Развитие электрической сети энергорайона
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
R3, ОмX3, ОмGт, мкСмBт, мкСмА0.12510.28415.210.28400.56927.062.3625Б0.0850.6250.49123.2760.4910--1.60611.8В0.0820.480.3699.2990.36900.3695.996.236.3Г0.0500.362.8179.35----3.217.013
Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.
Таблица 5 Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети
УзлыМощность узлов нагрузкиВетвиСопротивления ветвейПроводимость ветвейКоэффициент трансформации КтРнаг, МВтQнаг, МварR, ОмХ, ОмG, мкСмВ, мкСм1001-21240.5-26024523.051-34.833.04-219.23002-3621.75-13042023.383-42.8179.353.217.030.0435001-53.613.05-3126002-57.226.1-1567005-60.28415.212.3625187033.96-70.28400.5269006-80.56927.060.04310007-106.4816.52-11011002-90.98223.2761.60611.80.526125044.099-1014.9815.5489.25133030.610-110.3699.2996.236.3111-120.36900.33511-130.3695.990.096
В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВт и реактивной мощности 20 Мвар.
Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 6.
Таблица 6. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR
№ узловUном, кВРнаг, МВтQнаг, МварРген, МВтQген, МварQmin, МварQmax, МварUmin, кВUmax, кВ124200050022024222204523.053220004102023.385220006220007110008107033.991100010110004020111100012355044.0913103030.6
Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 7.
Таблица 7. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR
ВетвьСопротивление Проводимость Коэффициент трансформации Кт№нач№конR, ОмХ, ОмG, мкСмВ, мкСм121240.5-260134.833.04-219.223621.75-130342.8179.353.217.030.043153.613.05-312257.226.1-156560.28415.212.36251670.28400.526680.56927.060.0437106.4816.52-110290.98223.2761.60611.80.52691014.9815.5489.2510110.3699.2996.236.3111120.36900.33511130.3695.990.096
Результаты расчета существующей сети приведены в приложении А.
.3 Технико-экономический расчет первого варианта развития сети
Рисунок 4. Карта-схема первого варианта развития электрических сетей.
1.3.1 Выбор номинального напряжения новых линий
Нагрузка подстанций:
П/ст А: Р=70 МВт; Q=33.9 Мвар; S=70+ j33.9 МВА;
П/ст Б: Р=45 МВт; Q=23.05 Мвар; S=45+ j23.05 МВА;
П/ст В: Р1=50 МВт; Q1=44,09 Мвар; S1=50+j44.09 МВА;
Р2=30 МВт; Q2=30.6 Мвар; S2=30+j30,6 МВА;
П/ст Г: Р=20 МВт; Q=23.38 Мвар; S=20+ j23.38 МВА;
П/ст Д: Р=18 МВт; Q=13.5 Мвар; S=18+ j13.5 МВА;
П/ст М: Р=24 МВт; Q=16.75 Мвар; S=24+ j16.75 МВА;
Потокораспределение по новым линиям:
ЛЭП В-Д: SВ-Д=SД=18+ j13.5 МВА;
ЛЭП Б-М: SБ-М=SМ=24+ j16.75 МВА;
Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, что все линии двухцепные, выбираем номинальное напряжение ЛЭП по /1/, /2/ (таблица 8).
Таблица 8. Номинальное напряжение ЛЭП
Линия электропередачиВ-ДБ-МНоминальное напряжение Uном, кВ110220
1.3.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи
Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линии электропередачи В-Д выбираются железобетонные, а опоры линии Б-М - металлические.
Расчетная токовая нагрузка для новых линий определяется по выражению:
где - максимальная мощность, протекающая по линиям в условиях нормальной работы, кВА;
?i - коэффициент увеличения тока при эксплуатации (1.05);
n - количество цепей линий электропередачи.
Расчетный ток в линии В-Д:
Расчетный ток в линии Б-М:
Для рассматриваемого варианта расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.
Таблица 9. Расчетные токи в линиях
Линия электропередачиВ-ДБ-МРасчетный ток, А62,140,3
Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.
Выбор осуществляется в соответствии с методическими указаниями /3/, по таблице 3 /1/ зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.
В таблице 10 приведены выбранные сечения.
Таблица 10. Выбранные сечения ЛЭП
Линия электропередачиВ-ДБ-ММарка и сечение проводовАС-70АС-240
Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.
При выходе из строя одной цепи по оставшейся должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом.
Iрм=2Iр.
ЛЭП В-Д: Iрм=2•62,1=124,2 А
Для провода АС-70 допустимый ток Iдоп=265 А
Iдоп> Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.
ЛЭП Б-М: Iрм=2•40,3=80,6 А
Для провода АС-240 допустимый ток Iдоп=610 А
Iдоп> Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.
Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 11. Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.
Таблица 11. Расчетные данные по линиям электропередачи
ЛЭПДлина l, кмЧисло цепейUном, кВМарка проводаr0, Ом/кмx0, Ом/кмb0•10 - 6, См/кмВ-Д642110АС-700.4280.4442.55Б-М662220АС-2400.1200.4352.60
1.3.3 Выбор трансформаторов новых подстанций
На подстанции Д предусмотрена установка двух трансформаторов.
Мощность каждого из них:
Sтр=(0,65-0,7)SД=(0,65-0,7)=(0.65-0.7) 18/0.8=(14.625-15.75) МВА
Выбираем трансформаторы ТДН - 16/110
На подстанцию М предусматривается установка двух трансформаторов.
Мощность каждого из них:
Sтр=(0,65-0,7)SМ=(0,65-0,7)=(0.65-0.7) 24/0.82=(19.045-20.51) МВА
Выбираем трансформаторы ТДТН - 25/220
Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника /4/, приведены в таблице 12.
Таблица 12. Параметры выбранных трансформаторов
Место УстановкиТипSном, МВАКол-воUно