ПЗ (1219457), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Рост максимальных нагрузок можноопределить по формуле, кВА:S(t)  Smax  (1  a1  t ) ,18(2.9)где S(t) – максимальная мощность через t лет, кВА (время принимается четырегода); a1 – коэффициент годового роста максимальных нагрузок, принимаетсяравным 0,1.Для примера, рассмотрим расчет коэффициента загрузки для трансформаторана ТП-1. Из таблицы 2.3 находим максимальную мощность, она равна 478,5 кВА.Максимальная полная мощность на первичной стороне трансформатора: 1 4S max  1   478,5  502,4 кВА.100 Коэффициент загрузки трансформатора:кз 502,4 1,005.2  250Максимальная мощность, с учётом роста нагрузок:S(t)  502,4  (1  0,1  4)  703,36 кВА.Коэффициент загрузки трансформатора, с учётом роста нагрузок:кз Рекомендуется[5]принимать703,36 1,41.2  250следующиекоэффициентызагрузкитрансформаторов:– при преобладании нагрузок I категории для к з = 0,65 – 0,7;– при преобладании нагрузок II категории подстанций к з = 0,7 – 0,8;– при преобладании нагрузок III категории к з = 0,9 – 0,95.19Аналогичные расчеты по формулам (2.7) – (2.9) производим для остальныхтрансформаторов.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.4.Таблица 2.4 – Коэффициент загрузки трансформаторовНаименованиеподстанцииТП-1ТП-2ТП-3ТП-4ТП-5ТП-6ТП-7ТП-8ТП-9ТП-10ТП-11ТП-12ТП-13ТП-14ТП-15ТП-16ТП-17ТП-18ТП-19ТП-20ТП-21ТП-22ТП-23ТП-24ТП-25ТП-26ТП-27ТП-28ТП-29ТП-30ТП-31ТП-32ТП-33ТП-34ТП-35Smax , кВА502,4485,3188,5463,9223,6325,6243,2190,9237,7387,3301,9254,7116,6243,1372,9145,3157,3165,4199,7287,7251,890,0145,6127,9383,5146,1687,5217,7134,6210,0120,9141,6149,9233,394,9S(t) , кВАкз1,000,970,940,930,890,810,970,760,950,770,750,630,580,610,930,730,790,820,990,720,630,900,720,640,600,580,870,870,540,840,600,700,750,930,9520703,4679,4263,9649,4313,0455,8340,5267,3332,8542,2422,7356,6163,2340,3522,0203,4220,2231,6279,5402,7352,6126,0203,9179,1536,9204,6122,5304,7188,5294,0169,2198,3209,8326,6132,9к з (t )1,411,351,321,301,251,141,361,101,331,081,060,890,810,851,301,021,101,161,401,010,881,261,020,900,850,801,221,220,751,200,840,991,051,301,33Sном , кВА2-2502-2502-1002-2502504002502502502-2504004002-1004004002-1002-1002-1002-1004004001002-1002-1006302501002502502502-1002-1002-100250100Окончание таблицы 2.4ТП-36117,6ТП-37368,4ТП-38168,4ТП-39221,8ТП-40238,6ТП-41167,8ТП-42166,9ТП-43381,70,590,740,840,550,600,840,830,60164,6515,7235,8310,6334,0234,9233,7534,40,821,031,180,780,831,171,170,842-1002-2502-1004004002-1002-100630Из таблицы 2.4 видно, что в настоящие время не все трансформаторыработают в соответствии с допустимой нагрузкой [6].

К 2020 году большинствотрансформаторных подстанции будут работать с перегрузкой от 10 до 40% (см.таблицу 2.4), необходимо применять меры.Для ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-17, ТП-18, ТП-19, ТП-38, ТП-41, ТП-42,где в работе находятся два трансформатора, коэффициент загрузки превышаетдопустимыезначения,необходимозаменитьнаболеемощныетрансформаторы. Для ТП-5, ТП-6, ТП-7, ТП-8, ТП-9, ТП-15, ТП-22, ТП-27, ТП28, ТП-30, ТП-34, ТП-35, где трансформаторы работаюют с перегрузом,необходимо ввести второй трансформатор в работу.В данном дипломном проекте все расчеты произведены для системынаиболее загруженных подстанций (см.

таблицу 2.3), состоящих из следующихподстанций сетевого участка Икура – Волочаевка 1: ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4,ТП-5, ТП-6, ТП-7, ТП-8, ТП-9, ТП-10, ТП-11, ТП-12, ТП-13, ТП-14, ТП -15, ТП16, ТП-17, ТП-18, ТП-19, ТП-20, ТП-21, ТП-22, ТП-23, ТП-24, ТП-25, ТП-26,ТП-27, ТП-28, ТП-29, ТП-30, ТП-31, ТП-32, ТП-33, ТП-34, ТП-35, ТП-36, ТП37, ТП-38, ТП-39, ТП-40, ТП-41, ТП-42, ТП-43.213 ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ ЛИНИЙЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИПривыполненииэлектрическихрасчетовраспределительныхсетейнапряжением до 35 кВ могут быть допущены некоторые упрощения, неоказывающие существенного влияния на точность расчетов.

Емкостную, так жекак и активную проводимость линии можно принять равной нулю, так какреактивная мощность, вырабатываемая ёмкостью воздушными и кабельнымилиниями 10 кВ, обычно составляет не более пяти процентов реактивнойнагрузки линии.В расчетах по определению мощности, передаваемой по участкураспределительной сети, можно не учитывать потери в трансформаторахпотребителей и в самой сети. При этом передаваемая мощность будет равнасумме нагрузок потребителей, питаемых по рассматриваемому участку [21].Напряжение распределительной сети 10 кВ по современным стандартам низкое,что естественно сказывается на потерях мощности в сети.

В условияхпостоянногоростапитающихсетейтребуютпроверкифидерапоэкономическому сечению провода, потерям напряжения, по нагреву ваварийном режиме.3.1 Определение распределения мощности в сетиВ данном дипломном проекте расчет будем производить для наиболеезагруженных участков сети, мощных потребителей (см. таблицу 2.3). Расчетведется согласно методике, изложенной в [7]. Расчет производим для режимамаксимальных нагрузок и для аварийного режима. Расчет производится длянаиболее загруженных фидеров: 2-3, 4 ЭЧЭ-7; 2-3 ЭЧЭ-8; 3-5, Т-104 - Т-106ЭЧЭ-9 (см. чертеж ДП.23.05.05.021.001).

На чертеже ДП.23.05.05.021.001показана схема кольцевой сети фидеров 2-3 с несколькими нагрузками.Головные участки этой сети включены на шины КРУН 10 кВ тяговой22подстанции Икура. Если схему такой сети представить разрезанной попитательномупунктуиразвернутой,тоонабудетиметьвид,свидетельствующий о возможности классифицировать кольцевую сеть каклинию с двухсторонним питанием, у которой напряжения по концам равны повеличине и по фазе рисунок 3.1.ЭЧЭ-7Фидер 2Фидер 30,25 км0,41 кмТП 10,39 кмТП 30,22 кмТП 4ТП 50,41 кмЭЧЭ-7ТП 2Рисунок 3.1 – Развернутая схема ЭЧЭ-7 фидеров 2-3Рассмотрим участок фидеров 2-3 ЭЧЭ-7 протяженность участка 1,68 км,питание участка осуществляется от КРУН 10 кВ тяговой подстанции Икура,рассматриваем два режима работы: режим максимальных нагрузок иаварийный режим (отключение наиболее загруженного фидера).Определяем значение полной мощности на головных участках по формуле,кВА:S1 n  Si  L  l i  ,L i 1(3.1)где L – общая длина линии, км; l i – длина от противоположного источника дорассматриваемой подстанции, км; Si – нагрузка подстанции, кВА (см.

таблицу 2.3).Мощности, протекающие по остальным участкам сети можно определить попервому закону Кирхгофа, согласно следующих выражений, кВА:S1-3  Sф2  S1 ,(3.2)S3- 4  S1-3  S3 ,(3.3)23S4 - 2  S3- 4  S2 .(3.4)Произведем вычисления участка фидеров 2-3 по формулам (3.1) – (3.4).Расчет предварительного распределения мощности для режима наибольшихнагрузок.Определяем мощности на головных участках:1 [404,4  j255,8   1,46  0,25  149  j100,1  1,46  0,25  0,41 1,68 550,2  j354,5   1,46  0,25  0,41  0,39  391,9  j244,9  0,41] Sф2  847,6  j542 кВА,Sф3 1 [391,9  j244,9   1,46  0,41  550,2  j354,5   1,46  0,41  0,22 1,68 149  j100,1  1,46  0,41  0,22  0,39  404,4  j255,8   0,25]  616  j392,5 кВА.Так как большая мощность протекает на участке фидера 2, следовательно,для расчета послеаварийного режима отключаем этот головной участок.Определяем мощности по участкам:S13  847,6  j542  404,4  j255,5  443,2  j286,5 кВА,S3-4  443,2  j286,5  149  j100,1  294,2  j186,4 кВА,S 4-2  294,2  j186,4  550,2  j354,5  256  j168,1 кВА,S 2-ф3  391,9  j244,9 кВА.24Расчет предварительного распределения мощности для аварийного режима,отключаем фидер 8.Определяем мощности по участкам в аварийном режиме:S1-3  S 28  404,4  j255,8 кВА ,S3-4  404,4  j255,8  149  j100,1  553,4  j325,9 кВА ,S4-2  553,4  j325,9  550,2  j354,5  1103,6  j671,4 кВА ,S2-ф3  1103,6  j671,4  391,9  j244,9  1495,5  j916,3 кВА.По результатам расчета строятся схемы распределения мощностей длярежима максимальных нагрузок рисунок 3.2 и аварийного рисунок 3.3.Sф2ЭЧЭ-70,25 кмS1-3S4-3S4-20,41 км0,39 км0,22 кмSф3ЭЧЭ-70,41 кмФидер 3Фидер 2ТП 1ТП 3ТП 4ТП 5ТП 2Рисунок 3.2 – Схема распределения мощностей в режиме максимальныхнагрузокЭЧЭ-7S3-1S4-3S2-40,41 км0,39 км0,22 кмSф30,41 кмЭЧЭ-7Фидер 3ТП 1ТП 3ТП 4ТП 5ТП 2Рисунок 3.3 – Схема распределения мощностей в аварийном режимаАналогичные расчеты по формулам (3.1) – (3.4) производим для остальныхлинии.

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.25Таблица 3.1 – Мощности на участках сетиПолная мощность в расчетном режиме, кВАНаименованиеФидерРежим максимальныхПослеаварийныйлиниинагрузокрежимФ.2 – ТП-1847,6 + j542,0- +jТП-1 – ТП-3443,2 + j286,5404,4 + j255,8ЭЧЭ-7ТП-3 – ТП-4294,2 + j186,4553,4 + j325,9Ф.2-3ТП-4 – ТП-2256,0 + j168,1 1103,6 + j671,4ТП-2 – Ф.3391,9 + j244,9 1495,5 + j916,3Ф.4 – ТП-6801,0 + j509,5801,0 + j509,5ТП-6 – ТП-7532,0 + j355,1532,0 + j355,1ЭЧЭ-7Ф.4ТП-7 – ТП-8340,4 + j225,2340,4 + j225,2ТП-8 – ТП-9186,1 + j128,9186,1 + j128,9Ф.2 – ТП-24769,9 + j47,8- +jТП-24 – ТП-25669,8 + j547,899,9 + j69,6ТП-25 – ТП-28171,6 + j236,4598,1 + j381,0ТП-28 – ТП-294,4 + j12,4774,2 + j490,4ЭЧЭ-8Ф.2-3ТП-29 – ТП-30118,1 + j71,7887,9 + j549,7ТП-30 – ТП-31288,2 + j177,0 1058,0 + j655,0ТП-31 – ТП-33500,8 + j308,1 1271,0 + j786,0ТП-33 – Ф.3625,1 + j378,1 1395,0 + j856,1Ф.3 – ТП-15627,9 + j495,0- +jТП-15 – ТП-16337,9 + j290,0290,0 + j205,0ТП-16 – ТП-18104,0 + j121,6523,9 + j373,3ЭЧЭ-9Ф.3-5ТП-18 – ТП-1925,8 + j20,1653,7 + j562,6ТП-19 – ТП-20180,3 + j131,1808,2 + j673,5ТП-20 – Ф.5418,4 + j266,5 1046,0 + j809,0Т-104 – ТП-34752,4 + j470,1 1739,0 + j 1094,0ТП-34 – ТП-36479,7 + j317,3 1466,0 + j940,9ТП-36 – ТП-37379,6 + j267,2 1366,0 + j890,8ЭЧЭ-9ТП- 37 – ТП-3898,0 + j57,9 1084,0 + j681,5Т-104 –ТП- 38 – ТП-3930,0 + j38,6955,6 + j585,0Т-106ТП- 39 – ТП-41404,0 + j267,6581,6 + j356,0ТП- 41 – ТП-43680,3 + j426,3305,3 + j197,3ТП- 43 – Т-106985,7 + j623,6- +j-26Для дальнейших расчетов необходимо выбрать наиболее загруженныеучастки по расчетным режимам.

Характеристики

Список файлов ВКР