Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Уральский государственный университет физической культуры

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Курсавой пишим пишим.docx

Скачиваний:

Добавлен:

17.08.2019

Размер:

1.91 Mб

Скачать

☆

1 Определение нагрузок в комплектной форме и выбор

трансформаторов

Расчет ПС №1 U=10кВ

Максимальный режим Минимальный режим

cos =0,9. cos =0,9.

МВА МВА (1.1)

= =

=20,2МВар =14,45МВар (1.2)

U=110кВ

cos =0,9. cos =0,9.

МВА МВА

= =

=24,08МВар =17,4МВар

1.2 Расчет ПС №2..

U=6кB

cos =0,8 cos =0,8

МВА МВА

= =

=52,5МВар =36МВар

1.3 Расчет пс №3

cos =0,85 cos =0,85

МВА МВА

= =

=55,6МВар =40,8МВар

1.4 Выбор трансформаторов на станциях и подстанциях .

1.4.1 Подстанция №1.

Для обеспечения хорошей надежности электроснабжения потребителей на подстанциях следует устанавливать несколько трансформаторов, если потребители I . Для потребителей III категории допускается установка одного трансформатора.

Трансформаторы выбираются по каталогам по максимальной мощности нагрузок и по напряжениям BH; HH.

= (1.3)

где -заданная максимальная мощность подстанции №1 потребителей.

-коэффициент аварийной перегрузки;

n-число трансформаторов на подстанции.

Выбираем 2 автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110/10 [5,с156]

Таблица 1.1 Технические данные трансформаторов

№

Тип тран-ра

Стандарт.

ответвление.

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

АТДЦТН-125000/

220/110/10

230

121

10,5

315

0,4

±8+1,5%

на СН

±6+2%

1.4.2 Подстанция №2.

Для обеспечения хорошей надежности электроснабжения потребителей на подстанциях следует устанавливать несколько трансформаторов, если потребители II категории. Для потребителей III категории допускается установка одного трансформатора

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДН-63000/220 из [5,с156]

Таблица 1.2 Технические данные трансформаторов

№

Тип тран-ра

Стандарт.

ответвление.

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ТРДН63000/

220/6,3

230

6,3

265

0,5

11,5

±8+1,5%

1.4.3 Подстанция №3

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДЦН-100000/220 из [5,с156]

Таблица 1.4 Технические данные трансформаторов

№

Тип тран-ра

Стандарт.

ответвление.

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ТРДН100000/

220

230

102

320

0,65

12,5

±12+1%

В нейтрали ВН

2 Определение приведенных мощностей в максимальном и

минимальном режимах

Расчет подстанции №2 с 2 трансформаторами типа ТРДН-63000/220/6,3 работающих параллельно.

Приведенные к стороне высшего напряжения нагрузка понизительной подстанции равна сумме заданных нагрузок на шинах НН и потерь мощности в сопротивлениях схемы замещения трансформаторов.

Рисунок 2.3- Схема подстанции

Составим схему замещения подстанции и определим ее параметры

Рисунок 2.4- Схема замещения подстанции

Потери мощности в проводимостях трансформаторах

Определим мощность в начале звена

Мощность в начале звена

Максимальный режим

Минимальный режим

Мощность в конце обмотки высокого напряжения

Максимальный режим

Минимальный режим

На основании 1 закона Кирхгофа определим приведенную мощность подстанции

8,1

Расчет подстанции №1 с 2 автотрансформаторами типа АТДЦТН-125000/220/110/10 работающих параллельно.

Составим схему замещения подстанции и определим ее параметры

Рисунок 2.2- Схема замещения подстанции

Потери мощности в проводимостях трансформаторах

Определим мощность в начале обмотки низкого напряжения

Максимальный режим

Минимальный режим

Максимальный режим

Минимальный режим

Мощность в начале обмотки высокого напряжения

Максимальный режим

Минимальный режим

На основании 1 закона Кирхгофа определим приведенную мощность подстанции

Расчет подстанции №3 с 2 трансформаторами тип ТРДЦН-100000/220 работающих параллельно.

Рисунок 2.3- Схема подстанции

Составим схему замещения подстанции и определим ее параметры

Рисунок 2.4- Схема замещения подстанции

Потери мощности в проводимостях трансформаторах

Определим мощность в начале звена

Мощность в начале звена

Максимальный режим

Минимальный режим

Мощность в конце обмотки высокого напряжения

Максимальный режим

Минимальный режим

На основании 1 закона Кирхгофа определим приведенную мощность подстанции

3 Выбор схемы сети из 5 вариантов

Для выбора двух вариантов электрической сети следует составить 4-5 различных возможных вариантов конфигурации сети. При этом следует руководствуется следующим:

3.1. расстоянием между станцией и энергосистемы; между подстанцией потребителей и их расстоянием до источников питания; - при этом следует выбирать схему с возможно меньшими расстояниями.

3.2. на подстанциях и станциях следует выбирать упрощенные схемы с наименьшим числом выключателей на ОРУ-35-750кВ.

3.3. на подстанции энергосистемы желательно выбирать схемы, позволяющие расширения без дополнительных больших капитальных затрат: на ОРУ-35кВ – одиночную санкционированную при числе при соединении до 6 включительно, если 7 и более – 2 с системой шин, на ОРУ-110-220кВ – схемы с 2 системами шин и обходной.

3.4. учитывать категории потребителей, обеспечивая их соответствующей надежностью электроснабжения. Потребители 1 категории не допускают перерыва в электроснабжении и поэтому должны получать питание либо с 2х сторон, либо по двум параллельным линиям на одноцепных опорах.

Таблица 3.1 Пять вариантов схем сети

№	Варианты схем	L,км	∑L,км	Количество выключателей в сети
1		255	510	12
2		199,5	399	24
3		229,5	459	24
4		282	372	20
5		261	351	20

Вывод: 1)Для замкнутой цепи я выбираю вариант №5 потому ,что суммарная длина линий меньше, чем у остальных вариантов.

2)Для разомкнутой цепи я выбираю вариант №2 потому, что суммарная длина линий меньше, чем у других вариантов.

4 Расчет сети в максимальном режиме для 2 варианта

( разомкнутая сеть схема 2)

Рисунок 4.1 – схема электрической сети

При расчете районных сетей 220 кВ сечения проводов определяют по

j э – экономической плотности тока, [5,С 548]

Выбираются сталеалюминевые провода

4.1 Выбор сечения проводов и кабелей на напряжении 220 кВ по экономической плотности тока

ВЛ 0-2

Максимальный ток нагрузки

По условию принимаем марку сталеалюминевого провода

АС – 400/22, Iдоn=830 А. [из с428]

Проверим провода на нагрев по условию:

Iдоn ≥ Imax ab

830> 605 А

Где Imax ab – максимально аварийный ток при повреждении одной линии.

В районных сетях на «корону», согласно ПУЭ на 220кВ АС-240/39 – минимальные сечения, при которых «короны» на проводах не возникает.

ВЛ 1-2

Максимальный ток нагрузки

j=1,1 А/мм

Принимаем марку сталеалюминевого провода АС – 300/48, Iдоn=330 А.

Проверим провода на нагрев по условию:

Iдоn ≥ Imax ab

330 > 230А

ВЛ 2-3

Максимальный ток нагрузки

j=1 А/мм

Принимаем марку сталеалюминевого провода АС – 150/40, Iдоn=265 А.

Проверим провода на нагрев по условию:

Iдоn ≥ Imax ab

265 > 151,6 А

При проектировании линий, учитывают минимальные и сечения по механической прочности проводов и опор

Uн = 220 кB F = 240– 500 мм2

4.2 Составляем полную схему замещения сети и определяем ее параметры по

формулам.

(4.6)

- для двуцепной линии (4.7)

[ из с40]

Если «треугольником»

Где Д – расстояние между соседними проводами

Участки линии	Длина линии, км	Тип провода				R, Ом	X, Ом	Ом	QB MBAp
0-2	90	АС-400/22	0,075	0,414	2,73	6,75	37,3	245,7	11,9
2-1	52,5	АС-300/48	0,099	0,409	2,78	5,24	21,5	145,95	7,06
2-3	57	АС-240/32	0,12	0,386	2,96	6,84	22	168,7	8,16

Таблица 4.1 Технические данные проводов

Составим схему замешения QB= *B

Рисунок 4.2 – полная схема замещения электрической сети

4.3 Определение расчетных нагрузок и составление расчетных схем

замещения.

Расчетная нагрузка (мощность) станции или подстанции определяется как сумма приведенной мощности и зарядной мощности, включенной в данную точку.

Рисунок 4.3 – расчетная схема замещения сети

4.4 Определяем мощности в начале и в конце каждой линии, с учетом потерь

мощности в линиях. Расчет ведут по концу сети.

Мощность в конце линии 1-2

Мощность в начале линии 2-1

Мощность в конце линии 0-2

Мощность в начале линии 0-2

Мощность выходящая

4.5 Определяем напряжения на станциях и подстанциях, расчет ведут по

началу сети

[ из курсового задания ]

5 Расчет сети в максимальном режиме для 2 варианта

( замкнутая сеть схема 4 )

Рисунок 5.1 – Схема замкнутой сети

5.1 Определяем предварительное протекание мощностей в линиях предполагая, что сеть однородная с одинаковым сечением проводов

Рисунок 5.2 – Электрическая сеть с двух сторонним питанием

(5.1)

(5.2)

Где L_j – суммарная длина линий от соответствующей нагрузки по противоположной точки питания В

L_АВ¹ - суммарная длина линий между точками питания

L¹_j- суммарная длина линий от соответствующей нагрузки

до точки питания А

Мощности на линиях2-1 и 1-3 определим на основании 1 закона Кирхгофа

(5.3)

Проверка расчета в точке токораздела номер 3

(5.4)

5.2 Определяем сечения проводов на каждом участке сети по основному

методу:

j_э-экономической плотности тока

Линия 2-1

Ток в линии = (5.5)

Сечение проводов определяем по условию

(5.6)

где j_э =2 А/мм² из [5,C548] при

Выбираем провода АС-50/8; Iдоп =330 A из [5,C428]

Сечение стальных жил зависит от района по гололеду для 1, 2 района принимается сечение жил минимальное, для 3 района – среднее, для особого района – наибольшее

Выбранные провода по «короне» не проходят, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/32)

Линия 3-1

j _э= 1 A/мм² при Т_max= 5700 час

Выбираем провода АС-185/24; Iдоп =520 A

Выбираем провода типа АС-185/24, по «короне» не проходят, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/32)

Линия А-2

По условию курсового проекта провод на линии А-2 выбран

Типа:АС-400/22 Iдоп =830A

Выбираный провод типа АС-400/22, по «короне» проходит, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее

отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/39) Iдоп =605 A

Линия В-3

j _э= 1,1 A/мм² при Т_max= 4000 час

Выбираем провода АС-400/64; Iдоп =860 A

Выбираем провода типа АС-400/64, по «короне» проходят, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/32)

5.3 Проверка проводов на нагрев. Рассмотрим аварийные режимы.

Авария №1, повреждение линии ,А-1

Авария №2, повреждение линии 3-В

Проверим провода на нагрев, из 2 аварийных режимов для каждой линии определим наиболее тяжелую аварию.

Линия А-2.Наиболее тяжелой аварией является авария №2

(5.7)

Условие проверки проводов на нагрев

; AC-400/22 I _доп= 830А

I _доп= 830=830A по нагреву проходят.

Линия 2-1.Наиболее тяжелой аварией является авария №1

провода АС- 240/32, I_доп=605А

I _доп= 580< 610 A по нагреву проходят.

Линия 3-1. Наиболее тяжелой аварией является авария №1

; для проводов типа АС- 240/32; I_доп=605А

I _доп= 530< 605 A по нагреву проходят.

Линия В-3. Наиболее тяжелым повреждением является авария №1

I _доп= 710< 830 A

830< 960

Выбираем провод типа: АС-500/27 I_доп=960 А по нагреву проходят

Линии на участках А-2;выбираем двухцепными на железнобетонных опорах,провода на опорах располагаются вертикально (бочкой) с Д=6м , а на участках2-1;1-1;В-3 выбираем одноцепную линию железнобетонных опорах с расположением проводов треугольником с Д = 5 м из [3,C40] для В-3 Дсрг=6м

5.4 Определение параметров схемы замещения определим в таблице 5.1

Таблица 5.1 – Технические данные проводов

№ лин	Длина линии Км.	Тип провода	r₀ Ом/км	х₀ Ом/км	в₀*10^-6 Ом/км	R Ом	Х Ом	В*10⁶ Ом	Q_B MBA _p
A-2	90	АС-400/32	0,075	0,396	2,88	6,75	35,64	259,2	6,27
2-1	52,5	АС-240/32	0,12	0,401	2,85	6,3	21,05	149,6	7,2
1-3	57	АС-240/32	0,12	0,401	2,85	6,84	22,85	145,4	7,05
В-3	61,5	АС-500/27	0,061	0,390	2,93	3,75	24	180,2	8,7

Расчет параметров таблицы 2.5 произведен по формулам

из [5,C428,435] (5.8)

5.5 Составляем полную эквивалентную схему замещения сеть

Рисунок 5.7 – Полная схема замещения цепи

5.6 Определение расчетных нагрузок и составление расчетной схемы замещения

Рисунок 5.8 – Расчетная схема замещения сети

(5.9)

(5.10)

(5.11)

5.7 Определим предварительное протекание мощностей в линиях.

(5.12)

(5.13)

Где - активная проводимость сети

(5,14)

R_A_В¹=3,4+6,3+6,84+3,75=20,29(Ом); X_A_В¹= 17,82+21,05+22,85+24 =85,75 (Ом)

- реактивная проводимость сети Rj; Xj -суммарные, активные и индуктивные сопротивления от отсутствующей нагрузки до противоположной точки питания.

Мощности выходящие из точек питания определим

P_A=0,0026(70,38*16,89+55,81*67,9+92,21*10,59+39,47*46,85+90,36*3,75+54,37*24)+0,011(70,38*67,9-55,81*16,89+92,21*46,85-39,47*10,59+90,36*24-54,37*3,75)=0,0026*9447,63+0,011*9703 =131,3 MBT

Q_A= -0,0026*9703+0,011*9447,63= 78,7 MBAp

P_В=0,0026(90,36*16,54+54,37*61,72+92,21*9,7+39,47*38,87+70,38*3,4+55,81* *17,82)+0,011(90,36*61,72-54,37*16,54+92,21*38,87-

-39,47*9,7+70,38*17,82-55,8*3,4)=0,0026*8512,6+0,011*8943,5 =120,5 MBT

Q_В= -0,0026*8943,5+0,011*8512,6= 70,4 MBAp

Мощность на участке 2-1

(5.15)

Мощность на участке 1-3

(5.16)

Проверим расчет в точке токораздела №2

60,92+j22,89+30,14+j16,03=91,06+j38,92МВА (5.17)

5.8 Определение мощностей в начале и в конце каждой линии.

Расчеты проводятся от точки токораздела №3 к источникам питания.

Мощность в конце линии 1-2

Мощность в конце линии 3-2

(5.18)

Мощность в конце линии А-2,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

(5.19)

Мощность в начале линии А-2

(5.20)

Мощность выходящая с шин подстанции А

(5.21)

Мощность в начале линии 1-3

Мощность в конце линии В-3

(5.23)

Мощность в начале линии В-3

Мощность выходящая с шин подстанции В

5.9 Определение напряжений в точках электрической сети.

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела.

(5.23)

(5.24)

(5.25)

Проверка расчета сети

220,47кВ220,11 кВ

Погрешность расчета

%5% (5.26)

6 Технико-экономический расчет и составление чертежной части

проекта

Схемы электрических сетей сравнивают по техническим и экономическим показателям

Технические показатели:

12.1 Надежность работы электрической сети: по схемам соединений и по резервированию электроснабжения потребителей, по частоте повреждаемости электрооборудования подстанции и несущих конструкций линий.

12.2 Долговечность сооружения линий: воздушные или кабельные линии, опоры ВЛ – деревянные, металлические или железобетонные, способы прокладки кабельных линий.

12.3 Удобство эксплуатации: обеспечение ремонтной базой, подъездными дорогами.

12.4 Степень автоматизации.

12.5 Возможность механизации строительных и монтажных работ

6.1 Технико-экономический расчет разомкнутой электрической сети

Экономические показатели:

Рассмотрим простую разомкнутую электрическую сеть

Рисунок 6.1 – Разомкнутая электрическая сеть

Экономические показатели определяются с учетом коэффициента инфляции – Кинф=5

Одним из основных экономических показателей являются капитальные затраты – стоимость электрической сети.

274128+21600=295728тыс.руб

Где

- стоимость подстанции

Кяч – стоимость ячейки подстанции, в настоящее время при проектировании выбираем элегазовые выключатели.

- суммарная стоимость линий

- стоимость 1 км линий, зависит от исполнения линий.

L_j (км) – длина линии

На всех участках – линии одноцепные

И – годовые эксплуатационные расходы.

И=И₁+ И₂+ И₁₃(12.5)

Где И₁- стоимость потерянной электроэнергии за год

- стоимость потерянной электроэнергии для Сибири и Дальнего

Востока

- количество потерянной электроэнергии в электрической сети

Тмах – условное время максимальных потерь, зависит от Тмах нагрузки

Для линии 0-1 Tmax₁определяют по Tmax_ср,1,2,3

И₂ + И₃ – годовые отчисления на амортизацию и на эксплуатацию электрической сети.

- нормы отчисления, соответственно, на амортизацию и на эксплуатацию для линий и подстанций.

Определяют для каждого варианта электрической сети расчетные приведенные затраты, предполагая, что строительства сети выполнят за 1 год.

Где Ен = 0,12 – нормативный коэффициент экономической капитальных вложений. Чтобы сравнивать 2-3 варианты электрической сети, удобнее сначала уровнять технические показатели, а сравнивать по экономическим показателям.

6.2 Рассмотрим простую замкнутую электрическую сеть

Рисунок 6.1 –Замкнутая электрическая сеть

Экономические показатели определяются с учетом коэффициента инфляции – Кинф=5

Одним из основных экономических показателей являются капитальные затраты – стоимость электрической сети.

241872+18000=259872тыс.руб

Где

- стоимость подстанции

Кяч – стоимость ячейки подстанции, в настоящее время при проектировании выбираем элегазовые выключатели.

- суммарная стоимость линий

- стоимость 1 км линий, зависит от исполнения линий.

L_j (км) – длина линии

На всех участках – линии одноцепные

И – годовые эксплуатационные расходы.

И=И₁+ И₂+ И₁₃(12.5)

Где И₁- стоимость потерянной электроэнергии за год

- стоимость потерянной электроэнергии для Сибири и Дальнего

Востока

- количество потерянной электроэнергии в электрической сети

Тмах – условное время максимальных потерь, зависит от Тмах нагрузки

Для линии 0-1 Tmax₁определяют по Tmax_ср,1,2,3

И₂ + И₃ – годовые отчисления на амортизацию и на эксплуатацию электрической сети.

Для окончательного выбора варианта схемы электрической сети , сравнивают расчетные приведенные затраты

(12,11)

Если ΔЗпр% > 5%, тогда принимают вариант электрической сети, имеющей минимальные расчетные затраты

Зпр – min

Зпр2=45286,6тыс.руб

6.3 Выбор трансформаторов на системе и ПС

Выбирают трансформаторы с РПН

Мощность трансформатора связи определится по условию :

где -коэффициент аварийной перегрузки.

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДН-160000/220 из [5,с156]

Таблица 1.4 Технические данные трансформаторов

№

Тип тран-ра

Стандарт.

ответвление.

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ТРДН-160000

/220/10,5

230

155

500

0,6

12,5

±12+1%

7 Расчет сети в минимальном режиме.

7.1 Составляем полную эквивалентную схему замещения сеть

Рисунок 5.7 – Полная схема замещения цепи

7.2 Определение расчетных нагрузок и составление расчетной схемы замещения

Рисунок 5.8 – Расчетная схема замещения сети

(5.9)

(5.10)

(5.11)

7.3 Определим предварительное протекание мощностей в линиях.

По первому частному случаю.

Если на всей длине линии провода расположены на опорах одинаково и имеют теоретически постоянное соотношение реактивного и активного сопротивления, т. е.

PA=0,0026(48,3*16,7+31,4*67,9+66,2*10,6+22,9*46,8+66,3*37,5+34,4*24)+0,0117(48,3*67,9--31,4*16,7+66,2*46,8-22,9*10,6+66,3*24- 39,4*3,75)=0,00267*5786,4+0,011*7072,8=93,9MBap

QA=-0,0026*7072,8+0,011*5786,4=44,1MBA

PB=0,0026(66,3*18,54+34,4*61,72+66,2*4,7+22,9*38,9+48,3*3,4+31,4*17,8)+0,011(66,3*61,7—34,4*18,54+66,2*38,9-22,9*9,7+48,3*17,8-31,4*3,4)=0,0026*5608,5+0,011*6558,3=86,8MBA

QB=-0,0026*6558,3+0,011*5608,5=44,7MBap

Мощность на участке 2-1

(5.15)

Мощность на участке 3-1

(5.16)

Проверим расчет в точке токораздела

45,6+j12,7+20,5+j10,3=66,1+j23=66,2+j22,9МВА (5.17)

7.4 Определение мощностей в начале и в конце каждой линии.

Расчеты проводятся от точки токораздела к источникам питания.

Рисунок 5.9 – Расчетная схема замещения сети

Мощность в конце линии 2-1

_{Мощность
в конце линии 3-2}

(5.18)

Мощность в конце линии А-1,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

(5.19)

Мощность в начале линии А-1

(5.20)

Мощность выходящая с шин подстанции А

(5.21)

Мощность в начале линии А-3

(5.22)

Мощность в начале линии 1-2

(5.23)

Мощность ПС

7.5 Определение напряжений в точках электрической сети.

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела.

(5.23)

(5.24)

(5.25)

Проверка расчета сети

218,1кВ218 кВ

Погрешность расчета

%5% (5.26)

8 Расчет сети в аварийном режиме.

Цель расчета:

Проверить провода на потери напряжения.

Анализ показывает, что наиболее тяжелой аварией является повреждение линии на участке А-1 в максимальном режиме.

8.1 Составляем полную эквивалентную схему замещения сеть

Рисунок 5.7 – Полная схема замещения цепи

8.2 Определение расчетных нагрузок и составление расчетной схемы замещения

Рисунок 5.8 – Расчетная схема замещения сети

(5.9)

(5.10)

(5.11)

8.4 Определение мощностей в начале и в конце каждой линии.

Расчеты проводятся от точки токораздела №3 к источникам питания.

Рисунок 5.9 – Расчетная схема замещения сети

Мощность в конце линии 1-3

_{Мощность
в конце линии 3-2}

(5.18)

Мощность в конце линии 3-2,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

(5.19)

Мощность в начале линии 3-2

(5.22)

Мощность в конце линии 2-B,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

Мощность в начале линии А-1

(5.20)

Мощность выходящая с шин подстанции А

(5.21)

8. Определение напряжений в точках электрической сети.

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела.

(5.23)

(5.24)

(5.25)

10 Выбор ответвлений на станции и подстанции.

10.1 Выбор отпайки на подстанции №1

Два трансформатора типаАТДТН-125000/230/121/10,5

система ответвления ±8+1,5 ±6+2%

(10.1)

(10.2) (10.2)

Выбор отпаек на ВН с учетом желаемого напряжения на НН

Максимальный режим

U₁^max_жел=10,5 кв

Минимальный режим

U₁^min_жел=10,1 кв

Определяют желаемые коэффициенты трансформации

К_Тжел= =20,3

(10.3)

К_Тжел= =21,5

Определяем

(10.4)

где

К_ТО=

n_P_% *100=9,7%

n_P_% *100=-0,18%

Выбирают ближайшие стандартные ответвления в соответствующих режимах

nрст=+1*1,5=9%

nрст=-0*1,5=0%

Создался желаемый напряжения СН

U₂^max_жел=121 кв

К_Тжел= =1,78

U₂^min_жел=120 кв

К_Тжел= =1,78

Определяем желаемое относительное число витков

n_рстВН=1+ =1,09

n_ржелСН= =1,16

n_рстВН=1+ =1

n_ржелСН= =1,06

Определяем среднее значение относительно числа витков

n_ржелСН= =1,11

Выбор отпаек +1*2=2%

n_ржелСН= =1,02 в max и min.Прверка определяем К_тдпо выбранным отпайкам на Высокой и Низкой стороне.

Действительные коэффициенты трансформации

К_тд= =1.87

К_тд= =1,71

Действительные напряжения на подстанции

(10.6)

U_1д^max=

U_1д^min=

Вывод: Полученное напряжения подходит

10.2 Выбор отпайки на подстанции №2

Два трансформатора типа ТРДЦН-63000/230/6,3

Система ответвления ±8+1,5%

(10.2)

Максимальный режим

U₂_max=216,8кв

U₁^max_жел=6,3 кв

Минимальный режим

U₂_min=215,7 кв

U₁^min_жел=6,1 кв

Определяют желаемые коэффициенты трансформации

К_Тжел= =34,4

К_Тжел= =35,4

Определяем

где

К_ТО=

n_P_% *100=-5,8%

n_P_% *100=-3%

Выбирают ближайшие стандартные ответвления в соответствующих режимах

nрст=-4*1,5=-6%

nрст=-2*1,5=-3%

Проверочный расчет

Действительные коэффициенты трансформации

К_тд=36,5*(1+ )=34,3

К_тд=36,5*(1+ )=35,4

Действительные напряжения на подстанции

U_2д^max=

U₂_д^min=

Вывод: Полученное напряжения подходит

10.3Выбор отпайки на подстанции №3

трансформатор типа ТРДЦН-100000/230/11

Система ответвления ±12*1%

(10.2)

Максимальный режим

U₂_max=215,2кв

U₁^max_жел=10,5 кв

Минимальный режим

U₂_min=214,4 кв

U₁^min_жел=10,3 кв

Определяют желаемые коэффициенты трансформации

К_Тжел= =20,5

К_Тжел= =20,8

Определяем

где

К_ТО=

n_P_% *100=-1,9%

n_P_% *100=-0,47%

Выбирают ближайшие стандартные ответвления в соответствующих режимах

nрст=-2*1=-2%

nрст=-0*1=-0%

Проверочный расчет

Действительные коэффициенты трансформации

К_тд=20,9*(1+ )=20,5

К_тд=20,9*(1+ )=20,9

Действительные напряжения на подстанции

U_2д^max=

U₂_д^min=

Вывод: Полученное напряжения подходит

11 Механический расчет провода

Произвести механический расчёт провода А-70 мм² с полётом I=200м и

построить монтажные кривые. Район строительсва Кемеровская область

подвешенного на воздушной линии в II районе по гололёду и в II ветровом районе с температурами:

Q_max=+50 ⁰C-max температура

Q_min=-50⁰C-min температура

Q_э=-5⁰С – среднегодовая эксплуатационная температура

Q_max=400 Н/м²- скоростной напор ветра

В=-10 мм-толщина стенки гололеда

Q_г=-5⁰C- температура при гололеде

F_д=69,2 мм² действительная сечение провода

Масса провода=189 кг

11.1 Определение расчетных нагрузок провода

j₁-удельная механическая нагрузка отвеса провода

j₁= 2,6*10^-2 МН/м³ (11.1)

q-9,8 м/сек² ускорение свободного падения

G₀- вес провода

F_д- действительная сечение провода

j₂-удельная механическая нагрузка отвеса гололеда

j₂=0,00283* =8,3*10^-2 МН/м³ (11.2)

d-диаметр провода 10,7 мм²

j₃-удельная механическая нагрузка отвеса провода и гололеда

j₃=j₁+j₂=2,6*10^-2+8,3+10^-2=10,9*10^-2 МН/м³ (11.3)

j₄-удельная нагрузка от действия ветра

j₄= 6,3*10^-2 МН/м³ (11.4)

0,85 коэффициент неравномерности

С_х=аэродинамический коэффициент

J₅-удельная механическая нагрузка от действия ветра при гололеде

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
02.04.201543.52 Кб24КР ПО ХИМИИ для заочных ФК АФК.doc
#
14.03.2016224.65 Кб36Критерии.rtf
#
03.04.2015787.09 Кб51культурология.pdf
#
24.11.20192.14 Mб10КУРС лекций 2012.doc
#
03.04.2015133.45 Кб27курс. стратегии малого и сред бизнеса.docx
#
17.08.20191.91 Mб7Курсавой пишим пишим.docx
#
03.04.201546.33 Кб73курсовая акбаров.docx
#
03.04.201552.54 Кб34курсовая багурин.docx
#
03.04.201581.21 Кб115Курсовая по ИОГП.docx
#
27.09.2019254.46 Кб35курсовая редактированная.doc
#
03.04.2015176.13 Кб57курсовая.doc