Электроэнергетические системы и сети

Электроэнергетические системы и сети
скачать (436.5 kb.)

Доступные файлы (1):

437kb.

20.12.2011 09:02

1.doc

Задача №1.

Вариант №2.

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

Р_ср1=12 МВт; Р_ср2=33 МВт;

Р_ср3=95 МВт; Р_ср4=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):

L_ИП2-1=301,3=39 км; L_ИП2–2=63.2461,3=82.219 км;

L_1–2=60.8281,3=79.076 км; L_3-4=601,3=78 км;

L_ИП1–4=58.311,3=75.802 км; L_ИП1–3=58.311,3=75.802 км.

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

Р_max=К_maxР_ср;

Р_max₁=1,1512=15 МВт; Р_max₃=1,1595=118.75 МВт;

Р_max₂=1,1533=41.25МВт; Р_max₄=1,1560=75 МВт.

Рассчитываем потоки максимальной активной мощности без учёта потерь в линиях.

1 вариант

Р_ИП2–1=

=

=

=29.012 МВт;

Р_ИП2–2=

=

=

=27.238 МВт;

Р_1-2=Р_ИП2–1–Р_max₁=29.012–15= 14.012 МВт;

Р_1–4=

=

=

=89.444 МВт;

Р_ИП1–3=

=

=

=104.306 МВт;

Р_3-4= Р_ИП1–3– Р_max₃=104.306-118.75=62.132

2 вариант

Р_ИП2–1=Р_max₁/2=7.5 МВт;

Р_ИП2–2=Р_max₂/2=20.625 МВт;

Р_ИП1–3=123.997 МВт;

Р_3–4=74.569 МВт.

Рациональное напряжение рассчитаем по формуле Илларионова:

,

где U_рац – рациональное напряжение, кВ;

L – длина линии, км;

Р – мощность, протекающая по линии, МВт;

n_ц – число цепей.

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

1 вариант

U_{рац. ИП2–1}=

=39 кВ;

U_{рац. ИП2–1}=

=101.085 кВ.

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

U_{рац. ИП1–}₄=

=170.136 кВ;

U_{рац. ИП1–3}=

=180.882 кВ.

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

2 вариант

U_{рац. ИП2–1}=

=53.748 кВ,

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

U_{рац. ИП2–2}=

=88,633 кВ;

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

U_{рац. ИП2-4}=

=159,321 кВ;

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

U_{рац. ИП1–4}=

=193,319 кВ;

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

Экономически целесообразное значение реактивной мощности определяется по формуле:

Q_э=P_max·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 Q_э для подстанций 2, 3 и 4 одинаковы:

Q_э1=Р_max₁tg_э110=150,26=3,9 МВАр;

Q_э2=Р_max₂tg_э110=41,250,26=10,725 МВАр;

Q_э3=Р_max₃tg_э220=118,750,38=45,125 МВАр;

Q_э4=Р_max₄tg_э220=750,38=28,5 МВАр.

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

1 вариант

Q_э1=Р_max₁tg_э110=150,26=3,9 МВАр.

2 вариант

Q_э1=Р_max₁tg_э35=150,2=1,197 МВАр.

Расчётная мощность силовых трансформаторов определяется по формуле:

S_{тр.расч.}=

,

где Р_ср – средняя активная мощность;

N_т=2 – число трансформаторов;

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

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

S_{тр.расч.1}=

=10 МВА, выбираем ТД–10000/110;

S_{тр.расч.2}=

=25 МВА, выбираем ТРДН–25000/110;

S_{тр.расч.3}=

=80 МВА, выбираем ТДЦ–32000/220;

S_{тр.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;

К_з.норм1=

=0,63; К_{з.послеав.2}=

=1,26;

К_з.норм2=

=0,69; К_{з.послеав.2}=

=1,38;

К_{з.норм 3}=

=0,65; К_{з.послеав. 3}=

=1,315;

К_{з.норм 4}=

=0,52; К_{з.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 Q_э в линиях. Расчёт потоков Q_э был выполнен аналогично расчёту потоков P_max, результаты расчёта даны ниже.

1 вариант

Q_ИП2–1=7,543 МВАр; Q_1-2=3,643 МВАр; Q_ИП1–3=39,636 МВАр;

Q_ИП2–2=7,082 МВАр; Q_ИП1–4=33,989 МВАр; Q_4–3=5,489 МВАр.

2 вариант

Q_ИП2–1=0,599 МВАр; Q_ИП2–4=14,153 МВАр; Q_4–3=9,651 МВАр

Q_ИП2–2=2,985 МВАр; Q_ИП1–3=16,323 МВАр.

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

I_расч=_i_Т·I_max=_i_Т·

,

здесь I_мах – максимальный ток;

P_max – поток максимальной активной мощности по линии;

Q_э – поток экономически целесообразной реактивной мощности по линии;

n_ц – число цепей;

_i=1,05;

_Т – коэффициент, зависящий от числа часов использования наибольшей нагрузки Т_max и от коэффициента совмещения максимумов К_м.

По электротехническому справочнику (т. 3) определили, что _t=1,05 при Т_max=5000 ч и К_м=0,95.

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

1 вариант

I_расч._ИП2–1=1,05·1,05·

1000=165 А, выбираем провод АС–150/34;

I_расч._ИП2–2=1,05·1,05·

1000=155 А, выбираем провод АС–150/34;

I_расч._1–2=1,05·1,05·

1000=80 А, выбираем провод АС–120/19;

I_расч._ИП1–4=1,05·1,05·

1000=264 А, выбираем провод АС–300/32;

I_расч._ИП1–3=1,05·1,05·

1000=307 А, выбираем провод АС–400/29;

I_расч._3–4=1,05·1,05·

1000=172 А, выбираем провод АС–300/32.

2 вариант

I_расч._ИП2–1=1,05·1,05·

1000=63 А, выбираем провод АС–120/19;

I_расч._ИП2–2=1,05·1,05·

1000=59 А, выбираем провод АС–120/19;

I_расч._ИП2–4=1,05·1,05·

1000=206 А, выбираем провод АС–300/32;

I_расч._ИП1–3=1,05·1,05·

1000=366 А, выбираем провод АС–500/32;

I_расч._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_=L_ИП2–1+ L_ИП2–2+L_1–2+L_ИП1–4+ L_ИП1–3+L_3–4=

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

2 вариант: L_= L_ИП2–1+ L_ИП2–2+L_ИП2–4+ L_ИП1–3+L_3–4=

=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): N_Σ=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): N_Σ=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.)

Электроэнергетические системы и сети - файл 1.doc

Доступные файлы (1):

1.doc