Проект электрификации района
Курсовой проект - Физика
Другие курсовые по предмету Физика
циент загрузки в нормальном режиме:
,
а в аварийном режиме при одном рабочем трансформаторе:
Аналогичным образом выбираем трансформаторы для остальных подстанций. Результаты заносим в таблицу 3.
Согласно требованиям ПУЭ [6] принимаем к установке однотипные трансформаторы.
Таблица 3
Параметры трансформаторов и автотрансформаторов.
ПодстанцияUномМаксимальная нагрузка, S, МВАМощность потребителей 1-й и 2-й категории, S1,2, МВАКол-во выбранных трансф-ровНоминальная мощность трансф-ров, Sн, МВАКоэф-т загрузки в норм. режиме, Кз.н.Коэф-т загрузки в аварийном режиме, Ка.р.А11521,319,22250,430,852302250,430,85Б11597,988,12800,611,222302800,611,22В115142,9121,521250,571,1423021250,571,14Г11526,922,92250,541,082302250,541,08Д11588,9802800,561,112302800,561,11
По выбранной мощности выписываем технические данные трансформаторов и заносим их в таблицу 4.
Таблица 4
Технические данные силовых трансформаторов.
П/ст.Тип трансф-раМощность трансф-ров, МВАНоминальное напряжение, Uв/Uн, кВПотери Х.Х., кВтПотери К.З., кВтНапряжение К.З., %Ток Х.Х., %Стоимость, тыс.руб.А2ТДТН25115/6,63612010,51272ТДТН25230/6,650145111,236Б2ТДЦ80115/6,37031010,50,45652ТДЦ80242/6,380320110,690В2ТДЦ125121/10,512040010,50,5822ТДЦ125242/10,511538012,23,8108Г2ТДТН25115/6,63612010,51272ТДТН25230/6,650145111,236Д2ТДЦ80115/6,37031010,50,45652ТДЦ80242/6,380320110,690
4Анализ и обоснование схем электрической сети
На первом этапе сравнение производим по упрощенным показателям, анализируя длины трасс. Суммарный момент активной мощности, определяемый по формуле:
, МВткм,
где P - мощности, передаваемые по участку сети, МВт;
l - длина участка сети, км.
Рассчитаем суммарный момент активной мощности для варианта 1:
Длина трассы:
км,
Длина цепей:
км.
Аналогичным образом рассчитываем суммарный момент активной мощности оставшихся вариантов. И заносим результаты в таблицу 5.
Таблица 5
Упрощенные показатели рассматриваемых схем
ВариантДлина трассы, кмДлина цепей, кмСуммарный момент мощности, МВткм1861721207528116214050381162148454801601864058316615725
Учитывая, что варианты схем 1, 2, 3 практически в равной степени удовлетворяют таким показателям как: надежность, гибкость, удобство перспективного развития и эксплуатация сети, качество электроэнергии, то для дальнейшего технико-экономического расчета и сравнения выбираем варианты 1, 2, 3.
Теперь определим потери напряжения в сети, но так как сочетания проводов еще не выбраны, то эту операцию выполним приближенно, базируясь на среднем значении погонных активных и реактивных сопротивлениях ЛЭП:
кВ: rо = 0,17 Ом/км; 220 кВ: rо = 0,10 Ом/км;
хо = 0,42 Ом/км; хо = 0,43 Ом/км;
Для определения падений напряжений на участках сети используем формулу (3):
; (3)
где Rл, Xл - соответственно активное и реактивное сопротивления рассматриваемой сети;
P, Q - соответственно активная и реактивная мощности рассматриваемой сети;
Uн - номинальное напряжение сети.
Для пересчета в процентное соотношение воспользуемся формулой (4):
(4)
Активные и реактивные сопротивления участков сети определяются по погонным параметрам сети. Так для участка сети ИП-В варианта 1 и для номинального напряжения 220 кВ:
Ом, (220 кВ),
Ом, (220 кВ).
Теперь зная активную и реактивную мощности линий и сопротивления этих линий по формуле (3) определим падение напряжения на отдельных участках линий. Для участка сети ИП-В варианта 1 в нормальном режиме:
кВ, (220 кВ).
В процентном отношении:
%, (220 кВ).
Далее определим падение напряжения на отдельных участках линий варианта 1 в аварийном режиме по формуле (5):
(5)
Для участка сети ИП-В:
кВ;
В процентном отношении:
%.
Аналогичным образом определяем падение напряжения в нормальном и аварийном режимах для всех линий вариантов 1, 2, 3; данные расчетов заносим в таблицу 6.
Таблица 6
Падение напряжения в ЛЭП
ВариантУчасток сети Длина Линии, L Номин. напряжение, Uн, кВАктивное сопрот-е, R, ОмРеактив. сопрот-е, Х, ОмАктивная мощ-ть, Р, МВтРеактив. мощ-ть, Q, МВарПадение напряж. в норм. режиме, Uн.р., кВПадение напреж-я, Uн.р., %Падение напряж. в аварийном режиме, Uа.р., кВПадение напряж-я, Uа.р., %1ИП-А А-Г А-Б А-В В-Д11 19 18 20 18220 110 110/220 220 110/2201,1 3,23 3,06/1,8 2 3,06/1,84,73 7,98 7,56/7,54 8,6 7,56/7,74180 12,5 47,5 110 40108,1 9,9 23,8 67,1 38,73,22 1,09 2,96/1,23 3,62 3,77/1,691,46 0,99 2,69/0,56 1,68 3,43/0,776,44 2,18 5,92/2,46 7,24 7,54/3,382,93 1,98 5,38/1,12 3,29 6,85/1,542ИП-А А-В В-Б В-Г В-Д11 20 15 17 18220 220 110/220 110 110/2201,1 2 2,55/1,5 2,89 3,06/1,84,73 8,6 6,3/6,45 7,14 7,56/7,74180 170 47,5 12,5 40108,1 100,8 23,8 9,9 38,73,22 5,49 2,46/1,02 0,97 3,77/1,691,46 2,5 2,24/0,46 0,88 3,43/0,776,44 10,98 4,92/2,04 1,94 7,54/3,382,93 4,99 4,47/0,93 1,76 6,85/1,543ИП-А А-Г А-Б Б-В В-Д11 19 18 15 18220 110 220 110/220 110/2201,1 3,23 1,8 2,55 3,06/1,84,73 7,98 7,74 6,3 7,56/7,74180 12,5 157,5 110 40108,1 9,9 90,9 67,1 38,73,22 1,09 4,49 6,39 3,77/1,691,46 0,99 2,04 5,81 3,43/0,776,44 2,18 8,98 12,78 7,54/3,382,93 1,98 4,08 11,62 6,85/1,54
5Технико-экономическое сравнение вариантов
Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети
Из отобранных по результатам предварительного анализа трех вариантов необходимо выбрать наиболее выгодный вариант.
Условием оптимальности является: З = min,
где З - приведенные затраты.
При сооружении всей сети в течение одного года и одинаковой степени надежности, приведенные затраты каждого варианта определяются по формуле:
, (6)
где К - единовременное капитальное вложение в данный вариант сети, тыс. руб.,
И - ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб.,
Рн - нормативный эффект, Рн = 0,15.
Сравнение рассматриваемых вариантов проводим в два этапа. На первом этапе