Среднегодовая продолжительность гроз: от 20 до 40 часовСтр 1 из 4Следующая ⇒
Мосэнерго Выбор графа проектируемой сети kуд.тр = 1,16
Распределение мощностей по ЛЭП ЭС 1.2.1. РВ = 0,7 РА = 0,3 РА1 = Р1 = 102 МВт
119,6 + 131,3 = 64 + 54,6 + 78,3 + 54 250,9 = 250,9 P34 = PB’ - P3 = 119,6 – 54,6 = 65 МВт P45 = P34 – P4 = 65 – 78,3 = -13,3 МВт P52 = P45 – P5 = -13,3 – 54 = -67,3 МВт PАВ = PВ – PВ” = -250,9 + 247 = -3,9 МВт 1.2.2. РВ = 247 МВт ; РА = 105,9 МВт PВ3 = P3 = 54,6 МВт PВ4 = P4 = 78,3 МВт P25 = P5 = 54 МВт PВ2 = P2 + P5 = 54 + 64 = 118 МВт PВ1 = PВ – PВ3 - PВ4 – PВ2 = 247 – 54,6 – 78,3 – 118 = -3,9 МВт PВ1 = PВ1 – P1 = -3,9 – 102 = -105 МВт 1.2.3. РВ = 247 МВт ; РА = 105,9 МВт P34 = P3 = 54,6 МВт P45 = P5 = 54 МВт PВ4 = P34 + P45 + Р4 = 54,6 + 54 + 78,3 = 186,9 МВт РА1 = РА = 105,9 МВт P12 = PА1 – P1 = 105,9 -102 = 3,9 МВт PВ2 = P12 – P2 = 3,9 – 64 = -60,1 МВт Выбор номинального напряжения ЭС 1.3.1.
Выбираем номинальное напряжение электрической сети 220 кВ 1.3.2.
Выбираем номинальное напряжение электрической сети 220 кВ 1.3.3.
Выбираем номинальное напряжение электрической сети 220 кВ Баланс мощностей в сетевом районе. Баланс активной мощности в сетевом районе Одновременно потребляемая активная мощность: РМ = 0,9 Суммарные потери активной мощности: ∆РС = 0,06 Мощность резерва и собственные нужды электрических станций: РР = РСН = 0,1
Баланс реактивной мощности в сетевом районе. QГ + QКУ + QС ≥ QМ + ∆QС Одновременно потребляемая реактивная мощность: QМ = 0,9 Реактивная мощность, получаемая от генераторов электрической сети: QГ = (РМ + ∆РС) · tg φг = (317,61 + 21,17) · 0,672 = 227,66 МВАр Потери реактивной мощности в основной электрической сети: ∆QС = 0,08 · SМ · nm + 0.05 · SМ = 0,08 · 414,3 + 0,05 · 414,3 = 53,86 МВАр Реактивная мощность, генерируемая емкостью ЛЭП: QС1 = 2 · 120 · (23 + 49) + 120 · (26 + 26 + 26 + 35 + 16) = 32,76 МВАр QС2 = 2 · 120 · (23 + 37 + 26 + 37 + 16 + 35) = 41,76 МВАр QС3 = 2 · 120 · (23 + 33 + 16 + 37 + 26 + 26) = 38,64 МВАр Мощность компенсирующих устройств: QКУ ≥ QМ + ∆QС - QС - QГ QКУ1 = 206,25 – 53,86 – 32,76 – 227,66 = -0,31 МВАр QКУ2 = 206,25 – 53,86 – 41,76 – 227,66 = -9,31 МВАр QКУ3 = 206,25 – 53,86 – 38,64 – 227,66 = -6,31 МВАр Установка КУ не требуется Среднее значение коэффициента мощности на подстанциях tg φс1,ку = Выбор схемы проектируемой электрической сети
Выбор марки и сечения провода ЛЭП Московская область по ПУЭ: I район по скоростным напорам ветра: 1 раз в 5 лет – 27(21), 1 в 10 лет – 40(25), 1 в 15 лет – 55(30) II район по толщине стенки гололеда: 1 раз в 5 лет – 5 мм, 1 раз в 10 лет – 10 мм I район по пляске проводов: 1 раз в 10 лет Среднегодовая продолжительность гроз: от 20 до 40 часов Число часов использования максимальной нагрузки в пункте: ТМА1 = 5050ч ; ТМА2 = 6080ч ; ТМА3 = 7000ч ; ТМА4 = 3800ч ; ТМА5 = 5550ч Выбор сечений проводов ЛЭП по условию экономической плотности тока: 1.6.1. ТМАА1 = ТМА1 = 5050ч ; ТМА34 = ТМА45 = ТМА4 =3800ч Находим нормированные значения экономической плотности тока jЭ по ПУЭ табл. 1.3.36. для неизолированных алюминиевых проводов. ТМА = 3000 ÷ 5000ч - jЭ = 1,1 А/мм2 ТМА > 5000ч - jЭ = 1,0 А/мм2
Нестандартные сечения линий:
1.6.2. ТМАВ3 = ТМА3 = 7000ч ; ТМАВ4 = ТМА4 = 3800ч ; ТМА25 = ТМА5 = 5550ч
1.6.3 ТМА34 = ТМА3 = 7000ч ; ТМА45 = ТМА5 = 5550ч ; ТМАВ2 = ТМА12 = ТМА2 = 6080ч ;
Выбор сечения проводов ЛЭП по нагреву: I.
II.
III.
©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.
|