151141 (Электрические сети), страница 2
Описание файла
Документ из архива "Электрические сети", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "физика" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "курсовые/домашние работы", в предмете "физика" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "151141"
Текст 2 страницы из документа "151141"
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле (1.4)
Где -потери активной мощности в трансформаторе,
-потери реактивной мощности в трансформаторе.
Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:
(1.5)
Где n – число параллельно работающих трансформаторов;
- потери холостого хода, из таблицы 2
- потери короткого замыкания, из таблицы 2
- нагрузка трансформаторов в максимальном режиме
- номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2
(1.6)
Где - ток холостого хода, из таблицы 2
- напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2
Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.
Полные потери определяются по формуле (1.4).
Потери активной мощности определяется по формуле (1.7):
Где , , - потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:
= = =0,5 (1.8)
Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):
Где , , - напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:
(1.10)
(1.11)
(1.12)
Определение потерь активной энергии в трансформаторах:
В 2-обмоточных трансформаторах
(1.13)
В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14)
Данные расчетов сводятся в таблицу №3
I-Вариант
1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110
3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110
= = =0,5*140=70
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
II –Вариант
4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110
2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110
= = =0,5*200=100
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах
Вариант | № п/ст | Тип |
МВт |
МВар |
МВА |
МВт∙ч |
1 | 1 | ТДН 16000/110 | 0,36 | 1,8 | 18,35 | 601695,8 |
2 | ТДТН 40000/110 | 0,28 | 6,28 | 6,28 | 1411834 | |
3 | ТДТН 25000/110 | 0,151 | 2,96 | 2,96 | 858021 | |
4 | ТД 16000/35 | 0,29 | 1,07 | 1,409 | 3915976 | |
2 | 1 | ТДН 16000/110 | 0,36 | 1,8 | 1,83 | 601695,8 |
2 | ТДТН 40000/110 | 0,76 | 3,5 | 3,5 | 1026875 | |
3 | ТДТН 25000/110 | 0,151 | 2,96 | 2,96 | 858021 | |
4 | ТДН 16000/110 | 0,27 | 1,38 | 1,4 | 538306 |
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:
(2.1)
Для одноцепных линий: - определяется по формуле:
(2.2)
Для двухцепной линий:
(2.3)
Где n – число параллельно работающих линий.
j – суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА
Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки:
Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи.
(2.4)
где - максимальный ток при аварийном режиме, А;
- допустимый ток провода, А.
Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:
(2.5)
где - нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.
Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB – AC-70, U=220kB – AC-240;
Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4
I – Вариант
Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6.
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 150/19
Рисунок №3
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/39
II – Вариант
Рисунок №4
Выбираем 2×АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/32
Рисунок №5
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/39
Выбранные сечения проверяются на нагрев.
I – Вариант
Рисунок №6
Выбираем АС 185/24
Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19
II – Вариант
Рисунок №7
Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16
Таблица 4 Параметр воздушных линий
№ варианта | Участок ВЛ | Длина км | U,кВ | Марка провода | ro Ом/км | R, Ом |
I | 0-1 | 22,5 | 110 | АС 185/24 | 0,154 | 1,73 |
0-2 | 40,5 | 110 | АС 150/19 | 0,195 | 3,94 | |
0-4 | 49,5 | 110 | АС 185/24 | 0,154 | 7,63 | |
4-3 | 22,5 | 110 | АС 120/19 | 0,245 | 5,51 | |
3-0 | 48 | 110 | АС 240/39 | 0,122 | 5,85 | |
II | 0-1 | 22,5 | 110 | АС 185/24 | 0,164 | 3,69 |
1-2 | 21 | 110 | АС 95/16 | 0,245 | 5,14 | |
2-0 | 40,5 | 110 | АС 240/32 | 0,118 | 4,77 | |
0-4 | 49,5 | 110 | АС 185/24 | 0,154 | 7,63 | |
4-3 | 22,5 | 110 | АС 120/19 | 0,245 | 5,51 | |
3-0 | 48 | 110 | АС 240/39 | 0,122 | 5,85 |
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:
(2.6)
где - потери активной мощности в ВЛ;
(2.7)
где R – активное сопротивление линии, см. таблица 4;
- время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmax b cosφ.
I – Вариант
II – Вариант
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения:
(3.1)
где рн – нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12
К – капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий.
Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются:
(3.2)
где - капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.
- капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:
(3.3)
где - ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.
Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:
(3.4)
(3.5)
(3.6)