Проектирование воздушных линий электропередач
Курсовой проект - Физика
Другие курсовые по предмету Физика
Определим потери напряжения на участках:
,%
где - удельное активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;
- длина участка ЛЭП, км;
- активная и реактивная мощности на участках ЛЭП, соответственно, МВА, МВАр.
3.1.1 Расчет для схемы 1
Исходя из рис.1 с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП.
км;
км;
км;
км.
Реактивные мощности потребителей:
МВАр;
МВАр;
МВАр;
MBAp.
Потери напряжения на участках ЛЭП:
;
;
;
.
При повреждении одной линии:
;
;
.
3.1.2 Расчет для схемы 2
Исходя из рис.2 с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП.
км;
км;
км;
км.
км.
Реактивные мощности потребителей:
МВАр;
МВАр;
МВАр;
MBAp.
МВАр;
Активные мощности:
;
;
;
;
.
Потери напряжения на участках ЛЭП:
;
;
;
;
.
При повреждении линии:
;
.
При обрыве линии:
;
;
.
3.1.3 Расчет для схемы 3
Исходя из рис.3 с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП.
км;
км;
км;
км.
Реактивные мощности потребителей:
МВАр;
МВАр;
МВАр;
MBAp.
Потери напряжения на участках ЛЭП:
;
;
;
.
При повреждении одной линии:
;
Суммарные потери на участке ЕС:
Результаты, полученные при расчете линий №1-3 сведены в табл.3.1
Таблица 3.1
СхемаУчастокUIлTmaxFМарка проводаr0x0lRX?UкВАч/годмм2Ом/кмОм/кмкмОмОмA11576,628580076,628АС-2400,1210,435101,214,350,579EB115132,8946000132,894435,20318,7053,453EC11531,695330028,81336,54,41715,8780,631ЕD115101,7665200101,766404,8417,44,6862ED115165,3065200266,921АС-3000,0870,42939,0513,39716,7533,431ЕC115101,6153300266,92136,4013,16715,6160,817DC115-38,226520063,38972,1116,27430,936-1,465EA11576,628580076,628100,874,290,5EB115132,8944500120,813433,74118,4473,2163EA11576,628580076,628АС-3300,0870,429100,874,290,5ED115336,4256500305,84139,0513,39716,7532,921DB115132,8946500132,89460,2085,23825,8290,843EC11531,695590031,69536,4013,16715,6166,661
3.2 Технико-экономический расчет
Приближенное технико-экономическое сопоставление вариантов ЛЭП заключается в сравнении вариантов схем по приведенным затратам и капитальным вложениям.
3.2.1 Выбор трансформаторов
Фактическая мощность трансформатора
,
где - количество трансформаторов в i-ой точке схемы;
- коэффициент загрузки трансформатора.
Величины , определяются в зависимости от категории потребителя электроэнергии:
Потребитель 1-ой категории: ; ;
Потребитель 2-ой категории: ; ;
Потребитель 3-ей категории: ; .
Выбор трансформаторов для схемы электроснабжения №1.
Фактическая мощность трансформатора:
на потребителе А: ВА.
на потребителе В: ВА.
на потребителе С: ВА.
на потребителе D: ВА.
на источнике Е: ВА.
Выбираем следующие трансформаторы:
- Повышающий трансформатор марки ТДЦ-125000/110 возле источника питания;
- для потребителя А - трансформатор ТРДН 25000/110;
- для потребителя В - трансформатор ТД-40000/110;
- для потребителя С - трансформатор ТДН -10000/110;
- для потребителя D -трансформатор ТД -40000/110.
Все выбранные трансформаторы являются трехфазными, двухобмоточными.
Результаты, полученные при расчете трансформаторов и их параметры для участков линии №1 сведены в табл.3.2.
Выбор трансформаторов для схемы электроснабжения №2.
- Повышающий трансформатор марки ТДЦ-125000/110 возле источника питания;
- для потребителя А - трансформатор ТРДН 25000/110;
- для потребителя В - трансформатор ТД-40000/110;
- для потребителя С - трансформатор ТДН -10000/110;
- для потребителя D -трансформатор ТД -40000/110.
Все выбранные трансформаторы являются трехфазными, двухобмоточными.
Результаты, полученные при расчете трансформаторов и их параметры для участков линии №2 сведены в табл.3.2.
Выбор трансформаторов для схемы электроснабжения №3.
- Повышающий трансформатор марки ТДЦ-125000/110 возле источника питания;
- для потребителя А - трансформатор ТРДН 25000/110;
- для потребителя В - трансформатор ТД-40000/110;
- для потребителя С - трансформатор ТДН -10000/110;
- для потребителя D -трансформатор ТД -40000/110.
Все выбранные трансформаторы являются трехфазными, двухобмоточными.
Результаты, полученные при расчете трансформаторов и их параметры для участков линии №3 сведены в табл.3.2.
Таблица 3.2.
СхемаТочка расположенияКатегорияКоличествоКоэф.загрузкиТип трансформатораПаспортные данныеСтоимостьSн, МВАUв, кВUк,%Uнтыс.руб.радиальнаяA120,65ТРДН2500/1102511510,5-24B310,95ТД40000/1104011510,5-48C220,7ТДН10000/1101011510,5-22D120,65ТД40000/1104011510,5-48E120,65ТДЦ125000/11012511510,5-75кольцеваяA120,65ТРДН2500/1102511510,5-24B310,95ТД40000/1104011510,5-48C220,7ТДН10000/1101011510,5-22D120,65ТД40000/1104011510,5-48E120,65ТДЦ125000/11012511510,5-75магистральнаяA120,65ТРДН2500/1102511510,5-24B310,95ТД40000/1104011510,5-48C220,7ТДН10000/1101011510,5-22D120,65ТД40000/1104011510,5-48E120,65ТДЦ125000/11012511510,5-75
3.2.2 Выбор турбогенераторов
- Мощность турбогенератора
Вт.
Выбираем турбогенератор ТВФ-100-2 со следующими номинальными данными:
- номинальная мощность генератора, МВт;
- номинальное напряжение, кВ;
- реактивное сопротивление генератора, о.е.;
?= 0,984 - КПД.
3.2.3 Расчет капиталовложений в ЛЭП
Расчет для схемы №1
Анализ схемы №1 позволяет получить следующие данные:
Протяженность двухцепной линии в сумме - 86,5 км;
Протяженность одноцепной линии - 43 км.
Определяем стоимость проводов с железобетонными опорами:
Одноцепная линия с железобетонными опорами (АС-240, Uном=110 кВ):
тыс. руб./км;
Двухцепная линия с железобетонными опорами (АС-240, U