на то, что отключения трансформаторов довольно редки, однако с такой возможностью следует считаться и при наличии потребителей I и II категорий устанавливают на ГПП два трансформатора. При аварии любой из трансформаторов, оставшийся в работе, должен обеспечить бесперебойное питание потребителей нагрузки.

Согласно ПУЭ, при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышают одних суток.

Условия выбора трансформаторов сведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Условия выбора трансформаторов ГПП В таблице 3.1. имеют место следующие обозначения К з.н. - коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном режиме;

К з.п. max - коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

В соответствии с ПУЭ перегрузка трансформаторов в послеаварийном режиме не должна превышать 40%, что выполняется для выбранных типов трансформаторов. Характеристики выбранных типов трансформаторов представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Характеристики выбранных типов трансформаторов 4. Анализ и обоснование схем электрической сети Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем чтобы выбрать наилучшие варианты для техникоэкономического сравнения. Приводятся на рисунке схемы замещения для трех рассматриваемых вариантов.

Силовые выключатели по стороне низкого напряжения на подстанциях схем всех вариантов смонтированы в ячейках КРУ с выкатными элементами (на схемах не показываются). Для увеличения надежности трансформаторы подстанций ГПП схем всех вариантов подключены к разным секциям источника питания.

При разработке схем предполагается, что мощность источника питания достаточна для покрытия нагрузок района и вопросы поддержания частоты не рассматриваются.

Проведем сравнение вариантов по упрощенным показателям. Проанализируем длины трасс, цепей и суммарный момент активной мощности. Результаты даны в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Сравнение вариантов по упрощенным показателям Вариант Длина трасс,км Длина цепей,км Суммарн. момент мощности, Мвткм Для варианта 1 значение суммарного момента мощности не имеет физического смысла. Как следует из таблицы 4.1. схема варианта 2 имеет лучший показатель момента мощности по сравнению со схемой варианта 3.

Установим распределение потоков мощности в элементах сети для каждого из вариантов с учетом потерь мощности.

Рассмотрим отдельно схему кольца в варианте 1. Развернутая схема замещения изображена на рис.4.2.

Рис.4.2. Развернутая схема замещения кольца по варианту Определим приближенное потокораспределение в кольце с целью выявления точки потокораздела.

(35 j15,24)(27 40 42) (32 j15,49)(40 42) (20 j 9,68) (20 j 9,68)(50 27 40) (32 j15,49)(27 50) (35 j19,54) S а в S ИП а S а 45,77 j 21,77 (35 j15,94) 10,77 j5,83 МВА;

Расчеты показывают, что п/ст в является точкой потокораздела мощности.

Проверим правильность определения точки потокораздела мощности на головных линиях кольца по условию:

(45,77 j 21,47) (41,22 j 20,76) (35 j15,94) (32 j15,49) (20 j 9,68).

Определим мощность, поступающую с шин электростанции с учетом потерь мощности. Для этого разрежем кольцо в точке потокораздела ( см. рис 4.3).

lИП-а=50 км Рис.4.3. Преобразование исходной схемы замещения по варианту На рисунке 4.3. имеют место следующие обозначения:

S - мощность в начале линии; S" - мощность в конце линии.

Нагрузки в узлах в и в равны Sа в Sа в 10,77 j5,83 МВА;

Sв" г Sв г 21,22 j10,78 МВА.

Определим потоки мощности в линиях схемы с учетом потерь.

Потери мощности в линии определяются по формуле где P - активная составляющая мощности в конце линии, МВт; Q - реактивная составляющая мощности в конце линии, МВАр; Uном - номинальное напряжение линии, кВ; r0 = 0,2 Ом/км усредненное активное сопротивление линии; x0 = 0,42 Ом/км - усредненное реактивное сопротивление; l - длина линии, км.

Мощность в начале линии определяется как S ' S '' S.

Потоки мощностей с учетом потерь для линий ИП-б и ИП-д определяются аналогично.

В двухцепных линиях потоки мощности вначале линии определяем на одну цепь для последующего расчета тока и сечения провода (т.е. предполагая, что на одну цепь двухцепной линии приходится половина передаваемой мощности).

Зарядную мощность линий на данном этапе проектирования не учитываем, т.к. нам неизвестны марка проводов и удельные реактивные проводимости линий b0.

Результаты расчетов потоков мощностей для схем всех вариантов приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Расчет потоков мощностей с учетом потерь для схем всех вариантов 5.Технико-экономическое обоснование вариантов. Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети.

Данный раздел проекта является основным. Из отобранных по результатам предварительного анализа трех вариантов необходимо выбрать наивыгоднейший.

Определим сечение проводов ЛЭП. Для электрических сетей и линий электропередач до кВ включительно оно выбирается по экономическим токовым интервалам.

Определим расчетные токи и сечения проводов линий для каждого из вариантов схем электрических сетей. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. Определение расчетных токов в линиях, сечений и марки проводов линий Вар. Участок Номинальное Кол-во Макс. рабочий Принятый Послеаварийный Допустимый по Далее произведем сравнение вариантов по минимуму приведенных затрат.

При сооружении всей сети в течении одного года и одинаковой степени надежности приведенные затраты каждого из вариантов определяются как З = РН К + И, где К - единовременные капиталовложения в данный вариант сети, тыс.руб; И - ежегодные эксплуатационные расходы, тыс.руб; РН = 0,15 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Капиталовложения включают в себя затраты на сооружение линий К Л и понизительных подстанций КП/СТ. В капитальные затраты КП/СТ входят стоимость оборудования подстанции (стоимость ячеек выключателей на стороне высокого напряжения или другого коммутационного оборудования и трансформаторов) и постоянная часть затрат.

Ежегодные эксплуатационные расходы И имеют три составляющие: отчисление на амортизацию И1, ремонт и обслуживание И2, стоимость потерь электроэнергии И3.

Стоимость потерь электроэнергии определяется как И3 = А, где А - потери электроэнергии в сети, кВтч; = 100 руб/кВтч - удельная стоимость потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в сети суммируются из потерь в линиях и потерь в трансформаторах.

Укрупненные показатели ЛЭП и прочего электрооборудования определяем по справочнику.

Результаты расчетов сведены в таблицу 5.2.

Таблица 5.2. Укрупненные показатели электрооборудования схем всех вариантов I 3768 2917 6685 259,62 102,58 354,5 616,66 1619, II 3768 2917 6685 259,62 102,58 452,6 814,45 1817, Из данной таблицы видно, что наименьшие приведенные затраты приходятся на схему электроснабжения по варианту 1, т.е. данный вариант является оптимальным по экономическим показателям.

6. Электрический расчет основных режимов работы.

Цель данного раздела - уточненный расчет распределения активной и реактивной мощностей по линиям сети, определение потерь мощности, требуемой мощности источника питания, а также уровня напряжений на шинах подстанций. Расчеты ведутся в следующей последовательности: составляется схема замещения сети и определяются параметры ее элементов; определяют расчетные нагрузки подстанций; производят расчет потокораспределения мощностей в сети; определяют уровни напряжений на шинах подстанций. Все это устанавливают для трех режимов: нормального (максимальные нагрузки) и нормального при минимальных нагрузках. Схема замещения составляется путем объединения схем замещений отдельных элементов в соответствии с последовательностью их соединения в рассчитываемой сети. Схема замещения для выбранного варианта электрической сети изображена на рисунке 6.1.

Выполним приведение заданных на стороне низкого напряжения нагрузок потребителей к стороне высокого напряжения для каждой из подстанций.

Расчетная нагрузка приведенная к стороне ВН определяется по формуле где Sнн=Pнн+jQнн - заданная нагрузка на стороне НН;

PHH QHH

PHH QHH

Rтр, Хтр - сопротивления трансформатора; Рх, Qх - потери холостого хода трансформатора в стали; Qз = 0,5U2ном b0 - сумма зарядных мощностей линий электропередач; b0 - удельная реактивная проводимость для конкретной линии.

Результаты расчета по приведениям нагрузок ПС к стороне ВН даны в табл.6.1.

Таблица 6.1. Приведение нагрузок п/ст к стороне ВН Активн. составл. Реактивн.составл. Активн.составл. Реактивн.составл.

Определяем потоки мощности в сети с учетом потерь в линиях и с учетом приведенных к стороне ВН нагрузок.

Таблица 6.2. Определение потоков мощности в проектируемой сети Участок Мощность в конце линии S, Мощность в начале линии Потери мощности сети МВА Акт. Реакт.составл. Акт. составл. Реакт.составл Акт. составл. Реакт.составл Определим суммарную мощность, потребляемую всей схемой с шин электростанции:

S = Sа + Sб + Sв + Sг + Sд = 55,62+6,45+19,22+80,61+27,83 = 189,73 МВА Расчет напряжений и послеаварийных режимов Напряжение источника питания, к которому подсоединены распределительные сети должно поддерживаться не ниже 105% от номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок. С учетом вышесказанного, напряжение на шинах источника питания принимаем равным:

- для режима максимальных нагрузок - 115 кВ;

- для режима минимальных нагрузок - 110 кВ.

Рассмотрим послеаварийные режимы.

Определим напряжение на шинах НН трансформатора приведенное к стороне ВН, путем вычитания из напряжения падения напряжения на трансформаторе.

PP RTP QP X TP PP X TP QP RTP

где Pр и Qр - расчетные нагрузки подстанций; Rтр, Xтр - соответственно активные и реактивные сопротивления трансформатора установленного на подстанции; U - напряжение на шинах ВН, кВ.

Далее определяем параметры схемы в режиме наименьших нагрузок. С некоторой погрешностью можно считать, что потери напряжения в элементах сети уменьшаются пропорционально снижению нагрузок подстанций. Тогда потери напряжения в линии можно определить путем умножения соответствующих значений, найденных для режима максимальных нагрузок, на отношение наименьшей нагрузки к наибольшей.

Результаты расчетов сведены в таблицу 6.3.

Таблица 6.3. Расчет напряжений для трех режимов работы сети Напряж. на стороне НН приведенное к стороне ВН, кВ 236,31 228,15 114,65 109,85 115, Напряж. на стороне НН приведенное к стороне ВН, кВ 225,19 218,56 111,39 107, Напряж. на стороне НН приведенное к стороне ВН, кВ 236,93 222,78 116,2 108,55 110, 7. Выбор средств регулирования напряжения.

Требуется проверить достаточность стандартных диапазонов РПН трансформаторов.

Для сетей 6 кВ необходимые напряжения равны 6,3 кВ в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме и 6 кВ - в режиме наименьших нагрузок. Желаемое напряжение где UHH - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора; UН.Ж - напряжение, которое необходимо поддерживать на шинах НН при различных режимах работы сети;

U‘Н - напряжение на шинах по низкой стороне трансформатора, приведенное к высокой стороне в режиме наибольшей (наименьшей) нагрузки и в послеаварийном режиме.

Действительные значения напряжения на шинах НН подстанции определяют как:

U ВН U ОТВ

напряжения трансформатора на стороне ВН. Для трансформаторов со стандартным диапазоном регулирования значения регулировочных отпаек приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1. Стандартные значения регулировочных отпаек выбранных тр-ров № ответвления Добавка напряжения Напряжение ответвления,UВН.Д, кВ Напряжение ответвления,UВН.Д, кВ Выбирается стандартное ответвление. Результаты расчетов сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2. Выбор регулировочных отпаек Задания на индивидуальную работу В процессе изучения дисциплины (после каждого практического занятия) магистранты последовательно разрабатывают предложенные в задании вопросы и защищают их согласно графику, указанному в учебно-методической (технологической) карте дисциплины. На последнем практическом занятии магистранты защищают комплексное задание целиком, с его анализом и оценкой принятых инженерных решений. Все задачи, включнные в задания, даны в нескольких вариантах, поэтому каждый магистрант получает шифр индивидуального задания, выдаваемый руководителем.

Выбрать сечение проводов, определить напряжение в конце двухцепной линии электропередачи, построить векторную диаграмму напряжений и токов линии (в масштабе).

Данные приведены в табл.1.

Выбрать сечение проводов двухцепной ВЛ 220 кВ для получения желаемых уровней напряжения Uнеобх. Подобрать ответвления на вывод обмоток СН трансформатора и ответвление регулируемых вольтодобавочных трансформаторов, включаемых на стороне НН. Данные приведены в табл.1.

Выбрать тип и число синхронных компенсаторов для регулирования напряжения в сети. Схема приведена на рис. Исходные данные приведены в табл.1.

Варианты с 20 по 40 такие же как и с 1 по 20, но с увеличением нагрузки в 1,5 раза.

Определить необходимое число конденсаторов, номинальное напряжение и установленную мощность батареи конденсаторов для следующих условий. Районная понижающая подстанция связана с центром питания ВЛЭП длиной l. Наибольшая расчетная нагрузка подстанции приведена в таблице. По условиям работы потребителей потери напряжения в ВЛЭП при этой нагрузке не должны превышать Uдоп, %, приведенную в таблице. Для снижения потерь напряжения в каждую фазу ВЛ необходимо включить однофазные трансформаторные конденсаторы, напряжением 0,66 кВ.

№ U источника Марка Длина ВЛ, Количество Расчетная нагрузка Допустимые потери Проверить возможность неполнофазного режима при отключении одной фазы ВЛ напряжением 220 кВ, питающей трехфазный автотрансформатор АТ. Обмотки автотрансформатора соединены по схеме Y –о /. Мощность трехфазного к.з. на шинах кВ автотрансформатора равна 4000 МВА. Исходные данные приведены в табл.1.

Для понижающего трансформатора определить параметры схемы замещения; по типовым годовым графикам нагрузок определить среднеквадратичный ток, число часов использования максимальной нагрузки Тм, время максимальных потерь м, расход электроэнергии за год, годовые потери энергии за год. Коэффициенты мощности обмоток низкого (НН) и среднего (СН) напряжения принять равными соответственно 0,9 и 0,8.

Исходные данные приведены в табл.1.

Комплексное задание для контроля знаний магистрантов В качестве источников питания районной электрической сети могут быть подстанция питающей сети неограниченной мощности напряжением 500/220/110/35 кВ и ГЭС с РУ 500 и 220 кВ. Расположение источников питания и подстанций районной электрической сети показано на рис. 1. Электрическая сеть питает потребители Амурской области. Нагрузки подстанций приведены в таблице 1.

Генераторы, работающие на РУ:

Таблица 1. Нагрузки подстанций и категорийность ЭП Наименование Разработать районную электрическую сеть, решив при этом следующие вопросы:

1) Выбрать схему эл. сети и номинальное напряжение.

2) Какие способы регулирования напряжения необходимо применить в данной сети, чтобы поддержать требуемые уровни напряжения на шинах 10 кВ подстанций А, Б, 3) Разработать схему электрической сети и подстанции с расстановкой необходимых компенсирующих устройств при условии установки на подстанции трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов. Напряжение СН трансформатора принять на ступень ниже напряжения ВН, НН – 10 кВ. Выбрать тип и мощность трансформаторов.

4) Определить потери мощности и энергии в электрической сети.

УРП с максимальной нагрузкой стороны среднего напряжения трансформаторов, равной (150 + j 90) МВА и стороны низшего напряжения, равной (35 + j 20) МВА, питается от ТЭС с генераторами 5хТВФ-100. Расстояние между ними 100км.

1) Выбрать вариант выполнения электропередачи и разработать однолинейную схему УРП, если Uном СН на ступень ниже Uном ВН, Uном НН – 10 кВ. От шин СН УРП отходит 8 воздушных линий.

2) Определить фактические напряжения на сторонах СН и НН трансформатора и показать как поддерживать на средней стороне значение напряжения трансформатора равное 1,05 Uном, на низшей стороне – 10,3 кВ.

3) Как выбрать необходимые средства для компенсации реактивной мощности в рассматриваемой электрической сети.

4) Дать алгоритм расчета потерь мощности и энергии в электрической сети. Определить потери мощности и энергии на УРП.

Для заданной конфигурации сети:

1) Решить вопрос компенсации реактивной мощности в данной схеме, предварительно выбрав недостающие элементы в схеме.

2) Охарактеризовать устройство и принцип работы выбранного компенсирующего устройства.

3) Решить вопросы регулирования напряжения, на шинах СН подстанции А необходимо поддерживать напряжение, равным 120 кВ.

4) Определить потери мощности и энергии в электрической сети.

Потребители подстанций А, Б, В в основном относятся к потребителям I и II категории по надежности и получают питание согласно схеме сети, приведенной на рис. 1.

К подстанции Б подключен потребитель, в состав нагрузки которого входит выпрямительная нагрузка (31%). Данная сеть расположена в Хабаровском крае. График нагрузки подстанции А приведен на рис.2.

1) Привести алгоритм установившегося режима на примере эл. схемы, приведенной на рис.1, предварительно решив вопрос компенсации реактивной мощности в сети.

2) Определить потери мощности и энергии в электрической сети.

3) Оценить влияние регулирования возбуждения генераторов ГЭС на систему управления ЭЭС. Обосновать свой ответ на примере рис.1.

4) Как осуществлять оптимизацию режима по реактивной мощности?

подстанции – на рис. 2, tg нагрузки равен 0,8 и 0,7 на стороне СН.

1) Выбрать марку и сечение проводов ВЛ. ВЛ проходит по территории Дальнего 2) Выбрать средства компенсации реактивной мощности в данной схеме для поддержания напряжений 115 кВ и 10 кВ.

3) Решить вопросы регулирования напряжения по ГОСТ 13109-97.

4) Определить потери мощности и энергии в электрической сети.

Расположение подстанций потребителей и источников питания показано на рис.

Нагрузки подстанций приведены в таблице 1.

План расположения подстанций и ИП Таблица 1- Нагрузки подстанций Разработать распределительную сеть Дальнего Востока, если потребители подстанций А, В относятся в основном ко II категории, решив следующие вопросы:

1) Выбрать оптимальный вариант схемы сети по потерям мощности.

2) Дать алгоритм выбора номера отпайки РПН.

3) Какие виды регулирования напряжения наиболее целесообразны для выбранной 4) Как определить запас статической устойчивости? Влияет ли на него применение устройств компенсации реактивной мощности и как?

Структурная схема сети приведена на рис 1.

1) Выбрать сечения ВЛ 10 кВ и проверить их по допустимой потере напряжения.

2) Критерии оценки устойчивости узла нагрузки. Как будет влиять на устойчивость установка на шинах НН ПС А управляемого компенсирующего устройства.

3) Какие виды регулирования напряжения наиболее целесообразны для выбранной 4) Определить потери мощности и энергии в сети.

При реконструкции эл. сети 10 кВ к существующей подстанции А предусматривается дополнительное подключение четырех присоединений.

При этом суммарная длина сети 10 кВ будет 50 км.

Схема сети после реконструкции приведена на рис. 1.

Нагрузка дана в МВА.

1) Произвести расчет режима в сети 35 кВ, обеспечив требуемое качество электроэнергии.

2) Нужна ли компенсация емкостных токов в сети 10 кВ после ее реконструкции?

Если да, то выбрать мощность компенсирующих устройств. С какой целью установлены ДГК – 35 кВ на ПС А? Ответ обосновать.

3) Выбрать и расставить в схеме ПС А средства для компенсации реактивной мощности.

4) Определить потери мощности и электроэнергии в рассматриваемой электрической сети.

Образовательные технологии и средства обеспечения освоения дисциплины электроэнергетических систем и электрических сетей» используются традиционные и современные образовательные технологии.

информационные и компьютерные технологии, технологии активных и интерактивных форм проведения занятий в сочетании с внеаудиторной работой, технологии проблемного обучения.

Применяются следующие активные и интерактивные формы проведения занятий: дискуссии, проблемные ситуации, компьютерные симуляции, деловые игры, работа в команде, разбор конкретных ситуаций по функционированию современных ЭЭС.

Занятия проводятся в интерактивной форме семинара в диалоговом режиме. В ходе занятия инициируются дискуссии, а также разбор конкретных ситуаций.

В качестве инновационных методов контроля используется балльнорейтинговая система оценки знаний.

В рамках дисциплины предусмотрены встречи с представителями энергетических компаний: ОАО «ДРСК», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО – ЕЭС»

филиал «Амурское РДУ», а также мастер-классы по материалу дисциплины.

Проводятся вебинары в режиме видеоконференции с приглашением ведущих специалистов.

Обучение магистрантов подразумевает работу под руководством преподавателя: консультации и помощь при выполнении индивидуального задания, консультации по разъяснению материала, вынесенного на самостоятельную проработку, индивидуальную работу магистранта, в том числе в компьютерном классе ЭФ или в библиотеке, выполнение курсового проекта.

Для проведения практических занятий магистрантов используются электрические схемы энергетических компаний Дальнего Востока, однолинейные электрические схемы электрических станций и подстанций, расположенных на Дальнем Востоке.

Удельный вес занятий, проводимых в интерактивных формах, составляет 30 часов или 50 %.

В качестве материально-технического обеспечения дисциплины используются мультимедийные средства и технические средства обучения:

интерактивная доска; мультимедийное оборудование; учебно-методические материалы представлены в виде презентаций Power Point, электронных плакатов с изображением технологических процессов, оборудования, комплексных структур.

При этом используются:

образцы передового оборудования используемого в интеллектуальных системах;

интеллектуальных систем с активно-адаптивными сетями (технология Smart Grid);

современное программное обеспечение интеллектуальных систем электроснабжения;

На практических занятиях и в самостоятельной работе магистрантов, при выполнении курсового проекта используется система компьютерной математики Mathcad и графические редакторы VISIO, AUTOCAD, а также Программный комплекс моделирования энергосистем PSCAD (Компания RTDS Technologies Ltd.: г. Виннипег, Канада) и программно-вычислительный комплекс RastrWin.

Лабораторно-практические занятия проводятся в специализированной лаборатории «Интеллектуальных систем электроснабжения», включающей в себя:

систему RTDS – Real Time Digital Simulator - Цифровые программноаппаратные комплексы моделирования энергосистем в реальном времени (Компания RTDS Technologies Ltd.: г. Виннипег, Канада);

лабораторный комплекс ООО НПП «Учтех-Профи» (г. Челябинск);

Екатеринбург);

лабораторный комплекс ООО "Электротехнический завод "Вектор" (г. Воткинск);

сенсорные сети ZigBee.

Лабораторно-практические занятия проводятся как в специализированной лаборатории, так и в мобильном компьютерном классе (11 ноутбуков), подключенных к беспроводным сетям ZigBee и к сети учебного корпуса энергетического факультета с выходом в Internet.

Для текущей оценки качества освоения дисциплины и е отдельных модулей разработаны и используются следующие средства:

список контрольных вопросов по отдельным темам и разделам;

перечень тем научно–исследовательских работ и рефератов по наиболее проблемным задачам и вопросам теоретического и практического плана изучаемой дисциплины;

комплекты расчетных заданий для закрепления теоретического материала;

методические указания к практическим работам и отчеты по результатам их выполнения.

Оценочные средства для текущего контроля успеваемости, промежуточной аттестации по итогам освоения дисциплины Система оценочных средств и технологий для проведения текущего контроля успеваемости по дисциплине включает вопросы для опроса на лекциях и практических занятиях, в том числе и письменного, индивидуальные задания, темы рефератов.

Тематика опроса на лекциях и практических занятиях совпадает с тематикой лекций и практических занятий. Опрос на практических занятиях осуществляется как устный, так и путем тестирования. Каждый тест содержит 10 заданий.

Темы индивидуальных заданий:

анализ структуры электрической сети энергорайона;

построение графика электрической нагрузки подстанции и определение его вероятностных характеристик при различных способах задания исходной информации;

разработка вариантов конфигурации электрической сети при ее развитии, их технический анализ;

выбор основных параметров проектируемой электрической сети;

расчет и анализ потерь электроэнергии в сети при проектировании;

технико-экономическое обоснование инновационного проекта развития объекта электроэнергетики и его экспертиза;

расчет режимов сложных схем электрической сети;

анализ установившихся и переходных режимов ЭЭС;

повышение эффективности и экономичности установившихся режимов;

разработка технического задания на проектирование объектов ЭЭС;

ЭЭС и их объекты, энергорайон задаются преподавателем индивидуально каждому магистранту.

промежуточной аттестации включает контрольные вопросы к защите курсового проекта, вопросы и задания к экзамену.

Вопросы к защите курсового проекта Порядок проектирования развития ЭЭС и электрических сетей.

Структура технического задания на проектирование объектов и подсистем ЭЭС.

проектировании развития электроэнергетических систем и электрических сетей.

электрических сетей.

Назначение и составление балансов мощности и энергии при проектировании.

Определение нагрузки узлов при проектировании.

Состав исходных данных для проектирования развития ЭЭС и электрических сетей.

Назначение структурного анализа существующей электрической сети и порядок его проведения.

Привести соответствие между климатическими характеристиками района проектирования и разделами проекта, где они используются.

Перечислить технические критерии и ограничения, используемые при разработке вариантов конфигурации электрической сети.

электроэнергетических систем и их объектов.

Алгоритм проектирования магистральных электрических сетей.

Алгоритм проектирования распределительных электрических сетей.

Определение потерь мощности и энергии при проектировании ЭЭС.

Критерий экономического сопоставления вариантов электрической сети, используемый при проектировании развития ЭЭС.

Учет надежности при проектировании электрических сетей.

Себестоимость транспорта электроэнергии.

Схемы электрических соединений подстанций.

Принципы разработки вариантов развития ЭЭС и электрических сетей.

конфигурации электрической сети.

Выбор номинальных напряжений электрической сети при ее развитии.

Выбор конструктивных элементов ВЛ.

Выбор конструктивного исполнения КЛ.

Выбор и проверка экономически целесообразных сечений линий электропередачи.

Выбор сечений проводов ВЛ методом экономических токовых интервалов.

Выбор сечений проводников по нагреву длительно-допустимым током.

Выбор сечений проводников по допустимой потере напряжения.

Балансовый расчет компенсации реактивной мощности.

компенсации.

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

Подготовка исходной информации для расчета режимов с помощью ПВК.

Характеристика ПВК, используемых для расчета режимов.

Проверка правильности расчетов режимов с помощью ПВК.

Нормативные требования к расчетным условиям в ЭЭС.

В чем заключается анализ режимов, и с какой целью его проводят.

Как обеспечить оптимальное потокораспределение в электрической сети?

Пути повышения пропускной способности электрических сетей.

Методы снижения потерь электроэнергии при проектировании электрических сетей.

Защита курсового проекта может проходить в виде доклада магистранта и ответов на поставленные вопросы членами комиссии по приему курсового проекта, либо в виде деловой игры.

Контрольные вопросы и задания к экзамену Материалы, определяющие целесообразность проектирования развития ЭЭС и электрических сетей.

Тенденции и перспективы развития электроэнергетических систем.

Нормативная документация по проектированию развития ЭЭС и объектов электроэнергетики.

Концептуальная структура проектирования ЭЭС.

Цели и задачи проектирования развития ЭЭС.

Цели и задачи проектирования электрических сетей.

Концепция ОАО «ФСК ЕЭС» по развитию Единой национальной электрической сети.

электрической сети Дальнего Востока и Южно-Якутского региона.

Технология выбора достижений отечественной и зарубежной науки и техники для внедрения в объекты ЭЭС на стадии проектировании.

Управление инновационными проектами в электроэнергетике.

Инженерное проектирование инновационного развития ЭЭС.

Порядок выдачи заданий на проектирование, согласования и утверждения проектов.

Виды проектных работ. Стадийность проектирования и состав проектной документации.

электроэнергетических объектов к электрическим сетям.

проектирование объектов и подсистем ЭЭС.

Исходные данные для проектирования электрических сетей, электроэнергетических систем, их достоверность и полнота Размещение электростанций в ЭЭС.

Размещение возобновляемых источников в ЭЭС.

Балансы энергии и мощности в ЭЭС.

Определение перспективного электропотребления энергорайона или региона.

Методы проектирования развития ЭЭС.

Методы проектирования объектов ЭЭС.

Общие требования к схемам электрических сетей. Принципы формирования вариантов конфигурации электрической сети при ее развитии.

Учет фактора надежности при проектировании электрических сетей Проектирование линий электропередачи в ЭЭС.

Проектирование подстанций.

Технология построения цифровой подстанции.

элементами.

Организация мониторинга параметров режима в ЭЭС.

Выбор эквивалента ЭЭС для расчета режимов.

Нормативные требования к расчетным условиям в ЭЭС.

установившихся режимах.

Выбор расчетных условий для исследований ЭЭС в переходных режимах.

Средства автоматизации, используемые при проектировании и технологической подготовке производства.

Характеристика ПВК RastrWin.

Особенности методов анализа установившихся и переходных режимов сложных ЭЭС.

Анализ установившихся режимов.

Анализ переходных режимов.

Оценка надежности электроснабжения при проектировании.

Регулирование напряжения в ЭЭС.

Выбор управляемых компенсирующих устройств.

Технико-экономическое обоснование проектов развития ЭЭС.

Экспертизы предлагаемых проектно-конструкторских решений и новых технологических решений в электроэнергетике.

Применение FACTS технологий для управления в ЭЭС.

Задания на экзамен сформулированы в виде проблемных ситуаций по проектированию электроэнергетических систем и электрических сетей.

6 Рейтинговая оценка знаний магистрантов по дисциплине Рейтинговая оценка знаний магистрантов осуществляется в соответствии с технологической картой дисциплины о рейтинговой системе обучения, принятой на заседании кафедры энергетики.

Текущий контроль качества освоения отдельных тем и разделов дисциплины осуществляется на основе рейтинг-плана дисциплины ежемесячно в течение семестра. Качество усвоения материала (выполнения задания) оценивается в баллах, в соответствии с рейтинг-планом дисциплины.

Промежуточная аттестация проводится в конце семестра и оценивается по 5-ти балльной системе. Допуск к экзамену осуществляется по итоговому рейтингу текущего контроля, который определяется суммированием баллов по всем видам текущего контроля. Максимальный балл составляет 100, в том числе: индивидуальные задания – 80, другие виды текущего контроля – баллов. Допуск к экзамену соответствует 56…100 баллам.

Учебно-методическое и информационное обеспечение дисциплины «Проектирование развития электроэнергетических систем и электрических сетей»

а) основная литература:

1. Основы современной энергетики в 2т. : Учеб. : рек. Мин. обр. РФ : Т2.

Современная электроэнергетика / под ред. Е.В. Аметистова. – М.: Издат. дом МЭИ, 2010. – 632 с.

2. Управление потоками электроэнергии и повышение эффективности электроэнергетических систем : учеб. пособие / А.П. Бурман, Ю.К. Розанов, Ю.Г. Шакарян. – М.: Издат. дом МЭИ, 2012. – 336 с.

3. Глазунов А.А., Шведов Г.В. Проектирование районной электрической сети: методические указания к курсовому проектированию. – М.: Издат. дом МЭИ, 2010. – 72 с.

4. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: учебное пособие для вузов. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. 288 с.

б) дополнительная литература:

1. Басова Т.Ф., Борисов Е.И., Бологова В.В. и др. Экономика и управление энергетическими предприятиями: Учебник для студентов высших учебных заведений / под ред. Кожевникова Н.Н. М.: Издательский центр «Академия», 2004. 432 с.

электроэнерг. спец. вузов/ ред. В. А. Веников. -2-е изд., перераб. и доп. - М.:

Высш. шк., 1998. -512 с.

3. Электротехнический справочник : В 4 т./ Под общ. ред. В.Г.

Герасимов, Под общ. ред. А.Ф. Дьяков, Под общ. ред. Н.Ф. Ильинский, Гл. ред.

А.И. Попов Т. 3 : Производство, передача и распределение электрической энергии : справочное издание. -2002. -964 с.

4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л.

Файбисовича. -3-е изд., перераб. и доп. -М. : ЭНАС, 2009. -391 с.

5. Правила устройства электроустановок – 7-е изд.- М.: изд-во НЦ ЭНАС, 2003-704с.

энергосистем СО 153-34.20.118-2003 Утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.03 № 7. Об утверждении методических указаний по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон по договорам об оказании услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (договорам энергоснабжения). Приказ Федеральной службы по тарифам от 31 августа 2010 г. N 219-э/6.

8. Идельчик В.И. Электрические системы и сети : учеб./ В. И. Идельчик.

- 2-е изд., стер. - М. : Альянс, 2009. – 592 с. www.techliter.ru 9. Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети: проектирование : учеб.

пособие / Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. - 2-е изд., испр. и доп. - Минск : Высш.

шк., 1988. - 308 с.

электроэнергетических специальностей вузов : учеб. пособие / В.М. Блок, Г.К.

Обушев, Л.В. Паперно; Ред. В.М. Блок. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Высш.

шк., 1990. - 384 с.

11. Задачи выбора экономически целесообразных сечений проводов и жил кабелей : метод. пособие по курсу "Электроэнергет. системы и сети" для студентов электроэнергет. специальностей, обучающихся по направлению "Электроэнергетика" / Э. Н. Зуев, С. Н. Ефентьев ; М-во образования и науки Рос. Федерации, Моск. энергет. ин-т (техн. ун-т). - М. : Изд-во МЭИ, 2005. - 12. Кочкин В.И. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий : / Кочкин В.И., Нечаев О.П. - М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. - 248с.

13. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока. Утверждены приказом Минэнерго от 30.06.2003. № 288. – М.: 2003 - 40 с. http://www.complexdoc.ru 14. Рекомендации по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи. Утверждены приказом Минэнерго от 30.06.2003. № 284. – М.: 2003 - 40 с. http://www.complexdoc.ru 15. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ СО 153-34.20.121-2006 ОАО «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы», стандарт организации. http://www.fsk-ees.ru/ 16. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения, Энергосетьпроект, 2006 г.

17. Методические указания по устойчивости энергосистем СО 153утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 18. Электроэнергетические системы и сети : учеб.-метод. комплекс для спец. 140203, 140204, 140205/ АмГУ, Эн.ф.; сост. Н. В. Савина. -Благовещенск:

Изд-во Амур. гос. ун-та, 2012. -242 с.

в) периодические издания (журналы):

1. Электричество;

2. Известия РАН. Энергетика;

3. Электрические станции;

5. Электрика;

6. Вестник МЭИ;

7. Промышленная энергетика;

8. Энергетика. Сводный том;

9. Вестник ИГЭУ;

10. IEEE Transaction on Power Systems;

11. International Journal of Electrical Power & Energy Systems.

г) программное обеспечение и Интернет-ресурсы 1 http://www.iqlib.ru http://www.twirpx.com/files/tek/ Twirpx.com - это служба, № Наименование ресурса Краткая характеристика 5 www.elibrary.ru 6 www.books.google.ru 7 http://rucont.ru/ 8 http://www.biblioclub.ru/

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Методические указания для практических занятий магистрантов предназначены для подготовки магистров по направлению 13.04.02 (140400.68) «Электроэнергетика и электротехника», магистерской программе «Электроэнергетические системы и сети».

В методических указаниях представлены структура, задания и методика реализации всех видов практических занятий в соответствии с учебной программой дисциплины, что поможет магистрантам в области проектирование развития электроэнергетических систем и электрических сетей получить дополнительные знания и самостоятельно оценить их уровень.

Практические занятия являются наиболее продуктивной формой образовательной и познавательной деятельности магистрантов в период обучения.

Рассмотрены следующие виды выполнения текущей и исследовательской (проблемно–ориентированной) практической работы:

– постановка задания по работе с теоретическим разделом;

– обсуждение результатов работы по теории и постановка задания по работе с методическими материалами;

– обзор, анализ и оценка научно-исследовательских или проектноконструкторских разработок в интеллектуальных системах по выбору магистранта или по заданию координатора;

– обсуждение результатов работы с методическими материалами и постановка задания к тестированию (деловой игре) или круглому столу;

– подготовка к итоговому тестированию (возможно в онлайн-режиме).

Успешное выполнение заданий практической работы позволяет полнее изучить разделы дисциплины и приобрести необходимые навыки и умения. Это подтверждается результатами блиц-опросов, результатами самотестирования, а также результатами текущего и итогового тестирования.