Расширение электрической сети Амурской области при вводе новых подстанций
Курсовой проект - Физика
Другие курсовые по предмету Физика
»ьные или разветвленные.
В ряде случаев строительство линий в резервированных схемах проводится в два этапа. Строится одна линия и только при росте нагрузки до проектной сооружается вторая.
Могут применяться и смешанные схемы - резервированные совместно с нерезервированными.
3.2 Выбор четырёх вариантов
Выбор четырех вариантов из принятых шести схем будет осуществляться по следующим показателям:
Меньшие суммарные длины линии в одноцепном исполнении.
Минимальное количество выключателей.
Минимальное число трансформаций.
При определении номинального напряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова и формулой Стилла. Для определения номинального напряжения по формуле Илларионова, необходимо знать активную мощность и длину, определяемого участка с учётом коэффициента трассы, который для дальневосточного региона берём равным Kтр=1,3. Следует также заметить, что расчет не требует нахождения напряжения на каждом участке сети в кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием. Достаточно найти напряжения на головных участках схем. Напряжения на других участках будут равны напряжениям на головных. Так как сечения проводов не выбрано, а следовательно, сопротивления линий не определены, необходимо знать длины линий каждого участка, с помощью которых, и будет проводиться расчет.
Рассмотрим варианты схем:
Вариант схемы 1
Рисунок 1 - Схема первого варианта
Длина линий:УПР-2 =31,2 Км, LГЭС-3 =22,062 Км, LГЭС-7 =34,882 Км, LГЭС-5 =31,2 Км, ГЭС-1 =34,882 Км, L1-6 = 22,062 Км, L1-2 =34,882 Км, L7-5 = 34,882Км, -5 = 22,062 Км, L3-4 = 34,882 Км
Количество выключателей на подстанции:
- 7, 2 - 3, 3 - 2, 4 - 2, 5- 2, 6 - 2, 7 - 2,УРП - 1, ТЭС - 7.
Суммарная длина линий:? =2 L3-4 +2 L3-ГЭС + 2L1-6 + 2LГ-7 +2 LГЭС-5 + LГЭС-1+ L1-2 + LУРП2 ? = 389,376 Км
Суммарное количество выключателей равно 28.
Остальные схемы считаем по аналогии.
Вариант 2
Рисунок 2 - схема второго варианта
Таблица 3 - Характеристики схемы 2
ЛинияЧисло цепейДлинаКол-во выключателейУРП-2 1 31,224ГЭС-1 1 34,8822-5 2 22,0625-7 2 34,882ГЭС-3 2 22,0623-4 2 34,8821-2 2 34,8821-6 2 22,062Суммарная длина 371,1Вариант 3
Рисунок 3 - схема третьего варианта
Таблица 4 - Характеристики схемы 3
ЛинияЧисло цепейДлинаКол-во выключателей УРП-2 1 31,223 ГЭС-1 1 34,882 2-5 2 22,062 5-7 2 34,882 ГЭС-3 2 22,062 3-4 2 34,882 1-2 1 34,882 1-6 2 22,062Суммарная длина 371,1Вариант 4
Рисунок 4 - схема четвёртого варианта
Таблица 5 - Характеристики схемы 4
ЛинияЧисло цепейДлинаКол-во выключателей УРП-2 1 31,226 ГЭС-1 1 34,882 ГЭС-5 2 31,2 5-7 2 34,882 ГЭС-3 2 22,062 3-4 2 34,882 1-2 1 34,882 1-6 2 22,062Суммарная длина 389,376
После сопоставительного анализа для дальнейшего технического анализа останавливаемся на 1 и 4 вариантах схем.
4. ТЕХНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ
.1 Выбор номинального напряжения
Номинальное напряжение зависит от длины линии и активной мощности протекающей по линии. При высоком напряжении уменьшаются сечения проводов, потери мощности, но растут затраты на сооружение линии.
Номинальное напряжение рассчитывается по формуле Илларионова:
, (2)
где - длина линии электропередачи в одноцепном исполнении, км;
- передаваемая активная мощность по одной цепи линии, максимальная зимняя, МВт.
Рассмотрим потоки на головных участках для кольца УПР-А-Б-УПР схемы 1:
(3)
(4)
Рассчитаем рациональные напряжения линий:
кВ
кВ
Примем номинальное напряжение Uном = 110 кВ
Далее считаем по аналогии.
Остальные расчеты сведем в таблицу
Таблица 6 - Рациональные напряжения схемы 1
Вариант первыйUрац, кВUном, кВГЭС-7111,238110ГЭС-594,415110ГЭС-398,683110
Таблица 7 - Рациональные напряжения схемы 2
Вариант второйUрац, кВUном, кВГЭС-398,683110ГЭС-1123,156220УРП-2148,863220
Таблица 8 - Рациональные напряжения схемы 3
Вариант третийUрац, кВUном, кВГЭС-1136,156110ГЭС-7111,238110ГЭС-398,683110УРП-2146,556220
Таблица 9 - Рациональные напряжения схемы 4
Вариант четвёртыйUрац, кВUном, кВГЭС-1121,744110ГЭС-5105,143110ГЭС-398,683110УРП-2119,1551104.2 Выбор трансформаторов
Если в составе нагрузки подстанции имеются потребители 1-й категории или Рнмах 10 МВт, то число устанавливается два трансформатора. Если потребители 3-й категории один трансформатор.
Расчётная мощность силового трасформатора в МВА определяется по формуле:
(5)
где - средняя нагрузка в зимний период, МВт;
- нескомпенсированная мощность текущая от источника мощности через трансформатор, Мвар;
- число трансформаторов;
Выбор трансформаторов осуществляется по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режимах:
(6)
(7)
Приведём пример расчёта для подстанции 7 первого варианта.
Расчётная мощность силового трансформатора:
МВА
Выбираем трансформатор ТРДН-40000/110, работающий как двух обмоточный.
Проверяем правильность выбора по коэффициенту загрузки:
Таблица 10 - Трансформаторы схемы 1
Подстанция, МВАТип трансформатора122,892ТРДН 25000/11020,6411,282223,056ТРДН 25000/11020,6461,291325,938ТРДН 40000/11020,4540,908413,722ТДН 16000/11020,61,201533,887ТРДН 40000/11020,5931,18668,69ТДН 10000/11020,6081,217733,861ТРДН 40000/11020,5931,185
Таблица 11 - Трансформаторы схемы 2
Подстанция, МВАТип трансформатора132,703АТДЦТН 63000/220/11020,3630,727223,056ТРДН 25000/11020,6461,309325,938ТРДН 40000/11020,5541,108413,722ТДН 16000/11020,61,2533,887ТРДНС 40000/22020,6051,20168,69ТДН 10000/11020,6081,217733,861ТРДНС 40000/22020,631,26Таблица 12 - Трансформаторы схемы 3
Подстанция, МВАТип трансформатора132,703АТДЦТН 63000/220/11020,3630,727258,895АТДЦТН 63000/220/11020,6541,309325,938ТРДН 40000/1