Дипломная работа: Линия электропередачи напряжением 500 кВ
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 трансфор-матора |
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 | ||||
ΔUрег, % |
±9×1,78 | ±9×1,78 | ±9×1,78 | ±6×1,5 | ±9×1,3 |
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· Кå + Иå
Кå = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ
1) Кл1 = 2·к0(300))· ℓ1 = 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.
2) Кл2 = к0(300))· ℓ2 = 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 Кå = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС + Иå а.о.р.п/ст
Иå а.о.р.вл = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст = 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:
а) в линии 1:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP 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.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25