Расширение электрической сети Амурской области при вводе новых подстанций
Курсовой проект - Физика
Другие курсовые по предмету Физика
?мого нагрева, т.е. нагрева провода длительно допустимым током (ДДТ-это такой ток при длительном протекании которого проводник нагревается до допустимой температуры).
Определив максимальные и расчетные токи в зависимости от района строительства ВЛ, напряжения линии, материала опор, района по гололёду, числа цепей, определяем сечение проводов. Проводим проверку по нагреву длительно допустимым током в тяжелом послеаварийном режиме. Тяжелым послеаварийным режимом считается обрыв наиболее загруженного головного участка в замкнутых сетях и обрыв одной цепи у двухцепных линиях.
Поток мощности к подстанции 2:
A
Выбираем провод марки АС 240
Аналогично рассчитываются и другие участки:
Таблица 19 - марки проводов варианта 1
УчастокПроводМатериал опор3-4АС185ЖелезобетонГЭС-7АС240ЖелезобетонГЭС-5АС240ЖелезобетонГЭС-1АС240ЖелезобетонГЭС-3АС240Железобетон1-6АС95Железобетон1-2АС95Железобетон
Таблица 20 - марки проводов варианта 2
УчастокПроводМатериал опор3-4АС185Железобетон5-7АС240Железобетон1-2АС240ЖелезобетонГЭС-1АС400ЖелезобетонГЭС-3АС240Железобетон1-6АС95Железобетон2-5АС240ЖелезобетонУРП-2АС500Железобетон
Таблица 21 - марки проводов варианта 3
УчастокПроводМатериал опор3-4АС185ЖелезобетонГЭС-7АС240Железобетон1-2АС240ЖелезобетонГЭС-1АС300ЖелезобетонГЭС-3АС240Железобетон1-6АС95Железобетон2-5АС240ЖелезобетонУРП-2АС400ЖелезобетонТаблица 22 - марки проводов варианта 4
УчастокПроводМатериал опор3-4АС185ЖелезобетонГЭС-7АС240ЖелезобетонГЭС-5АС240ЖелезобетонГЭС-1АС240ЖелезобетонГЭС-3АС240Железобетон1-6АС95Железобетон1-2АС95ЖелезобетонУРП-2АС240Железобетон6. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СЕТИ
.1 Расчет потерь в элементах сети
Потери электроэнергии в воздушных линиях определяются по формуле:
,(12)
где -эффективная активная мощность протекающая зимой по линии, кВт;
- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая зимой; по линии, кВт;
- эффективная активная мощность протекающая летом по линии, кВт;
- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая летом по линии, кВт;
- потери мощности на корону;
-активное сопротивление линии;
-число часов зимнего периода;
- число часов летнего периода.
- число часов в году.
Сопротивление воздушной линии определяется по формуле:
=r0l, (13)
где r0 - сопротивление линии на один км;- длина линии.
Результаты расчета сопротивлений линии приведены в таблице 23 и 24
Таблица 23 - Сопротивления проводов варианта 1
Участок3-4ГЭС-3ГЭС-7ГЭС-51-21-6УРП-2Сопротивление, Ом2,7541,3242,0931,87210,6743,3753,744
Таблица 24 - Сопротивления проводов варианта 4
Участок3-4ГЭС-35-7ГЭС-51-21-6ГЭС-1УРП-2Сопротивление, Ом2,7541,3242,0931,87210,6743,3754,1863,744
Потери мощности на корону:
(14)
где - длина линии;
Для первой схемы:
Для четвертой схемы:
В расчете потерь мощности на корону мы учли что в четвертом варианте имеются линии двух классов номинальных напряжений.
Значение эффективной нескомпенсированной реактивной мощности для определенного сезона определяется по выражению:
эфнеск= Qэф - QКУ факт (15)
где Qэф - эффективная реактивная нагрузка для зимы (лета);ку.факт - мощность КУ на две секции шин для зимы (лета).эф1нескз= 15,39-3,6=11,798 МВар
Результаты расчёта приведены в таблице 25.
Таблица 25 - Реактивные эффективные нескомпенсированные мощности
П/стQэф.неск для зимы, МВарQэф.неск для лета, МВар111,79811,512211,40910,81312,83512,16148,288,049518,94318,41564,0814,843723,40420,555
Определим потоки активной и реактивной некомпенсированной эффективных мощностей на сети:
Таблица 26 - Потоки эффективных мощностей на участках первого варианта сети
Участок ЛетоЗимаРэф, МВтQэф.неск, МВарРэф, МВтQэф.неск, МВарУРП-221,55213,06432,20113,3221-64,5334,84310,2884,081ГЭС-124,41814,10136,31813,966ГЭС-532,53816,72543,05217,204ГЭС-727,79915,04943,34117,135ГЭС-334,49320,20949,4721,1153-412,5158,04916,5598,281-22,5172,5897,3412,168
Таблица 27 - Потоки эффективных мощностей на участках четвёртого варианта сети
Участок ЛетоЗимаРэф, МВтQэф.неск, МВарРэф, МВтQэф.неск, МВарУРП-236,71831,82232,20119,6021-64,5334,84310,2884,081ГЭС-124,41814,10136,31813,966ГЭС-560,33738,9786,39342,3475-727,79920,55543,34123,404
По формуле определим потери в ВЛ в обоих вариантах схемы. Количество зимних часов - 4800, количество летних часов - 3960. Потоки Рэф и Qэф.неск на участках схемы приведены в таблицах 26 и 27. Сопротивления линий приведены в таблицах 23 и 24.
Потери электрической энергии в силовых трансформаторах.
Потери электроэнергии в каждом силовом трансформаторе определяются по формуле:
Потери мощности в трансформаторах:
,(16)
где -эффективная активная мощность протекающая зимой через трансформатор, кВт;
- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая зимой; по линии, кВт;
- эффективная активная мощность протекающая летом по линии, кВт;
- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая летом по линии, кВт;
-потери короткого замыкания трансформатора;
-потери холостого хода в трансформаторе;
-число часов в году;
-номинальная мощность трансформатора.
Расчёт потерь в силовых трансформаторах будем вести с учётом того, что на каждой подстанции стоят два трансформатора.
Результаты расчёта приведены в таблице 28.
Таблица 28 - Годовые потери в силовых трансформаторах
Вариант DWТ 12345671МВт*ч 113210951056739,851747472,8817654МВт*ч 113210951056739,851438472,881378
Потери во всех трансформаторах за год находятся по формуле:
МВтч(17)
гд?/p>