150680 (621333), страница 5

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

Текст из файла (страница 5)

Минимальная мощность двухобмоточного трансформатора на 220 кВ – 40 МВА.

Тогда:

(20)

Можно сделать вывод о том, что на подстанциях А, Б и В нельзя принимать напряжение 220 кВ.

Зная коэффициент загрузки, среднюю активную мощность и нескомпенсированную реактивную мощность на подстанции, из формулы (20) можем определить приблизительную мощность, на которую будут рассчитаны трансформаторы. Например, для ПС А схемы 2:

(21)

Ближайшая номинальная мощность по каталожным данным 16 МВА. Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он должен быть в пределах: 0,5 – 0,75.

(22)

Также необходима проверка выбранных трансформаторов в условиях послеаварийной работы. Она характеризуется выводом из строя одного из трансформаторов, т.е. принимаем, что =1. Коэффициент загрузки в этом случае должен находиться в пределах от 1 до 1,4, исходя из возможности работы трансформатора со 140 % загрузкой.

(23)

Полученные в формулах (22) и (23) значения коэффициентов загрузок показывают, что трансформаторы на подстанции выбраны правильно и даже в послеаварийном режиме смогут обеспечивать потребителя электроэнергией без перерыва в электроснабжении.

В том случае, если в послеаварийном режиме коэффициент загрузки превышает заданные пределы, это означает, что оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Тогда необходимо отключать от сети часть потребителей III категории.

В летнем режиме трансформаторы могут быть недогружены. В этом случае один трансформатор на подстанции отключается.

Получив значения мощностей трансформаторов, работающих на промышленную нагрузку и проверив их по коэффициентам загрузки, выбираем трансформаторы – типа ТМН-16000/110.

Также как и для подстанции А, определим все необходимые расчётные характеристики на всех подстанциях и сведём их в таблицу 6. Выбор трансформаторов на других подстанциях в приложении В.

Таблица 6 – Выбор трансформаторов для схемы 2

ПС	SТР, МВА	SТР.Л, МВА	Kз.з	Kз.з.пав	Kз.л	Kз.л.пав	Выбранный трансформатор
А	12,92	9,12	0,56	1,13	0,4	0,8	ТМН-16000/110
Б	17,02	11,87	0,74	1,49	0,52	1,04	ТМН-16000/110
В	22,57	16,13	0,63	1,27	0,45	0,9	ТРДН-25000/110
Г	43,48	30,44	0,48	0,97	0,34	0,68	ТДН-63000/110
Д	48,92	34,24	0,54	1,09	0,38	0,76	ТДН-63000/110
Е	59,96	39,8	0,63	1,27	0,44	0,88	ТРДЦН-63000/220
Ж	65,24	45,79	0,72	1,45	0,51	1,02	ТРДЦН-63000/220

Таблица 7 – Выбор трансформаторов для схемы 6

ПС	SТР, МВА	SТР.Л, МВА	Kз.з	Kз.з.пав	Kз.л	Kз.л.пав	Выбранный трансформатор
А	12,92	9,12	0,56	1,13	0,4	0,8	ТМН-16000/110
Б	17,02	11,87	0,74	1,49	0,52	1,04	ТМН-16000/110
В	22,57	16,13	0,49	0,99	0,35	0,71	ТДН-25000/110
Г	43,48	30,44	0,48	0,97	0,34	0,68	ТРДЦН-63000/220
Д	48,92	34,24	0,54	1,09	0,38	0,76	ТРДЦН-63000/220
Е	59,96	39,8	0,63	1,27	0,44	0,88	ТРДЦН-63000/220
Ж	65,24	45,79	0,72	1,45	0,51	1,02	ТРДЦН-63000/220

5.3 Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов

Строится зависимость приведенных затрат от максимального тока. При этом затраты определяются для каждого сечения. Показанные зависимости приведенных затрат от максимального тока, реализованы в виде таблиц, включающих экономические токовые интервалы, т. е. те интервалы, в которых сечение будут иметь минимальные приведенные затраты.

Прежде, чем определить максимальный ток в линиях, необходимо определить потоки мощности, протекающие по ним. С учётом найденных в п.4.2 нескомпенсированных реактивных мощностей в линиях и потоков максимальной мощности, определяется полная мощность , протекающая по линии. Потоки активной мощности в линиях будем определять так же, как и в п.5.1, используя длину линий.

Тогда максимальный ток каждого участка определим по формуле:

, (24)

где – число цепей рассматриваемого участка;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Определив максимальный ток, находим расчётный, зависящий от коэффициентов _i и _T:

_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110-220 кВ в курсовом проекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах;

_T – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линий и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом K_м).Значение этого коэффициента принимается равным отношению нагрузки линий в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линий. K_м принимается равным 1. Коэффициент _T определяем с помощью интерполяции из таблицы в ЭТС. Зная, что T_макс=5200 часов, _T принимаем равным 1,02.

С учётом вышеизложенного запишем выражение для расчётного тока:

(25)

Для схемы 2 (Приложение А) найдем эти токи:

Таким образом, получив значения расчётных токов для всех участков рассматриваемых схем, по экономическим токовым интервалам, приведённых в виде таблиц в /14/, определяем сечения линий. Для всех схем выбираем провода марки АС – со стальным сердечником разного диаметра. Также выберем свободностоящие железобетонные опоры, которые характеризуются долговечностью по отношению к другим видам опор, простотой обслуживания.

Полученные сечения необходимо проверить по длительно допустимому току. Для этого рассчитывается послеаварийный режим, т.е. такой режим, при котором в схемах обрываются самые загруженные участки колец и сетей с двухсторонним питанием и по одной линии у двухцепных участков.

Для примера покажем расчет тока для схемы 2.

Мощность участка найдём как:

Мощность участка :

Мощность участка :

Мощность участка :

Послеаварийные токи соответствующих участков:

(26)

Рисунок 2 – Послеаварийный режим для схемы 2

Значения токов для рассчитанных участков меньше длительно допустимых, определяемых из /4/. Аналогичным образом рассчитывается каждая схема. Результаты расчётов сведены в таблицы 7, 8, 9 и 10

Таблица 8 – Максимальный и рабочий токи схемы 2

Участок сети	Pij, МВт	Uрац, кВ	Imax, А	Iраб, А	nц	Сечение
ГЭС – А	9,5	60,14	26	28	2	АС–120
ГЭС– Ж	92,26	163,04	258	277	1	АС–400
ГЭС – Е	81,74	158,13	229	245	1	АС–400
ГЭС – Г	42,98	123,67	234	251	1	АС–240
Е – Ж	0,74	17,15	1,9	2,1	1	АС–240
Г – Б	21,02	86,95	114	123	1	АС–185
ТЭС – Б	46,01	124,18	251	269	1	АС–240
ТЭС – В	16,5	78,56	117	126	2	АС–240
ТЭС – Д	36	112,62	161	173	2	АС–240

Таблица 9 – Максимальные и рабочие токи схемы 7

Участок сети	Pij, МВт	Uрац, кВ	Imax, А	Iраб, А	nц	Сечение
ГЭС – А	43,01	118,32	119	128	1	АС–240
ГЭС– Ж	69,99	146,24	193	206	1	АС–300
А–Ж	24,01	94,77	68	72	1	АС–240
ГЭС – Е	74,42	152,5	207	222	1	АС–300
Е–Г	6,58	50,76	21	22	1	АС–300
ТЭС – Г	70,58	148,51	164	208	1	АС–300
ТЭС – Б	27,34	99,04	149	160	1	АС–240
ТЭС – В	30,66	104,22	168	180	1	АС–240
ТЭС – Д	36	112,62	161	173	2	АС–240
Б – В	2,34	30,51	13	14	1	АС–120

Таблица 10 – Максимальные и рабочие токи схема 6

Участок сети	Pij, МВт	Uрац, кВ	Imax, А	Iраб, А	nц	Сечение
ГЭС – А	9,5	60,14	26	245	2	АС–120
ГЭС– Е	81,74	158,13	229	332	1	АС–400
ГЭС–Ж	92,26	163,04	258	190	1	АС–400
Ж – Е	0,74	17,15	2	89	1	АС–240
ГЭС–Б	8,92	59,12	49	52	1	АС–120
ТЭС – Б	16,08	77,62	88	132	1	АС–185
ТЭС – В	16,5	78,56	45	48	2	АС–120
ТЭС – Г	67,67	146,07	184	198	1	АС–300
ТЭС – Д	68,33	147,46	186	199	1	АС–300
Г – Д	3,67	38,07	9	11	1	АС–240

Таблица 11 – Максимальные и расчетные токи схема 10

Участок сети	Pij, МВт	Uрац, кВ	Imax, А	Iраб, А	nц	Сечение
ГЭС – А	9,5	60,14	26	28	2	АС–120
ГЭС– Ж	92,26	163,04	258	277	1	АС–400
ГЭС – Е	81,74	158,13	229	245	1	АС–400
Ж–Е	0,74	17,15	2	2,1	1	АС–240
ГЭС–Г	42,98	123,67	234	251	1	АС–240
ТЭС – Б	46,02	124,18	251	269	1	АС–240
Г–Б	21,02	86,95	114	123	1	АС–185
ТЭС – В	44,38	78,56	121	130	1	АС–240
ТЭС – Д	60,62	140,52	165	177	1	АС–300
Д – В	11,38	66,69	31	33	1	АС–240

Последним этапом технического анализа четырёх вариантов конфигураций схем является выбор схем распределительных устройств.

Характеристики

Список файлов курсовой работы