Дипломная работа: Линия электропередачи напряжением 500 кВ
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 е 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.
Рис.3.1 Схема замещения электрической сети
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;
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 (δ,Q)
| 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);
| 0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,δ)
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 |
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