Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Электроэнергетические системы и сети - файл 1.doc


Загрузка...
Электроэнергетические системы и сети
скачать (436.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc437kb.20.12.2011 09:02скачать

1.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Задача №1.

Вариант №2.

Выбрать вариант схемы электрической сети, рассчитать номинальное напряжение сети, выбрать силовые трансформаторы, разработать схему распредустройства высокого напряжения, выбрать сечения линий.



Рср1=12 МВт; Рср2=33 МВт;

Рср3=95 МВт; Рср4=60 МВт.

Масштаб: в 1 клетке 20 км.

Решение

Составляем два варианта схемы сети:



Рисунок 1 – Первый вариант



Рисунок 2 – Второй вариант

Определяем длины ВЛ, используя расстояния между подстанциями и коэффициент трассы (1,3):

LИП2-1=301,3=39 км; LИП2–2=63.2461,3=82.219 км;

L1–2=60.8281,3=79.076 км; L3-4=601,3=78 км;

LИП1–4=58.311,3=75.802 км; LИП1–3=58.311,3=75.802 км.

Определяем максимальные активные мощности, используя заданный коэффициент максимума (1,15):

РmaxmaxРср;

Рmax1=1,1512=15 МВт; Рmax3=1,1595=118.75 МВт;

Рmax2=1,1533=41.25МВт; Рmax4=1,1560=75 МВт.

Рассчитываем потоки максимальной активной мощности без учёта потерь в линиях.

1 вариант

РИП2–1==

==29.012 МВт;

РИП2–2==

==27.238 МВт;

Р1-2ИП2–1–Рmax1=29.012–15= 14.012 МВт;

Р1–4==

==89.444 МВт;

РИП1–3==

==104.306 МВт;

Р3-4= РИП1–3 – Рmax3 =104.306-118.75=62.132

2 вариант

РИП2–1max1 /2=7.5 МВт;

РИП2–2max2 /2=20.625 МВт;

РИП1–3=123.997 МВт;

Р3–4=74.569 МВт.

Рациональное напряжение рассчитаем по формуле Илларионова:

,

где Uрац – рациональное напряжение, кВ;

L – длина линии, км;

Р – мощность, протекающая по линии, МВт;

nц – число цепей.

Для замкнутых сетей достаточно определить Uрац на головных участках и принять большее значение в качестве исходного для выбора номинального напряжения.

1 вариант

Uрац. ИП2–1==39 кВ;

Uрац. ИП2–1==101.085 кВ.

Для кольцевой линии ИП2–1–2–ИП2, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Uрац. ИП1–4==170.136 кВ;

Uрац. ИП1–3==180.882 кВ.

Для кольцевой линии ИП1–3–4–ИП1 принимаем номинальное напряжение 220 кВ.

2 вариант

Uрац. ИП2–1==53.748 кВ,

для двухцепной линии ИП2–1 принимаем номинальное напряжение 35 кВ;

Uрац. ИП2–2==88,633 кВ;

для двухцепной линии ИП2–2 принимаем номинальное напряжение 110 кВ;

Uрац. ИП2-4==159,321 кВ;

для линии с двухсторонним питанием ИП1–2-4-3-ИП1 принимаем номинальное напряжение 220 кВ;

Uрац. ИП1–4==193,319 кВ;

для двухцепной линии ИП1–4 принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Экономически целесообразное значение реактивной мощности определяется по формуле:

Qэ=Pmax·tg э .

Значение tgэ зависит от номинального напряжения на стороне ВН подстанции:

tgэ110=0,26; tgэ220=0,38.

Для первого и второго вариантов значения Qэ для подстанций 2, 3 и 4 одинаковы:

Qэ1max1tgэ110=150,26=3,9 МВАр;

Qэ2max2tgэ110=41,250,26=10,725 МВАр;

Qэ3max3tgэ220=118,750,38=45,125 МВАр;

Qэ4max4tgэ220=750,38=28,5 МВАр.

На подстанции 1 напряжение различается по вариантам, следовательно, значения Qэ тоже разнятся.

1 вариант

Qэ1max1tgэ110=150,26=3,9 МВАр.

2 вариант

Qэ1max1tgэ35=150,2=1,197 МВАр.

Расчётная мощность силовых трансформаторов определяется по формуле:

Sтр.расч.=,

где Рср – средняя активная мощность;

Nт=2 – число трансформаторов;

Кз.опт.=0,7 – оптимальный коэффициент загрузки.

Трансформаторы, стоящие на подстанциях 1, 2, 3 и 4, одинаковы для обоих вариантов:

Sтр.расч.1==10 МВА, выбираем ТД–10000/110;

Sтр.расч.2==25 МВА, выбираем ТРДН–25000/110;

Sтр.расч.3==80 МВА, выбираем ТДЦ–32000/220;

Sтр.расч.4==63 МВА, выбираем ТРДН–63000/220;

Проверяем трансформаторы по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режиме работы:

0,5<<0,75; <1,4;

Кз.норм1==0,63; Кз.послеав.2==1,26;

Кз.норм2==0,69; Кз.послеав.2==1,38;

Кз.норм 3==0,65; Кз.послеав. 3==1,315;

Кз.норм 4==0,52; Кз.послеав. 4==1,05.

Для трансформаторов коэффициенты загрузки в нормальном и послеаварийном режиме лежат в допустимых границах.

Для выбора сечений проводов ВЛЭП необходимо знать токи, протекающие по линиям, следовательно, требуется определить потоки Qэ в линиях. Расчёт потоков Qэ был выполнен аналогично расчёту потоков Pmax, результаты расчёта даны ниже.

1 вариант

QИП2–1=7,543 МВАр; Q1-2=3,643 МВАр; QИП1–3=39,636 МВАр;

QИП2–2=7,082 МВАр; QИП1–4=33,989 МВАр; Q4–3=5,489 МВАр.

2 вариант

QИП2–1=0,599 МВАр; QИП2–4=14,153 МВАр; Q4–3=9,651 МВАр

QИП2–2=2,985 МВАр; QИП1–3=16,323 МВАр.

Сечения проводов выбираются согласно экономическим токовым интервалам по значению расчётного тока:

Iрасч=iТ·Imax=iТ·,

здесь Iмах – максимальный ток;

Pmax – поток максимальной активной мощности по линии;

Qэ – поток экономически целесообразной реактивной мощности по линии;

nц – число цепей;

i=1,05;

Т – коэффициент, зависящий от числа часов использования наибольшей нагрузки Тmax и от коэффициента совмещения максимумов Км.

По электротехническому справочнику (т. 3) определили, что t=1,05 при Тmax=5000 ч и Км=0,95.

По экономическим токовым интервалам (электротехнический справочник, т. 3, с. 241) выбираем сечения проводов.

1 вариант

Iрасч. ИП2–1=1,05·1,05·1000=165 А, выбираем провод АС–150/34;

Iрасч. ИП2–2=1,05·1,05·1000=155 А, выбираем провод АС–150/34;

Iрасч. 1–2=1,05·1,05·1000=80 А, выбираем провод АС–120/19;

Iрасч. ИП1–4=1,05·1,05·1000=264 А, выбираем провод АС–300/32;

Iрасч. ИП1–3=1,05·1,05·1000=307 А, выбираем провод АС–400/29;

Iрасч. 3–4=1,05·1,05·1000=172 А, выбираем провод АС–300/32.

2 вариант

Iрасч. ИП2–1=1,05·1,05·1000=63 А, выбираем провод АС–120/19;

Iрасч. ИП2–2=1,05·1,05·1000=59 А, выбираем провод АС–120/19;

Iрасч. ИП2–4=1,05·1,05·1000=206 А, выбираем провод АС–300/32;

Iрасч. ИП1–3=1,05·1,05·1000=366 А, выбираем провод АС–500/32;

Iрасч. 3–4=1,05·1,05·1000=206 А, выбираем провод АС–300/32.

Определяем суммарные длины линий в одноцепном исполнении для каждого из вариантов.

1 вариант: L=LИП2–1+ LИП2–2+L1–2+LИП1–4+ LИП1–3+L3–4=

=30+63,246+60,828+58,31+58,31+60=429,9 км.

2 вариант: L= LИП2–1+ LИП2–2+LИП2–4+ LИП1–3+L3–4=

=30+63,246+108,167+58,31+60=415,638 км.

Определяем типовые схемы распределительных устройств на стороне высокого напряжения подстанций.

1 вариант

Все подстанции выполнены по схеме мостика с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий:



Суммарное число выключателей ВН в варианте 1 (с учётом 4 выключателей на шинах ИП): NΣ=43+4=16.

2 вариант

Подстанции 1, 2 выполнены по схеме двух блоков линия-трансформатор с неавтоматической ремонтной перемычкой:



Все остальные подстанции выполнены по схеме мостика с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий:

Суммарное число выключателей ВН в варианте 2 (с учётом 6 выключателей на шинах ИП): NΣ=22+23+6=16.

Сравнивая суммарные длины линий в одноцепном исполнении и общее число выключателей ВН, делаем следующий вывод: второй вариант предпочтительнее второго, т.к. при одинаковом количестве выключателей ВН в первом варианте суммарная длина ВЛ меньше почти на 14 км.






Скачать файл (436.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации