Проектирование районной электрической сети
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
UСН = 110 кВ
UНН = 10,5 кВ 6х2% iхх=0,5 %
uk= 11% uk=45% uk=28%
RТВ = 0,52 ОмRТС = 0,52 ОмRТН = 3,2 Ом
ХТВ = 49 ОмХТС =0 ОмХТН =131 Ом
?РХ = 65 кВт?РК = 305 кВт
- условие выполняется.
Трансформатор выбран правильно.
ПС В
Sн макс = 55,9 МВА.
Тип трансформатора 2ЧТРДН - 40000/110.
Sном = 40 МВА.
UВН = 115 кВUНН = 10,5 кВ 9Ч1,78%.
RТ = 0,4 ОмХТ = 0,1 Ом.
?РХ = 36 кВт?РК = 172 кВт.
- условие выполняется.
Трансформатор выбран правильно.
ПС D
Sн макс = 53,19 МВА.
Тип трансформатора 2ЧТРДН - 40000/110.
Sном = 40 МВА.
UВН = 115 кВUНН = 10,5 кВ 9Ч1,78%.
RТ = 0,4 Ом ХТ = 0,01 Ом.
?РХ = 36 кВт?РК = 172 кВт.
- условие выполняется.
Трансформатор выбран правильно.
ПС А
Sн макс = 106,56 МВА.
хТРДН - 80000/110
Sном = 80 МВА
UВН = 115 кВUНН = 10,5 кВ 9х1,78% uk=10,5% iхх=0,6%
RТ = 0,6 ОмХТ = 17,4 Ом
?РХ = 70кВт?РК = 310 кВт
- условие выполняется.
Трансформатор выбран правильно.
При выборе мощности ГЭС и ТЭС и числа генераторов необходимо учитывать потребление мощности на собственные нужды станций (порядка 5- 10%) и резервные мощности (порядка 15% от суммарной нагрузки системы, но не менее мощности наиболее крупного агрегата в данной энергосистеме). Резервы мощности целесообразно располагать на ТЭС, расположенной ближе к основным центрам электропотребления. Потребная мощность балансирующей станции А может быть определена суммированием всех нагрузок с вычитанием из этой суммы мощности Рэс F генерируемой станцией F в максимальном режиме системы:
РЭСА = 1,15 1,1 [ (РА + РВ + РС + РD + РF) 1,05 - РЭСF ] = 1,151,1[(80+25+130+50+80)1,05 - 275] = 136,93 МВт.
Выбираем 6 турбогенераторов типа ТВС - 32 - Т3, Р = 25 МВт, Uном = 10,5 кВ.
Номинальная мощность ТЭС:
РЭСА = nТГ РНТГ › РЭСА , где nТГ - число турбогенераторов, РНТГ - активная мощность ТГ.
РЭСА = 825 = 150 МВт - условие выполняется.
Номинальная мощность ГЭС определяется аналогично с учетом мощности собственных нужд:
РЭСF = nГГ РНГГ › РЭСF 1,05 = 2751,05 = 288,75 МВт.
Выбираем 5 гидрогенераторов CВ - 845/140 - 44Т, Р = 63 МВт Uном = 10,5 кВ.
МВт › 288,75 МВт - условие выполнено.
5.Расчет сечений проводов и мощности компенсирующих устройств для 2 варианта электрической сети
Мощность компенсирующих устройств аналогична схеме 1.
Потокораспределение показано выше.
Рассчитаем полные мощности, протекающие по ВЛ:
,МВА, А
Определяем сечения проводов для ВЛ:
АВ - 70 мм2; АD - 150 мм2; АC - 185 мм2; FC - 300 мм2.
По экономической плотности тока выбираем провода ВЛ: Тм › 5000 ч, J = 1 А/мм2 , с целью однородности для ВЛ 110 кВ: АС - 150/24, Iдоп = 450 А. Для ВЛ СF напряжением 220 кВ выбираем провод 300/39, Iдоп = 690 А.
Таблица 1. Параметры ВЛ на 100 км
Номинальное сечениеКол-во проводов в фазеАктивное сопротивление, ОмРеактивное сопротивление, ОмВ010-4, См150/24120,4422,707300/3924,80,4292,645
6.Выбор оборудования подстанций и станций для 2 - го варианта схемы
Выбор оборудования подстанций и станций для второго варианта схемы электрической сети аналогичен выбранному оборудованию для схемы 1.
Для надёжности электроснабжения линия FC выполняется двухцепной.
Стоимость постройки линий определяется по формуле: КВЛ =КудLВЛ .
Коэффициент, учитывающий стоимость 1 км постройки ВЛ, для сталеалюмиевых одноцепных опор сечением 120/19 - 19,0 тыс.руб/км; 150/24 - 16,9 тыс.руб/км; для сталеалюминиевых двухцепных опор сечением 300/39 - 48,2 тыс.руб/км.
Схема 1
КВЛ1 =2019,0+4619,0+2519,0+14048,2 =8477 тыс.руб.
Схема 2
КВЛ 2=2019,0+4619,0+4019,0+14048,2 =8762 тыс.руб.
Схема 1 более выгодна с точки зрения экономичности и надежности. Для дальнейшего расчёта выбираем схему 1.
7.Расчет максимального режима энергосистемы
7.1 Расчет ПС F
Расчет начинаем от электростанции F, режим которой задан. Расчет участка FC начинается с расчета трансформатора.
Определим мощность, протекающую по трансформатору ПС F.
SFT = SЭСF - SFK = PTF + jQTF , где SFK = 80+j81,6 МВА
мощность нагрузки с учетом компенсирующих устройств.
SЭСF = 275+j133,19 МВА - мощность, выдаваемая ЭС F.
SFT = 275+ j133,19 - 80 - j81,6 = 195+j51,59 МВА.
Вычислим сопротивления трансформаторов, приведенные к стороне НН:
RТНН = RТ/КН2; ХТНН = ХТ/КН2, где КН - номинальный коэффициент трансформации.
КН2 = (UВН / UНН)2 = (220/10,5)2 = 439.
RТНН = 3,2/439 = 0,0073 Ом.
ХТНН = 131/439 = 0,298 Ом.
Мощность на высокой стороне ПС F:
SFB = SFT - ?SFT - n ?SХХ
Задаемся: UВЖ = 220 кВ, UНЖ = 10,5*1,05 = 11,025 кВ
?UТ = (PTF* RТНН + QTF* ХТНН)/ UНЖ = (195*0,0073+51,59*0,298)/11,025=1,52 кВ
Известно, что Uв.от.п = Uвн (1+(Е0 n)/100) ,
где UН - номинальное напряжение трансформатора (высокой стороны),
Е0 - ступень регулирования трансформатора в процентах,
n - номер отпайки.
Решив уравнение относительно n, получим:
n = ((Uв.от.*100)/ (Uвн*Е0)) - 1, где
Uв.от = UВЖ UНН/( UНЖ + ?UТ) = 220*10,5/(11,025+1,52) = 184,14 кВ
Отсюда: n = (100/Е0) ((Uв.от./ UВН) - 1), n = (100/1,5)*((184,14/220) - 1) = -10,86=-11
Uв.от.д. = UВН (1+(Е0 n)/100) = 220(1+1,5*(-11)/100) = 183,7 кВ
Uв.д. = ( UНЖ + ?UТ) Uв.от.д/UНН = (11,025+1,52) 184,14/11 = 210кВ
Потери в трансформаторе:
Iхх = 0,5; ? Pхх = 65 кВт
n ?SХХ = 0,13+j1,25
n=2 - количество трансформаторов.
SFВ = 195+j51,59 - 1,47 - j60,26 - 0,13 - j1,25 =193,4-j9,92МВА
7.2Расчет питающей линии FC
Зарядна