Проект сети вновь электрифицируемого района
Произведем проверку выбранных проводов на корону и допустимую нагрузку. Расчет аналогичен расчету радиальных линий. Для данного варианта ВЛ-110 кВ выбираем опоры типа ПБ-110 с одноцепным расположением проводов. Материал, марку сечение проводов с проверкой по экономической плотности тока, допустимой нагрузке и короне г) параметры линии передачиактивное и индуктивное сопротивление, емкостную… Читать ещё >
Проект сети вновь электрифицируемого района (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Введение
В данной контрольной работе произведем выбор одной из наиболее выгодной схемы электроснабжения района. Так же выберем необходимые трансформаторы, для подстанций на нагрузках и рассчитаем необходимые параметры для составления схемы замещения.
В отношении обеспечения надежности электроснабжения потребители электрической энергии разделяются на три категории. В данной контрольной работе учтены категории потребителей, и в целях обеспечения надежности выбраны соответствующие параметры оборудования с последующей их проверкой как в номинальном режиме, так и в режиме перегрузки.
Исходные данные В курсовом проекте необходимо выполнить проект сети вновь электрифицируемого района.
Во всех электропотребляемых пунктах (ЭП), кроме ЭП4, имеются потребители I и II категории, а также потребители III категории, составляющие 30% от общей нагрузки. В ЭП 4 потребители только III категории.
Потребители:
1-станкостроение;
2-автомобильная промышленность;
3 и 5 — машиностроение и металлообработка;
4- деревообрабатывающая промышленность.
Тнб4=3000 час. =1600 час напряжение на шинах подстанции, А принять неизменным:
U1ном=116 кВ, U2ном=37,5 кВ.
Нагрузки электропотребителей. Таблица № 1
№ | ||||||
S, МВА | 2,5 | |||||
cos cos
Координаты центра электрических нагрузок потребителей Таблица № 2
X1 | Y1 | X2 | Y2 | X3 | Y3 | X4 | Y4 | X5 | Y5 | |
— 20 | — 40 | |||||||||
Координаты источника электроснабжения районной понизительной подстанциипринять X0=0, Y0=0, район по гололеду 1, по ветру 3.
Требуется:
1. На основании заданного вида нагрузок построить типовые суточные графики нагрузки по продолжительности.
2. Выбрать и обосновать:
а) схему сети для каждого варианта;
б) напряжение линии электропередачи;
в) материал, марку сечение проводов с проверкой по экономической плотности тока, допустимой нагрузке и короне г) параметры линии передачиактивное и индуктивное сопротивление, емкостную проводимость;
д) технико-экономическое сопоставление вариантов.
3. Выбрать тип, мощность и число понизительных трансформаторов для выбранного варианта, схему замещения трансформатора.
1. Типовые графики нагрузок Одной из наиболее существенных характеристик нагрузки является величина потребляемой активной и реактивной мощности. Характеристика потребителей по нагрузке будет полной, когда будет известна вся совокупность возможных значений мощности. Эта характеристика дается графиками нагрузки. Графики нагрузки удобно характеризовать показателями — временем наибольшей нагрузки Тнб и временем потерь нб.
; ;
Для типовых графиков нагрузки:
=8760
1. для станкостроения:
Рис 1. Суточный график активной и реактивной мощности Рис 2. Годовые графики активной и реактивной мощности по продолжительности
2. Для автомобильной промышленности.
Рис 3. суточные графики Рис. 4 годовой график активной нагрузки по продолжительности
3. Для машиностроения и металлообработки.
Рис 5. суточный график активной и реактивной мощности Рис 6. Годовой график активной нагрузки по продолжительности
4. для деревообрабатывающей промышленности.
Рис 7. Суточные графики активной и реактивной мощности Рис 8. Годовой график активной нагрузки по продолжительности
5. Для машиностроения и металлообработки.
Рис 9. Суточные графики активной и реактивной мощности Рис 10. Годовые графики активной и реактивной мощности по продолжительности.
2. Выбор схемы сети а. Радиальная схема сети б. Смешанная схема сети
2.1 Выбор напряжения сети а. для радиальной сети: Оптимальное напряжение рассчитываем по формуле:
Uопт=4,34
где L-длина линии (км);
Р-активная мощность узла (кВт), для двухцепной линии берется Р/2.
Длина линий рассчитывается по теореме Пифагора из координат.
Для линии А1:
LА1===53,85 км;
P1=S1=22=18,04 кВт
Uопт1=4,34=80,32 кВ;
Принимаем для линии А1 Uном=116 кВ (по условию) Расчет для других линий сведены в таблицу № 3
Таблица № 3
№п/п | Линия | L, км | S, МВ | Р, кВт | Uрасч, кВ | Uном. кВ | ||
А-1 | 53,85 | 0,82 | 80,32 | |||||
А-2 | 70,71 | 0,82 | 76,03 | |||||
А-3 | 72,80 | 0,84 | 91,98 | |||||
А-4 | 30,00 | 2,5 | 0,8 | 34,17 | 38,5 | |||
А-5 | 72,11 | 0,84 | 75,25 | |||||
б. Выбор напряжения для смешанной сети:
Рассчитаем наиболее нагруженный участок кольца 1−2, потребителей А-1.
Полная мощность линии А-1
SA-1=
SA-1==37,85
где LА1, L12, L2Адлина линий в кольце А-1−2(км);
SA-1=37,85МВА РA-1= SA-1*cos?=37,85*0,82=31,04
Uопт=4,34=101,82кВ Принимаем для всех линий в кольце Uном =116кВ (по условию) Для линии А-4 расчет как в радиальном варианте:
Uопт4=4,34
Р4= S4*cos?4=2500*0,8=2000
Uопт4=4,34
Uопт4=34,34кВ
2.2 Выбор сечения проводов ВЛ По годовым графикам активной нагрузки определим время наибольшей нагрузки Тнб потребителей
;
Для станкостроения:
Тнб= = 138 582,6
Расчеты сведены в таблицу № 4
Таблица 4
№п/п | потребитель | Рнб, МВт | Тнб, ч | Jэк, | ||
Станкостроение | 138 582,624 | 20,56 | 6740,4 | |||
Автомобильная | 144 173,8419 | 20,92 | 6890,9 | |||
Машиностроение | 170 652,9391 | 28,63 | ||||
Деревообработка | 1,3 | |||||
Машиностроение | 114 265,7398 | 16,14 | 7079,2 | |||
а. Радиальная сеть: сечение определяем по формуле
Fi, j= ;
для двухцепной линии Si, j/2;
Для линии А-1: FA1= мм2;
выбираем провод марки АС-70/11.
Аналогично для других линий радиальной схемы данные представлены в таблице № 5.
Таблица № 5
№п/п | линия | Si, j, МВ | Uном. кВ | Jэк | Fi, j мм2 | Fст мм2 | Марка | |
А-1 | 54,75 | АС-70/11 | ||||||
А-2 | 44,79 | АС-70/11 | ||||||
А-3 | 69,68 | АС-70/11 | ||||||
А-4 | 34,34 | 1,3 | 6,22 | АС-50/8 | ||||
А-5 | 42,31 | АС-70/11 | ||||||
Произведем проверку выбранных проводов по коронированию:
Напряженность электрического поля на поверхности проводника:
E=;
Начальная напряженность поля коронирования:
Eо.к=30,3;
Где: -радиус проводника, см;
mкоэффициент не гладкости проводника (для много проволочных проводов m=0,85);
— относительная плотность воздуха;
Dср — среднегеометрическое расстояние между проводами ВЛ.
Для данного варианта ВЛ- 110 кВ выбираем железобетонные опоры типа:
ПБ-110 с двухцепным расположением проводов.
Dcp= ;
Где D1−2, D3−2, D1−3-расстояния между проводами
Dср==7,3 м.
Для выполнения условия требуется: E0,9 Eо.к.
Рассчитаем АС-70/11 на корону:
E== 23,18 кВ/см.
Eо.к.= 30,3= 35,98 кВ/см;
23,180,9 Eо. к=32,38
В нашем случае АС-70/11 по короне проходит.
Проверим участок А-4 на коронирование:
Выбираем железобетонную опору ПБ 35 с одноцепным расположением проводов.
Dср==4,08 м.
E== 9,6 кВ/см;
Eо.к.= 30,3= 36,9 кВ/см;
9,633,2 кВ/см.
Провод АС-50/8 по условию коронирования проходит.
Проверим выбранные провода радиальной схемы по допустимой нагрузке:
Iр=;
где: Spрасчетная нагрузка, кВ;
Uном — напряжение линии электропередачи, кВ.
nчисло цепей линии.
Условие: IpI доп.
Для линии А-1:
IрА1==54,72 А;
Для АС-70/11 Iдоп=265 А; 54,72 условие выполняется.
Для остальных ВЛ-116 кВ аналогично Для линии А-4:
IрА1==42А;
Iдоп=210 А для АС50/8, 42;
Условие по допустимой нагрузке выполняется.
б. Смешанная сеть:
Произведем расчет потока мощности в кольцевой части сети:
SА-1 =37,85 МВА
S1−2= SА-1-S1=37,85−22= 15,85 МВА
S2−3= S1−2-S3=15,85−18= -2,15 МВА
SA-5=
SA-5==44,57
SA-5= 44,57МВА
S5−3= SA-5- S5=44,57−17=27,57 МВА Рассчитываем сечение проводов линии по формуле:
Fi, j=, мм2;
FA-1==98,96 мм²;
Расчет проводов сводим в таблицу № 6
Таблица № 6
№п/п | линия | Si, j, кВ | Uном. кВ | Jэк | Fi, j мм2 | Fст мм2 | Марка | |
А-1 | 98,96 | АС-120/19 | ||||||
1−2 | 19,23 | АС-70/11 | ||||||
2-А | АС-120/19 | |||||||
А-4 | 38,5 | 1,3 | 46,19 | АС-50/8 | ||||
А-3 | 101,4 | АС-120/19 | ||||||
3−5 | — 770 | 3,83 | АС-70/11 | |||||
5-А | 105,79 | АС-120/19 | ||||||
Произведем проверку выбранных проводов на корону и допустимую нагрузку. Расчет аналогичен расчету радиальных линий. Для данного варианта ВЛ-110 кВ выбираем опоры типа ПБ-110 с одноцепным расположением проводов.
Dср==5,07 м;
E== 19,14 кВ/см;
Eо.к.= 30,3= 34,61 кВ/см;
31,15кВ/см.
Провод АС-120/19 по условию коронирования проходит.
Проверим выбранные провода смешанной схемы по допустимой нагрузке:
Iр=;
где: Spрасчетная нагрузка, кВ;
Uном — напряжение линии электропередачи, кВ.
nчисло цепей линии.
Условие: IpI доп.
Iр1==188,39 А;
Для АС-240/32 Iдоп=605 А; 188,39 условие выполняется.
Аналогично для остальных участков кольцевых цепей.
Результат проверки проводов кольцевой схемы на коронирование и допустимую нагрузку сводим в таблицу № 7.
Таблица № 7
линия | Si, j, кВ•А | Uном. кВ | Марка | r, см | Е кВ/см | 0,9Ео.к кВ/см | Ip, A | Iдоп, А | |
А-1 | АС-240/32 | 0,76 | 14,1 | 29,9 | 188,39 | ||||
1−2 | АС-120/19 | 0,57 | 18,9 | 31,2 | 78,89 | ||||
2−3 | — 2150 | АС-70/11 | 0,76 | 24,2 | 32,4 | 10,70 | |||
3−5 | АС-150/19 | 0,48 | 17,4 | 30,8 | 137,22 | ||||
А-5 | АС-240/32 | 0,76 | 14,1 | 29,9 | 221,83 | ||||
А-4 | 34,34 | АС-50/8 | 0,57 | 14,1 | 29,9 | 24,89 | |||
Из таблицы видно, что данные марки проводов ВЛ соответствуют условиям проверки и выбраны правильно.
2.3 Расчет параметров схемы замещения ВЛ Расчет производим по следующим формулам:
— удельное активное сопротивление линии
;
Где Р0=31,5 Ом;
— активное сопротивление линии: ri, j=L i, j
— удельное индуктивное сопротивление линии
X0=0,1445+
где Dсрсреднегеометрическое расстояние между проводами, м:
для ВЛ-35 кВ Dср=4,08 м;
для ВЛ-116 кВ двухцепные Dср=7,3 м;
для ВЛ-116 кВ одноцепные Dср=5,07 м;
Rэквэквивалентный радиус провода, м;
nчисло проводов в фазе, при n=1 Rэкв=Rп, где Rпрадиус провода, м;
— индуктивное сопротивление линии:
xi, j=L i, j;
— удельная емкостная проводимость линии:
b0=;
— емкостная проводимость линии: bi, j=L i, j;
а. Радиальная сеть:
Расчет параметров схемы замещения для А-1
= 0,45 Ом/км; rA-1= 0,45= 24,23 Ом;
При двухцепной линии сопротивление делится на 2;
X0=0,1445+;
xА-1=;
b0=;;
bА-1= См;
Для ВЛ 35 кВ радиальной сети А-4:
= 0,63 Ом/км; rA-4= 0,63= 18,9 Ом;
X0=0,1445+;
xА-4=;
b0=;
bА-1= См;
Результаты расчетов сводим в таблицу № 8.
Таблица№ 8
Линия | Марка | L, км | Сопротивление проводов | проводимость | |||||
r0, Ом/км | rл, Ом | х0, Ом/км | хл, Ом | b0, мкСм/км | bл, См | ||||
А-1 | АС-70/11 | 53,85 | 0,22 | 23,69 | 0,23 | 24,77 | 2,44 | 131,39 | |
А-2 | АС-70/11 | 70,71 | 0,22 | 31,11 | 0,23 | 32,53 | 2,44 | 172,53 | |
А-3 | АС-70/11 | 72,80 | 0,22 | 32,03 | 0,23 | 33,49 | 2,44 | 177,63 | |
А-4 | АС-50/8 | 30,00 | 0,63 | 18,90 | 0,594 | 17,82 | 1,89 | 56,70 | |
А-5 | АС-70/11 | 72,11 | 0,22 | 31,73 | 0,23 | 33,17 | 2,44 | 175,95 | |
б. Расчет параметров схемы замещения для смешанной сети:
Для участка сети А-1:
= 0,13 Ом/км;
X0=0,1445+;
b0=;
Результаты расчетов сводим в таблицу № 9.
Таблица № 9
Л-я | марка | L, км | Сопротивление | проводимость | |||||
r0, Ом/км | rл, Ом | х0, Ом/км | хл, Ом | b0, мкСм/км | bл, См | ||||
А-1 | АС-240/32 | 53,85 | 0,13 | 7,00 | 0,548 | 29,51 | 2,06 | 110,93 | |
1−2 | АС-120/19 | 22,36 | 0,26 | 5,81 | 0,568 | 12,70 | 1,95 | 43,60 | |
2−3 | АС-70/11 | 36,06 | 0,45 | 16,23 | 0,586 | 21,13 | 1,91 | 68,87 | |
3−5 | АС-150/19 | 22,36 | 0,21 | 4,70 | 0,556 | 12,43 | 2,01 | 44,94 | |
А-5 | АС-240/32 | 64,03 | 0,13 | 8,32 | 0,548 | 35,09 | 2,06 | 131,90 | |
А-4 | АС-50/8 | 0,63 | 18,90 | 0,594 | 17,82 | 1,89 | 56,70 | ||
2.4 Технико-экономическое сопоставление вариантов Для окончательного выбора варианта проектируемой сети необходимо произвести сравнение двух наиболее приемлемых вариантов сети на основе технико-экономических расчетов.
При сооружении всей сети в течении одного года приведенные затраты для каждого варианта без учета ущерба от ненадежности и не качественного электроснабжения.
Згi=Кi (E+Ha)+Игi;
где Кiкапиталовложения в i варианте, руб;
Енорма дисконта, % (У=12,5%),
Нанорма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),
Игiежегодные издержки без учета амортизации I варианте.
К=
где Кo, iусредненная стоимость одного км линии, руб,
Liдлина линии, км,
nчисло линий в сети.
K2014= DК1985
где D поправочный коэффициент D=100;
Иг=Ио+Иэ;
где Ио — обслуживание (Ио=2,5%);
Иэстоимость потерь электроэнергии, руб.
Иэ=;
где bстоимость 1 кВт потерь электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);
rл ;
28 760;
а. Радиальная сеть:
Для двухцепной линии железобетонные опоры, провод АС-70/11 в первом районе по гололеду:
Ко1985=21,6 тыс. руб/км;
К2014=100 руб/км;
Для одноцепной линии 35 кВ, провода АС-50/8 в первом районе по гололеду:
Ко, 1985=9,4 тыс. руб/км ;
К 2014=9 400 100=940000 руб/км КА = (53,85+70,71+72,80+72,11)+ 940 000= 610 255,2 тыс. руб ;
ИО, А=0,025= 15 256,4 тыс. руб;
28 760=5578 ч;
;
Таблица № 10.
№п/п | линия | Si, j, МВ•А | rл, Ом | Тнб, ч | кВт | ч | |
А-1 | 23,69 | 704,34 | |||||
А-2 | 31,11 | 924,86 | |||||
А-3 | 32,03 | 952,20 | |||||
А-4 | 2,5 | 18,90 | 561,83 | ||||
А-5 | 31,73 | 943,17 | |||||
Иг= 15 256,4+8938,05=22 307,15 ;
ЗГ, А=610 255,2 + 22 307,15= 102 521,75 тыс. руб.
б. Расчет смешанной сети:
Значение К1985 для одноцепной линии 110 кВ на железобетонных опорах в первом районе по гололеду :
Таблица № 11.
Л-я | Марка | Кo, i1985, тыс. руб/км | Кo, i 2014, тыс. руб/км | L, км | K, тыс. руб | ?Рнб, кВт | Si, j, кВ•А | rл, Ом | Тнб, ч | ч | |
А-1 | АС-240/32 | 15,6 | 53,85 | 704,34 | 16,38 | 480,1 | |||||
1−2 | АС-120/19 | 14,5 | 22,36 | 924,86 | 12,73 | 14,095 | |||||
2−3 | АС-70/11 | 15,6 | 36,06 | 56 253,6 | 952,20 | — 2150 | 13,9 | ||||
3−5 | АС-150/19 | 9,4 | 22,36 | 21 018,4 | 561,83 | 20,16 | |||||
А-5 | АС-240/32 | 15,6 | 64,03 | 99 886,8 | 943,17 | 14,04 | |||||
А-4 | АС-50/8 | 14,5 | 704,34 | 10,03 | 0,441 | ||||||
Ио=0,025 тыс. руб;
Иэ=11 246 тыс. руб;
Иг= +11 246=22939,5 ;
Зг б=0,15+22 939,5 =93 100,95 тыс. руб;
Сравниваем варианты:
;
Как видим из результатов подсчета, смешанная сеть экономически выгодней радиальной на 9,1%.
Для данного проекта выбираем вариант со смешанной схемой электроснабжения района.
3. Выбор трансформаторов, схемы их замещения Исходя из категорий потребителей выбираем на подстанциях 1,2,3,5 потребителей по 2 трансформатора, так как потребители 1−2 категорий. На подстанции 4 потребителя выбираем один трансформатор, так как потребитель 3 категории.
Определим тип и номинальную мощность возможных вариантов трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в номинальном режиме работы и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.
Условия:
— для однотрансформаторной подстанции:
Sном.т Sн. мах,
— для двухтрансформаторной подстанции в номинальном режиме работы :
2Sном.т Sн. мах, в режиме послеаварийной перегрузки ;
Sном.т Sн. мах, где Кп-1,4.
№ 1. Sн. мах1=22 000 кВА;
1. ТРДН-25 000/110;
225 000=5000022000 кВА;
1,425 000=35000 кВА22 000 кВА;
2. ТРДН-32 000/110
232 000=6400022000 кВА;
1,42 000=44800 кВА22 000 кВА;
№ 2. Sн. мах2=18 000 кВА;
1. ТДН-16 000/110
216 000=3200018000 кВА;
1,416 000=22400 кВА18 000 кВА;
2. ТРДН-25 000/110;
225 000=5000018000 кВА;
1,425 000=35000 кВА18 000 кВА;
№ 3. Sн. мах3=28 000 кВА;
2. ТРДН-32 000/110
232 000=6400028000 кВА;
1,42 000=44800 кВА28 000 кВА;
2. ТРДН-25 000/110;
225 000=5000028000 кВА;
1,425 000=35000 кВА28 000 кВА;
№ 4. Sн. мах4=2500 кВА;
1. ТМН-4000/35;
40 002 500 кВА;
2. ТМН-6300/35
63 002 500 кВА;
№ 5. Sн. мах5=17 000 кВА;
1. ТДН-16 000/110
216 000=3200017000 кВА;
1,416 000=22400 кВА17 000 кВА;
2. ТРДН-25 000/110;
225 000=5000017000 кВА;
1,425 000=35000 кВА7000 кВА;
3.1 Технико-экономическое сопоставление вариантов Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбранных трансформаторов и выберем один из них на каждой подстанции.
Технико-экономическое сравнение трансформаторов производится по приведенным затратам:
Згi=Кi (E+Ha)+Иэi;
где Кiкапитальные затраты на сооружение трансформаторов, включающие заводскую стоимость, транспортные издержки, затраты на установку трансформаторов и пр, руб;
Енорма дисконта, % (У=12,5%),
Нанорма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),
Иэiстоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.
Иэi=;
где nколичество параллельно работающих трансформаторов;
Pхх-потери холостого хода трансформатора, кВт;
Ркз-потери короткого замыкания трансформатора, кВт;
bстоимость 1 кВт потерь электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);
;
Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице № 12
Тип | Uк,% | Ixx,% | К1985, тыс. руб | |||
ТДН-16 000/ 110/10 | 10,5 | 0,85 | ||||
ТРДН-25 000/ 110/10 | 10,5 | 0,80 | 65,5 | |||
ТРДН-32 000/ 110/10 | 10,5 | 0,75 | ||||
ТМН-4000/ 35/10 | 7,5 | 33,5 | 6,7 | |||
ТМН-6300/ 35/10 | 7,5 | 46,5 | 9,2 | 0,9 | ||
1. № 1; n=2, нб=6585 ч, Sнб=22 000 кВА;
а. ТРДН-25 000/110/10;
Иэа=;
Ктб2014=65,5 тыс. руб;
Згб=0,15 тыс. руб;
б. ТДН-32 000/110/10;
Иэб=;
Кта2014=76 тыс. руб;
Зга=0,15тыс.руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТРДН-25 000/110/10.
2. Для подстанции № 2; n=2, нб=6724 ч, Sнб=18 000 кВА;
а. ТДН-16 000/110/10;
Иэа=;
Кта2014=48 тыс. руб;
Зга=0,15 тыс. руб;
б. ТРДН-25 000/110/10;
Иэб=;
Ктб2014=65,5 тыс. руб;
Згб=0,15 тыс. руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для второй подстанции: 2 трансформатора ТДН-16 000/110/10.
3. Для подстанции № 3; n=2, нб=4320 ч, Sнб=28 000 кВА;
а. ТДН-32 000/110/10;
Иэб=;
Кта2014=76 тыс. руб;
Зга=0,15тыс.руб;
б. ТРДН-25 000/110/10;
Иэб=;
Ктб2014=65,5 тыс. руб;
Згб=0,15 тыс. руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для третьей подстанции: 2 трансформатора ТДН-25 000/110/10.
4. Для подстанции № 4; n=1, нб=2661 ч, Sнб=2500 кВА;
а. ТМН-4000/35/10;
Иэа=;
Кта2014=31 тыс. руб;
Зга=0,15тыс.руб;
б. ТМН-6300/35/10;
Иэб=;
Ктб2014=33 тыс. руб;
Згб=0,15 тыс. руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для второй подстанции: 1 трансформатор ТМН-4000/35/10.
5. Для подстанции № 5; n=2, нб=5191 ч, Sнб=17 000 кВА;
а. ТДН-16 000/110;
Иэа=;
Кта2014=48 тыс. руб;
Зга=0,15 тыс. руб;
б. ТРДН-25 000/110;
Иэб=;
Ктб2014=65,5 тыс. руб;
Згб=0,15 тыс. руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТДН-16 000/110.
3.2 Расчет схем замещения выбранных трансформаторов Для ТДН-16 000/110:
Активное сопротивление трансформатора
rт=;
где Ркз-потери короткого замыкания трансформатора, кВт
— номинальная мощность трансформатора, кВ;
Uномноминальное напряжение, кВ;
rт==4,47 Ом;
Индуктивное сопротивление трансформатора
Xт=;
где Uкнапряжение КЗ,%
Xт=;
Емкостная проводимость трансформатора:
bт= ;
где I ххток холостого хода, %.
bт=(0,85/100)16000/1162=10,110−6 См Индуктивная проводимость трансформатора :
G
т=
где Рххпотери холостого хода, кВт;
gт=21/1162=1,610−6 См.
Аналогично для других трансформаторов, результаты расчетов в таблице № 13
Таблица № 13
№ п/п | трансформатор | rт, Ом | Хт, Ом | bт, Ом | gт, Ом | |
ТДН-16 000/110 | 4,41 | 88,31 | 10,1 | 1,6 | ||
ТРДН-25 000/110 | 2,58 | 56,5 | 16,3 | 2,2 | ||
ТМН-4000/35 | 3,1 | 27,7 | 1,03 | 4,5 | ||
Схемы замещения трансформаторов:
а. ТДН-16 000/110/10:
б. ТРДН-25 000/110/10:
в. ТМН-4000/35/10:
Заключение
Произведя необходимые подсчеты, мы выбрали оптимальную схему сети, отвечающей экономичности и требуемой надежностисмешанную схему, Согласно категориям потребителей, выбрано соответствующее количество трансформаторов, для обеспечения соответствующей работы.
Линии электропередач, выбраны согласно 1 району по гололеду, сечение проводов соответствует условию по напряжению и силе тока нагрузки.
Расчет показал, что с точки зрения экономичности по сооружению и обслуживанию, наиболее выгодным вариантом, является смешанная схема, с преобладанием кольцевого типа соединения потребителей. Так же данный вариант является наиболее надежным.
трансформатор ток нагрузка провод Библиографический список
1. Солдаткина, Л. А. Электрические сети и системы: учеб. пособие для вузов/ Л. А. Солдаткина.-М.: Энергия, 1978.-216с.
2. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов.-4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.: ил
3. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов.- 3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергия, 1979.-408с., ил
4. Справочник по электроснабжения промышленных предприятий. Промышленные электрические сети/ под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского.-2-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергия, 1980.-576с.
5. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов.-4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.
.ur