Проектирование энергетической сети промышленного района
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
ход активной мощности на собственные нужды (принимается равным 20 %) эл. станций и на резерв мощности.
МВт.
.2 Баланс реактивной мощности
Уравнение баланса для данной сети имеет вид:
,
где ?QH - потребляемая реактивная мощность в период максимальной нагрузки с учётом К0.
,
где ; ; ; ; .
Мвар; Мвар; Мвар; Мвар; Мвар.
Мвар.
??QЛ - потери реактивной мощности в линиях.
??QЛ ? ?QС - мощность, генерируемая линиями сети. В сети 110 кВ имеет место такое равенство, поэтому ??QЛ и ?QС не учитываем.
??QТР - потери реактивной мощности в трансформаторах при каждой трансформации:
- рассматриваем две трансформации, т. е. учитываем потери как на эл. станции, так и на подстанции.
Определяем полные мощности пунктов:
МВА; МВА; МВА; МВА; МВА.
МВА.
Мвар.
Мвар;
где Мвар - реактивная мощность, генерируемая эл. станцией.
Считая разницу в электрической удалённости между нагрузками незначительной, находим коэффициент мощности для всех потребителей
Мощность компенсирующего устройства на подстанции:
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Определяем реактивные мощности на подстанциях:
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Основные результаты сводим в таблицу
Табл. 2.1.
ПунктРi, МВтQi', МварQi, МварQКУi, Мвар13724,4237,7413,3221811,816,384,533019,828,894138,589,751,1752214,5217,0722,55На основе данных таблицы 2.1 выбираем тип компенсирующих устройств - статические конденсаторы (конденсаторные батареи) для пунктов 2, 3, 4, 5: тип для 4 и 5 - КСА-0,66-20; для 2 и 3 - КС2-Н-0,66-40; для 1 пункта выбираем синхронный компенсатор - тип КС - 16 - 1143.
ГЛАВА III. ВЫБОР СХЕМЫ, НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
.1 Сопоставление вариантов и выбор наиболее рационального
Вариант №1.
Sp1 = 37+j24,4; Sp2 = 18+j11,9; Sp3 = 30+j19,8; Sp4 = 13+j8,6; Sp5 = 22+j14,5.
?A3=41,2 км; ?34=14,1; ?45=10 км; ?А1=22,4 км; ?12=20 км; ?А2=36,1 км.
1 342 5
Найдём распределение мощностей по линиям сети
1)
МВА.
МВА;
МВА.
Т.1 - точка потокораздела.
UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].
2) МВА;
МВА;
МВА.
UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].
Находим допустимый длительно действующий ток нагрузки:
,
где Si - полная мощность, передаваемая по линии, UНОМ - номинальное напряжение сети, n - число цепей в линии.
А; А;
А; А;
А; А.
Определяем экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП районного значения:
,
где jэк - экономическая плотность тока; jэк = 1,1 А/мм2.
мм2;
мм2;
мм2;
Для кольца FСТ = 240 мм2; табл. П.1.1 [2]; IДОП = 610 А.
r0 = 0,118 Ом/км; х0 = 0,401 Ом/км.
;
;
;
IДОП определяем по табл. П.1.3 [2].
Проверим линии на допустимый ток в форсированном режиме (обрыв линии А2):
;
;
;
; ;
Найдём ток форсированного режима в линиях А3, 34, 45 при обрыве одной цепи:
;
;
.
Находим активные и индуктивные сопротивления в нормальном и аварийном режимах:
; ;
; ;
; ;
; ;
; ;
; ;
; .
В аварийном режиме активные и индуктивные сопротивления в двухцепной линии возрастут вдвое.
Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах:
; и ;
;
;
.
Определим потери напряжения от источника питания до наиболее удалённой подстанции:
;
; ;
; ;
; ;
; .
.
Данные расчётов сводим в таблицу.
Табл. 3.1.
Линия?SPQFЖЕЛFСТr0x0RX?U?UАВIДОПIАВкмМВАМВтМвармм2мм2Ом кмОм кмОмОмкВкВААА341,277,96542,91862400,1180,4012,438,264,669,316104103414,141,93523,11001200,2450,4231,73,01,172,34380220451026,32214,5971200,2450,4231,22,10,521,03380214А122,441,634,722,91992,69,02,74,2761034612202,72,31,512,72400,1180,4012,368,020,161,25610114А236,124,320,313,4116,44,2614,52,55обрыв610обрыв
Вариант №2.
SP1 = 37+j24,4; SP2 = 18+j11,9; SP3 = 30+j19,8; SP4 = 13+j8,6; SP5 = 22+j14,5.
?А1 = 22,4 км; ?12 = 20 км; ?А3 = 41,2 км; ?34 = 14,1 км; ?45 = 10 км.
1 342 5
Найдём распределение мощностей в линии:
;
;
;
UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].
;
; ;
; ;
.
, где jЭК = 1,1 А/мм2.
;
;
;
;
.
Ток форсированного режима:
;
;
;
;
;
.
FCTR0X0700,420,4411200,2450,4231850,1590,4092400,1180,401
; ;
; ;
; ;
; ;
; ;
; .
Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах
;
; ;
; .
, т. е. 15% UН.
;
;
;
.
, т. е. 20% UН.
Данные расчётов сводим в таблицу:
Табл. 3.2.
Линия?SPQFЖЕЛFСТr0x0RX?U?UАВIДОПIАВкмМВАМВтМвармм2мм2Ом кмОм кмОмОмкВкВААА341,277,96542,91862400,1180,4012,438,264,669,316104103414,141,93523,11001200,2450,4231,73,01,172,34380220451026,32214,5971200,2450,4231,22,10,521,03380214А122,465,95536,31571850,1590,4091,784,62,44,8510346122021,61811,970700,420,4414,24,41,162,33265114
Вариант №3.
?А1 = 22,4 км; ?13 = 20 км; ?34 = 14,1 км; ?45 = 10 км; ?А2 = 36,1 км; ?25 = 30 км.
SР1 = 37+j24,4; SР2 = 18+j11,9; SР3 = 30+j19,8; SР4 = 13+j8,6; SР5 = 22+j14,5.
Найдём потокораспределение в линиях сети:
1 342 5
.
;
;
;
;
.
Т. 4 - точка потокораздела.
U = 220 кВ по табл. 2.3 [1].
;
;
;
;
;
;
.
Определим экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП сети:
, где jЭК = 1,1 А/мм2.
; ;
; ;
; .
Рассмотрим аварийный режим (обрыв линии А2):
;
;
;
;
.
;
; ;
; ;
.
Находим активные и реактивные сопротивления i-ого участка сети:
; ;
; ;
; ;
; ;
; ;
; ;
; .
Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах
; .
; ;
; ;
; .
;
;
; ;
.
Данные расчётов заносим в таблицу:
Табл. 3.3.
Линия?SPQFЭКFСТr0x0RX?U?UIДОПIАВкмМВАМВтМвармм2мм2Ом кмОм кмОмОмкВкВААА122,487,5674,5462092400