Электрическая сеть района системы 110 кВ
Реферат - Разное
Другие рефераты по предмету Разное
?, у которого меньше не только приведенные расчетные затраты, но и меньше капиталовложения. Поэтому дальнейшие расчеты ведем для второго варианта.
Экономические показатели первого вариантаТаблица 7.1.
№Наименование элементов сетиТип оборудованияРайонУПСКол-воК0,12 КaИа,рDPtИпотЗт.рубкм, штт.рубт.руб%т.рубМВТчт.рубт.руб1ЛЭП С-3АС-240/393151203020362,402,884,560,7852405528,62975,582ЛЭП 3-42*АС-95/163210255250630,002,8147,000,4652405313,131090,133ЛЭП С-22*АС-150/243222183996479,522,8111,890,3452405232,32823,734ЛЭП 2-12*АС-95/163210183780453,602,8105,840,14240594,28653,725Два бл с ОД и н/ав. Пер363136343,569,434,1277,686Ячейка вык 110кВ в схеме со сборными шинамиМасл. Выключатель350238050966,009,4756,701722,707Пост ч. ПС без вык на ВН130011300156,009,4122,20278,208Пост ч. ПС со сб.шинами29004116001392,009,41090,402482,40СУММА373594483,082452,711,7351168,358104,14
Экономические показатели второго вариантаТаблица 7.2.
№Наименование элементов сетиТип оборудованияРайонУПСКол-воК0,12 КaИа,рDPtИпотЗт.рубкм, штт.рубт.руб%т.рубМВТчт.рубт.руб1ЛЭП С-2АС-240/393151182718326,162,876,100,6062405408,08810,342ЛЭП 2-1АС-185/293138182484298,082,869,550,2462405165,66533,293ЛЭП 1-4АС-95/163143304290514,802,8120,120,044240529,63664,554ЛЭП 3-4АС-185/293138253450414,002,896,600,3092405208,08718,685ЛЭП С-3АС-240/393151203020362,402,884,560,5852405393,94840,906Мостик с вык. В перемычкеМасл. Выключатель75021500180,009,4141,00321,007Ячейка вык 110кВ в схеме со сборными шинамиМасл. Выключатель350144900588,009,4460,601048,608Пост ч.прох ПС (мостик)210024200504,009,4394,80898,809Пост ч. ПС со сб.шинами2900387001044,009,4817,801861,80СУММА352624231,442261,141,791205,397697,968. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Расчет ведем по формулам:
[2, с. 226, ф. 10-14]
[2, с. 223, ф. 10-11]
Исходное напряжение задано в узле С UС=115 кВ, поэтому с него и начинаем.
Поперечная составляющая в сети 110 кВ на результат расчета не сказывается. Поэтому в расчетах ее учитывать не будем.
U2=U(С-2)=115-2,926=112,074 кВ
U1=U(2-1)=112,074-1,84=110,234 кВ
U4=U(2-1)=110,234-1,083=109,151 кВ
U3=U(4-3)=109,151+2,407=111,558 кВ
UС=U(С-3)=111,558+3,388=114,946 кВ
Уровни напряжений на подстанциях:
С-115 кВ; ПС1-110,234 кВ; ПС2-112,074 кВ; ПС3-11,558 кВ; ПС4-109,151 кВ
9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МИНИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Выбор сечений проводов проводился в электрическом расчете при максимальных нагрузках потребителей. Но так как нагрузки в течение суток изменяются, то необходимо произвести расчет и при минимальных нагрузках. В этом режиме отдельные линии снизят свою нагрузку, другие, наоборот, могут увеличить. Это вызовет увеличение нагрева проводов этих линий. Изменяться потери и уровни напряжения, потери мощности во всех линиях и трансформаторах. С целью проверки проводов по нагреву и определения уровней напряжения при минимальных нагрузках потребителей производится дополнительный расчет. Методика расчета остается прежней. Различие лишь в том, что трансформаторы и сечение проводов уже известны, а поэтому в расчете минимального режима пересчитываются потери мощности в обмотках трансформаторов, ведется расчет потокораспределения сразу через сопротивления линий, рассчитываются потери мощности и потери и уровни напряжения. После расчета производится проверка по нагреву и анализируются уровни напряжения.
Расчет аналогичный (см. выше) не приводится для сокращения размера файла.
Проверку проводов на нагрев в минимальном режиме работы проведем в табличной форме.
Таблица 9.1.
Наименование линииP+jQSUIМарка и сечение проводаI0ДОППримечаниеМВАМВАкВАмм2АС-233,936+j24,50841.86114220АС-240/39610проходит2-119.544+j13.53623.77111.795122.7АС-185/29510проходит1-40.96+j3.6203.74110.40219.5АС- 95/16330проходит4-321.644+j12.51125109.901131.3АС-185/29510проходитС-320.232+j22.91830.57111.849157.8АС-240/39610проходит
10. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОДНОГО, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЕЛОГО АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
10.1. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности при отключении линии 3-4
10.2. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности.
10.3. Расчет потерь мощности.
10.4. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.
Исходное напряжение задано в узле С UС=115 кВ, поэтому с него и начинаем.
U2=U(С-2)=115-3,84=111,16 кВ
U1=U(2-1)=111,16-2,86=108,3 кВ
U4=U(2-1)=108,3-4,45=103,85 кВ
U3=U(4-3)=115-1,65=113,35 кВ
Проверку проводов на нагрев в аварийном режиме проведем в табличной форме.
Таблица 10.1.
Наименование линииP+jQSUIМарка и сечение проводаI0ДОППримечаниеМВАМВАкВАмм2АС-277.916+j53.3894.44115474АС-240/39610проходит2-156.408+j36.15767111.16348АС-185/29510проходит1-433.379+j22.52740.27108.3211АС- 95/16330проходит4-3АС-185/29510проходитС-315.82+j18.84924.6115123АС-240/39610проходит
11. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА НИЗШЕЙ СТОРОНЕ ПОДСТАНЦИЙ ВО ВСЕХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Согласно ПУЭ, в часы максимальных нагрузок напряжение должно быть не ниже 105% номинального напряжения сети. В проекте все ПС имеют нагрузку на стороне 10 кВ. тогда желаемое напряжение будет:
Общая формула коэффициента трансформации
Максимальное возможное число ступеней регулирования у этих трансформаторов М=9. диапазон регулирования 16%. Тогда, величина одной ступени регулирования будет равна В%=16/9=1,78%, или В = 1,78115/100 = 2,05 кВ.
11.1. Расчет для подстанции 1.
Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 UВС=110,23 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:
Желаемый коэффициент трансформации:
Подставим вместо М неизвестное число ступеней Х со знаком -, так как КЖ<КНОМ, а само выражение К приравниваем КЖ.
Решив, получа