Расширение электрической сети Амурской области при вводе новых подстанций
Курсовой проект - Физика
Другие курсовые по предмету Физика
1020,5541,108413,722ТДН 16000/11020,61,2533,887ТРДНС 40000/22020,6051,20168,69ТДН 10000/11020,6081,217733,861ТРДНС 40000/22020,631,26
Таблица 13 - Трансформаторы схемы 4
Подстанция, МВАТип трансформатора122,892ТРДН 25000/11020,6410,727223,056ТРДН 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 40000/22020,631,26
4.3 Выбор схем распределительных устройств
Схемы распределительных устройств:
Таблица 14- Тип ОРУ Схемы 1
ПодстанцияСхема ОРУ1Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов2Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линийПодстанцияСхема ОРУ3Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий4Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий5Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий6Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий7Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
Таблица 15- Тип ОРУ Схемы 2
ПодстанцияСхема ОРУ1Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий2Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий3Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий4Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий5Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий6Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий7Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
Таблица 16- Тип ОРУ Схемы 3
ПодстанцияСхема ОРУ1Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий2Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий3Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий4Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий5Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий6Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий7Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
Таблица 17 - Тип ОРУ Схемы 4
ПодстанцияСхема ОРУ1Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий2Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий3Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий4Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий5Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий6Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий7Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ
.1 Выбор компенсирующих устройств
Для выбора мощности силовых трансформаторов и сечений проводов ЛЭП определяем экономически выгодную реактивную мощность, задаваемую энергосистемой в часы максимальных нагрузок:
, (8)
где Рmax- максимальная мощность для зимнего графика.
Предельно допустимый - для 10 кВ
Рассчитываем мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции в часы максимальных нагрузок электрической сети:
(9)
Определяем фактическую мощность батарей на каждой шине подстанции:
,(10)
Компенсирующие устройства на подстанциях представлены в виде
Батарей конденсаторов (Qк 1сштр < 10МВар)
Синхронные компенсаторы (Qк 1сштр > 10МВар)
Рассмотрим пример компенсации для подстанции:
МВар
МВар
Выбираем на одну систему шин 2 батареи УКЛ-10-900 УЗ
Аналогично сделаем для других подстанций и результаты сведем
в таблицу:
Таблица 18 - Компенсирующие устройства
ПодстанцияQКУКомп. уст-во на 1 систему шинКол-воQфактQнеск11,925УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ23,614,2521,6УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ23,615,631,575УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ23,617,5541УКЛ(П)56-6,3(10,5)-150 УЗ11,81051,04УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ72,120,7860,27УКЛ(П)56-6,3(10,5)-300 УЗ10,67,1473,92УКЛ(П)56-6,3(10,5)-1350 УЗ38,122,14
5.2 Выбор сечений проводов
Сечение провода - важнейший параметр линии. С увеличением сечения проводов линии, увеличиваются затраты на ее сооружение и отчисления от них. Одновременно уменьшаются потери электроэнергии и их стоимость за год.
На воздушных линиях предусматривается применение сталеалюминевых проводов марки АС. Выбор проводов производится по методу экономических токовых интервалов по значениям расчетной токовой нагрузки.
Расчетный ток в воздушных линиях между подстанциями вычисляется по формуле:
, (11)
где n - количество цепей;ном - номинальное напряжение;
Рmax з Qнеск з- потоки активной максимальной и максимальной нескомпенсированной реактивной мощности;
ai - коэффициент, учета роста нагрузки по годам эксплуатации ai = 1,05
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки (Тм).
В зависимости от величины коэффициент попадания в максимум нагрузки энергосистемы(), и от числа часов использования наибольшей нагрузки определяется величина .Примем равным 1. По формуле находим токи и выбираем экономически целесообразные сечения проводов.
При применение данного метода необходима проверка выбранных сечений в послеаварийном (п/а) режиме.
Проверка выбранных сечений в п/а режиме определяется по условию допуст?/p>