Проектирование линии электропередачи напряжением 500 кВ
Проект воздушной линии электропередачи от ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией; расчет основных режимов работы. Разработка развития РЭС: потребная мощность; выбор проводов, трансформаторов. Основные технико-экономические показатели линии.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 20.05.2013 |
| Размер файла | 2,0 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Xd = j·1.31·5002/306 = 1070 Ом
Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.
Т.к. Xd= 1070 Ом < Xвн = 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.
109
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рис. 2.5 Зоны самовозбуждения генератора
2.3.5 Расчёт режима синхронизации на шинах передающей станции
В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.
109
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рис. 2.6 Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции
Значения U2, PC берем из предыдущего режима:
U2=488,3 кВ, PCИС=529 МВт
U1хх = U2/cos(в0•?) = 488,3 /cos(1,111•10-3•510) = 568,4 кВ.
Необходимо, чтобы U1хх ? 525 кВ.
Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы.
Zc = Ом
в = Im= 1,111·10-3 рад/км
А = cos(в·L1) = 0,844
Аэ = 488,3 / 525= 0,914
В = Zc ·sin(в·L1) = 150.45
Yртреб = (Аэ - А)/В = 4,646·10-4 См
Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См
N = Yртреб / Yр = 0,7
Т. о. устанавливаем группу реакторов 3•РОДЦ - 60.
Тогда
U1XX = = 518,4 кВ
Qp = 180·(U1ХХ/525)2 = 180·(518,4/525)2 = 175,5 МВАр
Q'л1 = U1ХХ2· Y1/2 - Qp =518,42·2,111·10-3/2 - 175,5 = 108,1 МВАр
Q”л1 =Q'л1 - (Q'л1/U1XX)2· X1 = 101,6 МВAp
Q2 = Q”л1 + 488,32· Y1/2 = 101,6 - 488,32·2,111·10-3/2 = 353,3 МВАр
Pсис = Рпс = 529 МВт
Qсис = 91,8 МВAp
Qат = Q2 + Qсис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp
U'2 = 488,3 - Qат·Xt2 /488,3= 488,3 - 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ
Установим две группы реакторов 3•РОДЦ - 60
Qат = Q2 + Qсис - Qp =353,3 + 91,8 - 2·175,5 = 94,2 МВAp
U'2 = 488,3 - Qат·Xt2 /488,3= 488,3 - 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ
Uсн = U'2·220/500 = 221,8 кВ
Q'ат = Qат - 94,2 - ·30,55= 55,8 МВAp
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс - Рн = 529 - 10 = 519 МВт
Qатс = Ратс· tgцпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp
Q'нн = Q'ат - Qатс = 55,8 - 151,4 = -95,5 МВAp
Qнн = Q'нн - (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -97,8 МВAp
Uнн = (U'2 - Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10.5/500) = 10,49 кВ
Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.
Таким образом, для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.
Таблица 2.1
Размещение КУ
|
Начало линии 1 |
Конец линии 1 |
ПС |
Начало линии 2 |
Конец линии 2 |
||
|
Режим НБ |
3x3xРОДЦ-60/500 |
2 х КСВБ0-50-11 |
2 x3xРОДЦ-60/500 |
|||
|
Режим НМ |
2 x3xРОДЦ-60/500 |
1 x3xРОДЦ-60/500 |
2 х КСВБ0-50-11 |
2 x3xРОДЦ-60/500 |
||
|
Режим ПАВ |
2 х КСВБ0-50-11 |
|||||
|
Синхронизация на шинах ПС |
1 x3xРОДЦ-60/500 |
2 х КСВБ0-50-11 |
2 x3xРОДЦ-60/500 |
2 x3xРОДЦ-60/500 |
||
|
Синхронизация на шинах ГЭС |
1 x3xРОДЦ-60/500 |
2 x3xРОДЦ-60/500 |
2 х КСВБ0-50-11 |
|||
Выводы: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З1 = 4800 тыс. руб. З2 = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.
3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
3.1 Анализ исходных данных
3.1.1 Характеристика электрифицируемого района
Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.
3.1.2 Характеристика потребителей
В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными:
- в пункте 1 содержится 50% потребителей - I категории, 30% - II категории, 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;
- в пункте 2 содержится 70% потребителей - I категории, 20% - II категории, 10% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;
- в пункте 3 содержится 40% потребителей - I категории, 30% - II категории, 30% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт;
- в пункте 4 содержится 20% потребителей - I категории, 20% - II категории, 60% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 7 МВт;
- в пункте 5 содержится 10% потребителей - I категории, 40% - II категории, 750% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт;
- в пункте 6 содержится 25% потребителей - I категории, 25% - II категории, 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт.
Во всех пунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, часть потребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, для которых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического восстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепным линиям.
Номинальное напряжение вторичных сетей всех пунктов - 10 кВ.
3.1.3 Характеристика источников питания
Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений: 220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ.
В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция 500/110/10 кВ.
3.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
3.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии
Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют примерно 5% от суммарной максимальной зимней нагрузки.
По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).
Наибольшая мощность 139 МВт с 8 до 12 часов.
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50% от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).
Наименьшая мощность 30,5 МВт с 20 до 4 часов.
Принимаем график активной мощности источника питания ИП1 равной значению РИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:
РИП1 = 90,6 МВт
Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь):
РИП2 = Р?Зmax - РИП1 = 139 - 90,6 = 48,4 МВт
Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа суток:
Полученные результаты сведем в таблицу 3.1.
Таблица 3.1
Годовое потребление электроэнергии
|
№ пункта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Wзим, МВт |
1074 |
501,6 |
272 |
106,4 |
149,6 |
340 |
|
|
Wлет, МВт |
537,2 |
250,8 |
136 |
523,2 |
74,8 |
170 |
|
|
Wгод, МВт |
303500 |
141700 |
76840 |
30060 |
42260 |
96050 |
|
3.2.2 Составление баланса реактивной мощности
Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий.
,
где - потребная реактивная мощность,
- суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,
- потери реактивной мощности в линиях,
- потери реактивной мощности в трансформаторах,
- зарядные мощности линий.
Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность - в период с 8 до 12 часов:
Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).
Наибольшая мощность 60,52 Мвар с 8 до 12 часов.
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).
Наименьшая мощность 14,03 Мвар с 20 до 4 часов.
Тогда получим:
Реактивной мощности, вырабатываемой системой, недостаточно для покрытия потребности потребителей, поэтому на всех пунктах необходима установка компенсирующих устройств.
Размещение КУ производим по условию равенства cosц у потребителей.
Найдем cosцср. взв
Таблица 3.2
Расчет желаемой реактивной мощности в пунктах
|
№ пункта |
№1 |
№2 |
№3 |
№4 |
№5 |
№6 |
|
|
0,456 |
0,484 |
0,456 |
0,426 |
0,484 |
0,426 |
||
|
40 |
33 |
20 |
7 |
11 |
25 |
||
|
24,9 |
10,94 |
6,06 |
1,91 |
3,65 |
7,133 |
||
Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.
Новое значение реактивной мощности и cosц:
Расчет сведем в таблицу П5.5 (приложение 5).
3.3 Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
3.3.1 Составление рациональных вариантов схем сети
Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач.
Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.
Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.
Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций.
Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети (рис. см. в приложении 6).
3.3.2 Предварительный выбор напряжения
Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепные (N = 2).
Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:
Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. Результат представим в виде таблицы П6.1 (приложение 6).
Таким образом, в данном варианте развития существующие линии сохраняют свой класс напряжения, а вновь сооружаемые имеют 110 кВ.
Для второго варианта линии 1-2, ИП1-2, ИП1-3, 1-4, ИП2-1 такие же как и в первом варианте. Следовательно рассмотрим линии 1-5 и 5-6. (таблица П6.2, приложение 6).
Таким образом, получили, что необходим перевод линии 1-5 с 35 на 110 кВ. Новая линия 5-6 имеет 110 кВ.
3.3.3 Выбор сечений проводов
Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе метода экономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.
Район по гололеду: I
Тип опор: ВЛ-110 кВ - железобетонные (Ж/Б), ВЛ-35 кВ - стальные.
Число цепей: N = 2
Находим расчетную токовую нагрузку:
Выбираем сечение провода по таблице 7.8 [2]:
Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям:
Произведем выбор проводов для всех линий, а так же проверим их по трем условиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7).
Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7).
3.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей
Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6 часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей.
Все подстанции - двухтрансформаторные.
Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор:
Выбираем трансформатор с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой). Сначала на нагрузочную способность проверяем трансформатор с ближайшей меньшей к SТР.РАСЧ. мощностью.
Найдем эквивалентную начальную нагрузку:
Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки.
По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданной температуре окружающей среды в послеаварийном режиме находим К2доп , если К2доп < К2 , то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.
Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей по шкале мощностью.
Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора 35 кВ на 110 кВ). Расчет представлен в приложении 8.
3.3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат.
Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так же учтем изменения в существующей схеме: ПС1(ОРУ ВН и трансформаторы), ВЛ5 и ПС5 (перевод линии и подстанции с 35 кВ на 110 кВ во втором варианте).
Выполнив расчеты получили:
З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.
З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.
Подробно результаты расчета представлены в приложении 9.
Оценим разницу в %:
З1 - З2 / З1 = (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%
Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%, значит для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.
3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети
3.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров
Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.
В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов.
Дальнейший расчёт ведём для варианта 1.
,где
N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,
Хо (Ом/км) - погонное индуктивное сопротивление линии,
Во (См/км 10-4)- погонная проводимость линии,
L(км)-длина линии
При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.
3.4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок
Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:
1) загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;
2) сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;
3) уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;
Рис. 3.1 Схема замещения электрической сети
воздушный линия электропередача трансформатор
При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов.
На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы:
1) Режим наибольших нагрузок;
2) Режим наименьших нагрузок;
3) Послеаварийные режимы:
а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума
б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.
Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (E\RUR\rur.exe).
Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.
Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности:
1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).
2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц.
Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи.
Форма записи для узлов:
Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q.
Код= 3, исходные данные (Р,Q);
2, введение дополнительного узла, исходные данные (д,Q)
1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);
0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,д)
Uо[кВ] - либо номинальное напряжение, либо напряжение, которое будет задаваться.
Р[МВт], Q[Мвар] - активная и реактивная мощность нагрузки или генерации в узлах.
Форма записи для ветвей:
Номера начала и конца ветви, R, Х [Ом] - соответственно активное и реактивное сопротивление ветви; G, В [мкСм] - соответственно действительная и мнимая составляющая поперечной проводимости (для ВЛЭП задается на всю длину), Кт и -модуль и аргумент коэффициента трансформации.
Для линий электропередачи используется II-образная схема замещения, а для трансформаторных ветвей - Г-образная схема замещения.
Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся к напряжению начала ветви, сопротивления R и Х - к напряжению конца ветви. Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признак воздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В<0 - емкостной характер, для трансформатора В>0 - индуктивный характер.
В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольной последовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольший номер.
Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузок приведены в таблицах приложения 10.
Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.
Таблица 3.3
Анализ режима наибольших нагрузок
|
Линия |
W1 |
W2 |
W3 |
W4 |
W5 |
W6 |
W7 |
|
|
U, кВ |
110 |
110 |
110 |
35 |
35 |
110 |
110 |
|
|
Марка провода |
АС-120/19 |
АС-150/24 |
АС-70/11 |
АС-70/11 |
АС-95/16 |
АС-95/16 |
АС-120/19 |
|
|
Iдоп, А |
390 |
450 |
265 |
265 |
330 |
330 |
390 |
|
|
Данные расчета режима на ЭВМ |
||||||||
|
Р, МВт |
55,6 |
31,4 |
20,4 |
7,5 |
6,9 |
25,8 |
51,2 |
|
|
I, А |
356 |
365 |
108 |
128 |
117 |
142 |
379 |
|
3.4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок
Для режима наименьших нагрузок необходимо рассматривать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены.
Результаты расчета и исходные данные для режима наименьших нагрузок приведены в в приложении 10.
Анализ режима наименьших нагрузок: Получили в первом, третьем, четвёртом, пятом пунктах напряжение у потребителя больше требуемого ПУЭ U=10кВ, а во втором - меньше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.
Таблица 3.4
Анализ режима наименьших нагрузок
|
Линия |
W1 |
W2 |
W3 |
W4 |
W5 |
W6 |
W7 |
|
|
U, кВ |
110 |
110 |
110 |
35 |
35 |
110 |
110 |
|
|
Марка провода |
АС-120/19 |
АС-150/24 |
АС-70/11 |
АС-70/11 |
АС-95/16 |
АС-95/16 |
АС-120/19 |
|
|
Iдоп, А |
390 |
450 |
265 |
265 |
330 |
330 |
390 |
|
|
Данные расчета режима на ЭВМ |
||||||||
|
Р, МВт |
11,3 |
18,2 |
2 |
1,4 |
2,3 |
2,5 |
11,2 |
|
|
I, А |
71 |
104 |
13 |
26 |
41 |
15 |
94 |
|
3.4.4 Расчет и анализ послеаварийного режима
а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛ ИП1-2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линии ВЛ2-1.При этом оба трансформатора подстанции №1 остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры линии ВЛ ИП1-2, ВЛ 2-1.
Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (ЛЭП) приведены в приложении 10.
Анализ: при отключении одной цепи наиболее загруженной линии получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ.Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.
Таблица 3.5
Анализ режима аварийного отключения одной цепи наиболее загруженной линии
|
Линия |
W1 |
W2 |
W3 |
W4 |
W5 |
W6 |
W7 |
|
|
U, кВ |
110 |
110 |
110 |
35 |
35 |
110 |
110 |
|
|
Марка провода |
АС-120/19 |
АС-150/24 |
АС-70/11 |
АС-70/11 |
АС-95/16 |
АС-95/16 |
АС-120/19 |
|
|
Iдоп, А |
390 |
450 |
265 |
265 |
330 |
330 |
390 |
|
|
Данные расчета режима на ЭВМ |
||||||||
|
Р, МВт |
57,2 |
20,4 |
20,4 |
7,5 |
6,9 |
25,8 |
59,9 |
|
|
I, А |
342 |
229 |
108 |
130 |
119 |
144 |
383 |
|
Таким образом, при выходе из работы одной цепи, вторая цепь позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).
б) Отключение самого мощного трансформатора ТДТН - 63000/110 подстанции №1 в режиме наибольших нагрузок, тогда параметры трансформатора изменятся следующим образом: сопротивления обмоток увеличатся в два раза, а потери холостого хода уменьшатся в два раза:
Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (трансформатор) приведены в приложении 10.
Анализ: при отключении одного самого мощного трансформатора ТДТН - 63000/110 подстанции №1 мы получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.
Таблица 3.6
Анализ режима отключения наиболее мощного трансформатора
|
Линия |
W1 |
W2 |
W3 |
W4 |
W5 |
W6 |
W7 |
|
|
U, кВ |
110 |
110 |
110 |
35 |
35 |
110 |
110 |
|
|
Марка провода |
АС-120/19 |
АС-150/24 |
АС-70/11 |
АС-70/11 |
АС-95/16 |
АС-95/16 |
АС-120/19 |
|
|
Iдоп, А |
390 |
450 |
265 |
265 |
330 |
330 |
390 |
|
|
Данные расчета режима на ЭВМ |
||||||||
|
Р, МВт |
55,8 |
60,4 |
20,4 |
7,5 |
7 |
25,8 |
51,4 |
|
|
I, А |
368 |
394 |
108 |
132 |
121 |
142 |
382 |
|
Таким образом, при выходе из работы одного трансформатора, второй позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).
3.5 Регулирование напряжения сети
Для того, чтобы выдержать необходимые напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме напряжение должно быть не ниже 105% номинального, а в период наименьших - не выше 100% номинального.
Для регулирования напряжения применяем трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН). Выберем необходимое число отпаек РПН трансформатора для соответствующего режима. Результаты регулирования представлены в приложении 11.
Таблица 3.7
Параметры трансформаторов
|
Марка трансформатора |
ТДТН-63000/110 |
ТРДН-25000/110 |
ТДН-16000/110 |
ТМН-6300/35 |
ТМН-10000/35 |
|
|
UномВН, кВ |
115 |
115 |
115 |
35 |
36,75 |
|
|
UномНН, кВ |
10,5 |
10,5 |
11 |
11 |
10,5 |
|
|
UномСН, кВ |
38,5 |
|||||
|
ДUрег, % |
±9Ч1,78 |
±9Ч1,78 |
±9Ч1,78 |
±6Ч1,5 |
±9Ч1,3 |
|
|
Е, % |
5 |
5 |
5 |
10 |
0 |
|
При этом коэффициент трансформации считается по формуле:
X-шаг (отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, n-количество отпаек.
Изменённый коэффициент трансформации вводится для повторного расчёта режима на ЭВМ.
Таблица 3.8
Результаты расчёта установившегося режима после регулирования
|
НБ |
НМ |
ПАВ1 |
ПАВ2 |
||
|
п1 |
10,5 |
9,9 |
10,5 |
10,6 |
|
|
п2 |
10,4 |
10,1 |
10,7 |
10,8 |
|
|
п3 |
10,6 |
10,0 |
10,5 |
10,6 |
|
|
п4 |
10,8 |
10,1 |
10,3 |
10,3 |
|
|
п5 |
10,5 |
10,0 |
10,7 |
10,4 |
|
|
п6 |
10,6 |
9,9 |
10,4 |
10,5 |
|
Вывод:
Дана краткая характеристика исходных данных районной электрической сети. В ходе работы была определена потребная району мощность, величина которой равна 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности. С учётом географического положения пунктов были составлены рациональные варианты схемы развития сети. Для выбранных схем были предварительно определены напряжения для линий по формуле Г.А. Илларионова, далее выбрали (проверили): сечения проводов, трансформаторы у потребителей. Затем произвели технико-экономическое сравнение вариантов схем, оценив для каждого капиталовложения и издержки, по результатам которого выбрали наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта схемы была составлена схема замещения, и произведён расчет её параметров. Далее осуществили расчёт и анализ режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима. В этих трёх режимах значения напряжений у потребителей оказались отличными от требуемых ПУЭ (для режима наибольших нагрузок и послеаварийных режимов оно составляет 10,5кВ, для режима наименьших нагрузок-10кВ), что было отрегулировано с помощью РПН.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
4.1 Линия электропередачи 500 кВ
Порядок выполнения расчётов:
1. Определяются капитальные вложения. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам.
2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт сети.
3. Вычисляются ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии.
4. Определяется себестоимость передачи 1кВт·ч электроэнергии.
В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:
Двух СК КСВБ-50/11,
9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500
Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.
З = Ен· К + И
К = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ
1) Кл1 = 2·к0(300))· ?1 = 2·49,3•510 = 50286 тыс. руб.
2) Кл2 = к0(300))· ?2 = 49,3•380 = 18734 тыс. руб.
3) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч
Корувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.
Ктр = 4•493 = 1972 тыс. руб.
Кпч = 4100 тыс. руб.
КГЭС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.
4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ
КОРУ ВН = 260•6 =1560 тыс. руб.
КОРУ СН = 110•8 =880 тыс. руб.
КТР = 2•1260 = 2520 тыс. руб.
К пч = 4100 тыс. руб.
ККУ = КР + КСК
ККУ = 380•9 + 1150 = 4570 тыс. руб.
КП/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.
Тогда К = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.
И =И а.о.р. + И потери ээ
И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.ору вн ГЭС + И а.о.р.п/ст
И а.о.р.вл = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.
И а.о.р. ГЭС = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.
И а.о.р.п/ст = 0,084•13630 = 1145 тыс. руб.
И а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.
Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:
а) в линии 1:
ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1
ДP л1= (S2мах/ U2ном )•Rл = 10592 /5002 ·0,034·510/2 = 29 МВт
Wгод = 5,843•106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 5,843•106/1020 =5728 час.
ф л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ДW л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч
ДWкор л1 = 2•70•510 = 70000 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI?ДWл1 + ЗII?ДWкор л1 = 2•10-2•123300+ 1,75•10-2•70 = 2467
тыс. руб.
б) в линии 2:
ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1
ДP л1= (S2мах/ U2ном )•Rл = 519,22 /5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт
Wгод = 5,843•106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 5,843•106/1020 =5728 час.
ф л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ДW л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч
ДWкор л1 = 2•70•380 = 53200 кВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI?ДWл1 + ЗII?ДWкор л1 = 2•10-2•91865+ 1,75•10-2•53,2 =
1838 тыс. руб.
Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тыс.
руб.
2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах
а) в трансформаторах ГЭС 500/10:
Ипотери ээ тр = ЗI?ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.ф т + ЗII?ДР х.х ·8760
Ипотери ээ тр = 2•10-2••0,121(2346./1251)2•4129,6 + 1,75•10-2•4•0,42 ·8760 =
365,32 тыс. руб.
б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:
Ипотери ээ тр п/ст = ЗI?ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.ф т + ЗII?ДР х.х ·8760
Ипотери ээ тр п/ст = 2•10-2•1/6•0,49•(536·./1002)2•4129,6 + 1,75•10-2•6•0,15 ·8760
=139,9 тыс. руб.
Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс.
руб.
Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.
И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ
И? = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З = Ен· К + И
З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.
Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = И /Wгод
С = 8543,92 /5,843•106 = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт•ч
4.2 Районная электрическая сеть
Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.
Таблица 4.1
Капиталовложения в линии
|
ВЛ |
Провод |
Длина, км |
U, кВ |
К0 тыс. руб./км |
К, тыс. руб. |
КУ, тыс. руб. |
|
|
1-2 |
АС-120/19 |
24 |
110 |
15,3 |
367,8 |
5616 |
|
|
ИП1-2 |
АС-150/24 |
45,8 |
110 |
22 |
1007 |
||
|
ИП1-3 |
АС-70/11 |
43,3 |
110 |
17,8 |
771,5 |
||
|
1-4 |
АС-70/11 |
43,3 |
35 |
20,19 |
871,1 |
||
|
1-5 |
АС-95/16 |
45,8 |
35 |
20,1 |
920 |
||
|
1-6 |
АС-70/11 |
48 |
110 |
17,8 |
855,9 |
||
|
ИП2-1 |
АС-120/19 |
53,7 |
110 |
15,3 |
822,5 |
||
Таблица 4.2
Расчет капиталовложений в подстанции
|
№ пс |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Схема ОРУ ВН |
110 - 12 |
110 - 4 |
110 - 4 |
35 - 4Н |
35 - 4Н |
110-4 |
|
|
Схема ОРУ СН |
35-9 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
КОРУ ВН тыс.руб |
350 |
36,3 |
36,3 |
18 |
18 |
36,3 |
|
|
КОРУ СН, тыс.руб |
63 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Марка трансформатора |
ТДТН-63000/110 |
ТРДН-25000/110 |
ТДН-16000/110 |
ТМН-6300/35 |
ТМН-10000/35 |
ТДН-16000/110 |
|
|
Кт, тыс.руб |
218 |
168 |
126 |
61 |
134 |
126 |
|
|
Кп.ч тыс.руб |
320 |
130 |
130 |
70 |
70 |
130 |
|
|
Кпс, тыс.руб |
951 |
334,3 |
292,3 |
149 |
222 |
292,3 |
|
|
КпсУ, тыс руб |
2244 |
||||||
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КУ = Кл + Кпс = 5616 + 2244 = 7860 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ (при реконструкции сети).
КвозврТ110 = 234·(1 - 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
КвозврТ35 = 83,6·(1 - 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
КвозврQ35 = 9·2·(1 - 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
КвозврВЛ35 = 920·(1 - 2·25/100) = 460 тыс. руб.
КвозврУ = 29,25 + 10,45 + 2...
Подобные документы
Проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией, анализ основных режимов ее работы. Механический расчет провода и троса линии электропередачи 500 кВ, технико-экономические показатели электрической сети.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 05.04.2010Систематический расчет проводов воздушной линии электропередачи, грозозащитного троса. Построение максимального шаблона, расстановка опор по профилю трассы. Расчет фундамента для металлической опоры. Техника безопасности при раскатке, соединении проводов.
дипломная работа [3,2 M], добавлен 13.06.2014Расчет сечения провода по экономической плотности тока. Механический расчет проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Выбор подвесных изоляторов. Проверка линии электропередачи на соответствие требованиям правил устройства электроустановок.
курсовая работа [875,3 K], добавлен 16.09.2017Расчет воздушной линии электропередачи. Определение конструктивных и физико-механических характеристик элементов ВЛ. Расчет и выбор марки опоры, ее технические характеристики. Расчёт провода, напряжений, изоляции, грозозащитного троса, стрел провесов.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.03.2015Расстановка опор по трассе линии. Построение монтажных кривых для визируемых пролетов. Расчет конструктивных элементов опор на механическую прочность. Выбор и расчет фундаментов, технико-экономических показателей участка воздушной линии электропередачи.
курсовая работа [179,2 K], добавлен 18.04.2012Проектирование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией для транспорта электрической энергии от удалённой гидроэлектростанции. Технически возможные варианты схемы электропередачи, расчет лучшего варианта.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.09.2010Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013Проект линии электропередачи, расчет для неё опоры при заданном ветровом районе по гололёду. Расчёт проводов линии электропередач на прочность. Расчёт ветровой нагрузки, действующей на опору. Подбор безопасных размеров поперечного сечения стержней фермы.
курсовая работа [890,8 K], добавлен 27.07.2010Сопоставление сопротивлений и проводимостей линии электропередачи, расчет ее волновых и критериальных параметров. Определение типов проводов. Работа системы электропередачи в режиме максимальных и минимальных нагрузок, повышение ее пропускной способности.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 16.03.2012Проект релейной защиты линии электропередачи. Расчет параметров ЛЭП. Удельное индуктивное сопротивление. Реактивная и удельная емкостная проводимость воздушной лини. Определение аварийного максимального режима при однофазном токе короткого замыкания.
курсовая работа [215,8 K], добавлен 04.02.2016Энергетический процесс и распределение напряжений в схеме замещения 2-х проводной линии электропередачи при постоянной величине напряжения в начале линии в зависимости от тока, определяемого количеством включенных потребителей электрической энергии.
лабораторная работа [71,4 K], добавлен 22.11.2010Расчет воздушной линии электропередачи, обеспечение условия прочности провода. Внешние нагрузки на провод. Понятие о критическом пролете, подвеска провода. Опоры воздушных линий электропередачи. Фермы как опоры для высоковольтных линий электропередачи.
дипломная работа [481,8 K], добавлен 27.07.2010Выбор типа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и термической стойкости, сечений проводов по экономической плотности тока, релейной защиты, заземляющих устройств. Выбор опор и изоляторов. Ремонт молниезащитного троса.
дипломная работа [495,3 K], добавлен 20.09.2016Составление схемы замещения электрической сети и определение её параметров. Расчёт режимов коротких замыканий. Выбор типа основных и резервных защит сети. Устройство резервирования отказа выключателя. Выбор основных типов измерительных трансформаторов.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 15.02.2016Определение потери электроэнергии в двух трансформаторах подстанции, работающих круглый год. Расчет параметров трансформатора. Определение экономического сечения сталеалюминевых проводов двухцепной воздушной линии электропередачи напряжением 110 кВ.
контрольная работа [205,7 K], добавлен 19.04.2015Схема размещения проводов на опоре. Расчет механических нагрузок на провода и тросы, критических пролётов. Выбор изоляции, арматуры и средств защиты от вибрации. Расчетные нагрузки на промежуточные и анкерные опоры в нормальном и аварийном режимах.
курсовая работа [8,6 M], добавлен 13.06.2014Расчет падения напряжения на резисторе. Сущность метода пропорциональных величин. Определение коэффициента подобия. Расчет площади поперечного сечения проводов линии электропередачи. Вычисление тока потребителя. Векторная диаграмма тока и напряжения.
контрольная работа [1,8 M], добавлен 30.09.2013Шкала напряжений для сетей и приемников. Сооружение линии электропередачи переменного тока. Компенсация параметров длинной линии. Электропередача с заземленной точкой у конца. Общее понятие о подстанциях. Открытые и закрытые распределительные устройства.
лекция [73,9 K], добавлен 14.08.2013Расчёт механики проводов воздушной линии электропередач, исходного режима работы провода. Подбор изоляторов и длины подвесной гирлянды. Проектирование механического привода. Расчет конической передачи. Определение усилий, действующих в зацеплении.
дипломная работа [836,1 K], добавлен 20.05.2011Исследование режима работы основных элементов электрической цепи: источника (генератора), приемника и линии электропередачи на примере цепи постоянного тока. Влияние тока в цепи или сопротивления нагрузки на параметры режимов работы элементов цепи.
лабораторная работа [290,8 K], добавлен 22.12.2009
