Учебная работа. Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы

Курсовой проект

Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы

Введение

трансформатор подстанция сеть

В современном мире нереально представить работу индустрии, сельского хозяйства, транспорта, связи без использования электроэнергии. Уровень развития электроэнергетики в более общем виде указывает уровень экономического развития хоть какой страны.

Но всего полтора века вспять числилось, что у электронной энергии нет грядущего, из-за больших утрат в линиях. Посреди прошедшего века применялся лишь неизменный ток, источников которого были дорогие гальванические батареи. Создание генераторов с приводом от паровых машин позволило расширить способности внедрения неизменного тока.

1-ый шаг в разработке современной электропередачи был изготовлен русскими учеными П.Н. Яблочковым и И.Ф. Усагиным. Они в первый раз предложили применять переменный ток, сделали 1-ый трансформатор и разработали ординарную систему генератора переменного тока. В 1889г. М.О. Толики во-Добровольский предложил применять трехфазную систему и разработал систему обычного трехфазного мотора переменного тока. Триумф трехфазной системы электропередачи, которой мы пользуемся до сего времени, пришел в 1891г., когда были произведены тесты системы Толики во-Добровольского на полосы длиной 170км. При напряжении 28300 В КПД системы составил 79%. И вот уже наиболее 100 лет в мировой энергетике доминируют трехфазные системы передачи электроэнергии. А в 1893г. в Новороссийске была построена 1-ая в мире трехфазная электростанция мощностью 1200 кВт. Строил эту электростанцию российский инженер-путеец А. Шенснович.

на данный момент русская энергетика — это 700 электростанций общей мощностью 215 млн. кВт. Практически 70% — это термо конденсационные электростанции и теплоэлектроцентрали, в главном на больших и сверхвысоких параметрах пара; наиболее 20%- гидравлические и 10% — атомные электростанции.

Этими электростанциями в 1996г. было выработано 831 миллиардов. кВт-ч электроэнергии. В эксплуатации находятся 2,5 млн. км линий электропередачи всех классов и напряжений, в том числе 150тыс. км — сети напряжением от 200 до 1150 кВ.

Наиболее 90%этого потенциала сконцентрированно в единой энергетической системе Рф (ЕЭС Рф). Беспристрастной индивидуальностью продукции электроэнергии является невозможность ее складирования либо скопления, потому главный задачей энергосистемы является более рациональное внедрение продукции отрасли. Электронная энергия, в отличии от остальных видов энергии, быть может конвертирована в хоть какой иной вид энергии с меньшими потерями, при этом ее Создание, транспортировка и следующая преобразование существенно выгодней прямого производства нужного вида энергии из энергоносителя.

ЕЭС Рф — сложнейший автоматический комплекс электронных станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления. Главные сети ЕЭС Рф напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 70 региональных энергосистем. Структура ЕЭС дозволяет работать и производить управление на 3-х уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве),межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (местные ДУ). Таковая структура в сочетании с умственной противоаварийной автоматикой и новыми компьютерными системами дозволяет стремительно локализовать трагедию без значимого вреда для ЕЭС и часто даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт в Москве на сто процентов контролирует и управляет работой всех станций, присоединенных к нему. Русская энергосистема считается одной из самых надежных в мире. Наиболее чем за 40 лет эксплуатации системы в Рф в отличие от США (Соединённые Штаты Америки — 1-го глобального нарушения энергоснабжения.

Электроэнергетика Рф в истинное время находится кризисном состоянии — длится спад производства, и как следствие миниатюризируется энергопотребление. Создаются большие неиспользуемые резервы мощности, которые возросли за крайнее время с 7 до 30%.

Число часов использования больших высокоэффективных энергоблоков ТЭС мощностью 300, 500, 800, 1200 МВт снизилось до 2000-4000 часов. Это приводит к росту удельного расхода горючего на отпущенный 1 кВт-ч (по отрасли в целом он составляет 345,6 г/(кВт-ч)). Возросли утраты электроэнергии в сетях РАО ЕЭС Рф — 4,9%. Это вызвано, до этого всего, тем, что в связи с конфигурацией структуры энергопотребления возросла толика электроэнергии передаваемой по сетям напряжением 6-10 кВ и ниже, имеющими наиболее высочайшие удельные утраты.

На технико-экономические характеристики влияют Износ оборудования, его техническое состояние, не своевременное и не в полном объеме выполненное ремонтно-профилактическое сервис. Это ухудшение в большойсте-

пени соединено с недостающим финансированием из-за неплатежей потребителей.

оптимизация режимов ЕЭС в значимой степени мешают перебои с топливо-обеспечением ТЭС, когда загружать приходится не самые экономные блоки, а те, где имеется горючее. Это следствие недочета обратных средств для приобретения горючего.

Не глядя на трудности переходного периода энергетики, размеренно делают свою главную задачу- обеспечивают бесперебойное электроснабжение страны. Гигантскую роль в этом играет то, что ветвь работает на российском оборудовании, имеет российскее горючее и не зависит от поставок ввезенного сырья и запчастей.

Не глядя на денежные трудности, используются программки технического перевооружения и реконструкции отрасли: вводятся в строй новейшие генерирующие мощности — энергоагрегаты на Харанорской, Псковской, Нижневартовской ГРЭС, на Новосибирской ТЭЦ-5, ТЭЦ в г. Йошкар-Оле, Челябинской ТЭЦ-3, Иранайской ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока). Введены в действие транзит 500 кВБалаковская АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) — Трубная — Ростовская АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) — Тихорецкая, ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-500 кВПытьях — Нелымский и Тюмень — Курган.

К декабрю 2002 года запущен 2-ой блок Харанойской ГРЭС, 2-ой гидроагрегат Ирганайской ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) мощностью 107 МВт на пониженном напоре, 1-ый блок Мутновской ГеоТЭЦ на Камчатке (25 МВт).К 2020 году потребление электроэнергии достигнет 1545 миллиардов. кВт-ч.

Создание электроэнергии достигнет 1620 миллиардов кВт-ч. Из их 216 миллиардов кВт-ч на ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока). сейчас ведется стройку 16 ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) общей мощностью 9 млн. кВт. Достраиваются Аушигерская, Бурейская, Богучанская, Зарамагских, Зеленчукских, Ирганайская, Усть-Среднеканская ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока). Они должны быть введены до 2006 года (1-ые очереди). Также планируется достройка Вилюйской ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока)-3, Ирганайской в течении 9 лет.

ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Дагэнерго» является одной из территориальных акционерных обществ энергетики и электрофикации. Дагестанская энергосистема формировалась под действием твердой потребности общества в термический и электронной энергии. Ее история началась в 1927г. со строительства Гергебильской ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) на реке Расправа-Койсу. сейчас энергосистема Дагестана- это 8 электростанций установленной мощностью 1563 МВт., наиболее 33 тыс. км линий электропередачи, 203 подстанция 35 кВ и выше мощностью наиболее3000 МВА,и наиболее 6500 трансформаторов 6,10 кВ. В средний по водности год

вырабатывается до 3600 млн. кВт-ч электроэнергии и 900 тыс. Гкал термический энергии.

В декабре 2001г. состоялся пуск второго агрегата Ирганайской ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока). В 2005г. состоялся пуск Гунибской ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) мощностью 15 МВт, а в 2007г. состоялся пуск Гельбахской ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока). Существует ряд многообещающих проектов постройки каскада ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) на Андийском Койсу и Геотермальной электростанции в селе Тарумовка.

Выработка электроэнергии по энергосистеме составила за

1998г. — 2870 млн. кВт-ч,

2000г. -3270 млн. кВт-ч,

2003г. — 3430 млн. кВт-ч,

2005г. — 4450 млн. кВт-ч.

Истинное и будущее Дагестанской электроэнергетики — это гидроэнергетика, основанная на широком использовании энергетического потенциала бессчетных горных рек, общая возможная энергетическая мощность, которых составляет 6300 МВт, а суммарный гидроэнергетический потенциал равен 45 миллиардов.

1. Разработка вариантов развития электронной сети

1.1 Выбор схемы присоединения новейших подстанций

Для технико-экономического сопоставления избираем два варианта развития топологии электронной сети, учетом надежности электроснабжения и учетом передачи электроэнергии по кратчайшему пути. Для анализа первого варианта предусматривается присоединение пс «М» кпс «Б» по двухцепной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).

1.2 Выбор номинального напряжения, сечений и марок проводов новейших линий

Uн = 4,34

Uнл8= 4,34=387,16кВ

Таблица 1. Напряжения новыхЛЭП

ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

Б-М

Uн, кВ

110

Выбор сечений новейших линий

Iр = i

Iр= 1,05 = 176,90А

Sp=

Sp= = 64,20мВА

Сечение проводов ВЛ 35-220 кВ выбирается зависимо от напряжения, расчетной токовой перегрузки , района по гололеду, материала и числа цепей опоры.

Провода линий не должны: греться до недопустимой температуры в послеаварийных режимах, когда на отдельных участках линий ток быть может существенно больше, чем внорм режиме. Потому проверка избранных сечений по условию нагрева неотклонима. ?

— наибольший рабочий ток полосы в более томном послеаварийном режиме.

— допустимый ток для соответственного сечения.

Таблица 2. Сечения новейших ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

Б-М

Марка и сечение

АС-240

Проверка новейших линий

Аварийное отключение одной цепи

Iр.м= 2Iр

Iр.м В-М = 2176,90 = 353,8А

Iр.мIдопт.е данный провод удовлетворяет условиям нагревостойкости.

Таблица 3. Расчетные данные новейших ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

Длина линий, км

Число цепей

Uн, кВ

Марка провода

r0, Ом/км

х0, Ом/км

b0, Ом/км

Б-М

110

АС-240

0,120

0,405

2,81

Для анализа второго варианта предусматривается присоединение пс «М» к пс «Б» и «В» по одноцепным ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).

Таблица 4. Напряжения новыхЛЭП

В-М

Б-М

Uн, кВ

110

Таблица 5. Сечения новейших ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

Д-М

А-М

Марка и сечение

АС-185

АС-240

Таблица 6. Расчетные данные новейших ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

Длина линий, км

Число цепей

Uн, кВ

Марка провода

r0, Ом/км

х0, Ом/км

b0, Ом/км

Б-М

110

АС-185

0,162

0,413

2,75

В-М

110

АС-240

0,120

0,405

2,81

1.3 Выбор трансформаторов новейших подстанций

В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей и мощности их перегрузки.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора нужно располагать дневным графиком.

Выбор силовых трансформаторов Пс “М” по данному суточному графику электронной перегрузки.

Производим расчет графика активной мощности P, выраженной в процентах:

Результаты расчета приведены в таблице 7

Таблица 7. Результаты расчета активной мощности

t,ч

P,%

P,МВт

34,37

41,49

100

41,49

49,4

100

49,4

40,50

42,48

39,52

34,58

По приобретенным значениямPи времени tстроим дневной график активной мощности.

Дневной график активной мощности

Производим расчет графика реактивной мощности Q, выраженной в процентах:

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 8. Результаты расчета реактивной мощности

t,ч

Q,%

Q,МВАр

33,2

35,67

100

35,67

100

35,67

34,44

По приобретенным значениям Qи времени tстроим дневной график реактивной мощности.

Дневной график реактивной мощности

По отысканным Qи Pвычислим Sдля всякого часа дневного графика электронной перегрузки:

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 9. Результаты расчета полной мощности

t,ч

P,МВт

34,37

41,49

Q,МВАр

33,2

35,67

S,МВА

55,02

41,49

41,9

49,4

35,67

55,02

64,20

54,34

60,93

64,20

49,4

42,50

42,48

39,52

34,58

35,26

30,26

34,44

33,2

64,20

55,20

50,42

48,80

47,97

По приобретенным значениям Sи времени tстроим дневной график полной мощности.

Дневной график активной мощности

Находим среднюю наивысшую нагрузку завосьми часовую смену

Вычислим среднесменную мощность в интервале с1 до 8 часов

Вычислим среднесменную мощность в интервале с8 до 16 часов

Вычислим среднесменную мощность в интервале с16 до 24 часов

Найдем подготовительную мощность трансформатора

За ранее избираем силовой трансформатор ТДН-40/110

Определяем исходную нагрузку К1

Определим предварительное

=1,02

Сравним предварительное

Из начального графика перегрузки получаем что

Другими словами следует принять что К2=К12

Допустимая перегрузка силового масляного трансформатора с системой остывания Д при К1=0,81, К12= 1,02;Qохл= 30 равна:

При системных перегрузках К1= 0,91

При аварийных перегрузках К12= 1,2

По приобретенным данным построим двухступенчатый график (Рис.)

Двухступенчатый график

Избранный трансформатор ТДН 63000/110 по условию аварийной перегрузки удовлетворяет. Т к данный трансформатор имеет на низкой стороне 35 кВ предлагается установить новейший трансформатор ТДЦ- 80 000/110 у которого низкая сторона 10 кВ

характеристики избранного трансформатора приведены в таблице 10.

Таблица 10. характеристики трансформаторов новейшей подстанции

пространство установки

Тип

Sном,

МВА

Кол-во

Uном, кВ

Uк,%

В-С

В-Н

С-Н

Пс «М»

ТДЦ-80 000/110

121

—

10,5

—

Pкз, кВт

Iхх,

Pхх,

кВт

В-Н

310

0,6

2. Выбор более экономного варианта

Вариант 1 (Разомкнутая схема).

Определяем финансовложения для рассматриваемого варианта развития сети, которые складываются из сооружения ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) подстанций сети:

Вычислим финансовложения на сооружение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) по укрупненным показателям цены частей сети

При определении Куд принимаемIII район по гололеду

Б-М: Кл= Куд ·L = 2500·54 =135000тыс.руб

Таблица 11. характеристики новейших ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

Uн, кВ

L, км

Марка провода

Тип опоры

Куд, тыс р /км

Кл,тыс р /км

Б-М

110

АС-240

Железобетонная 2-х цепная

2500

135000

Определим финансовложения на новейшую подстанцию сети, которая находится по последующей формуле:

Кпс = Кяч + Ктр + Кпост+Кору

Кпс=6(70+1613)+21890+158260= 205808тыс.руб

Определим суммарные финансовложения:

Каждогодние амортизационные Издержки на амортизацию и сервис сети

Суммарные утраты активной мощности (переменные и неизменные):

Для этого определим утраты в линиях:

Определим переменные утраты в трансформаторах:

Каждогодние Издержки на возмещение утрат активной мощности и электроэнергии

Суммарные эксплуатационные Издержки по сети

Определение приведенных народнохозяйственных издержек

Аналогичный расчет проводится и для второго варианта.Результаты расчетов заносятся в таблицу 12.

Таблица 12. Результаты технико-экономических расчетов

Наименование издержек

Величина издержек,

1 вариант

2 вариант

Серьезные Издержки

Стоимость сооружения ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

135000

139500

Стоимость сооружения ПС

25808

Итого

34080,8

165238

Каждогодние эксплуатационные Издержки

Эксплуатационные издержки

8242,93

8165,7

Издержки на возмещение утрат

2239513,5

14346773,7

Итого

6873870,6

26064571,8

Приведенные Издержки

178179,26

1465347,83

Из приобретенных результатов видно, что вариант 1(разомкнутая схема) экономически прибыльнее. К выполнению принимаем 1 вариант развития сети.

3. Расчет и анализ режимов более экономного варианта развития сети

3.1 Расчет параметров схемы замещения варианта

Расчет характеристик схемы замещения воздушных линий

для одноцепной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

для двухцепной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

В таблице13 приведены характеристики схем замещения линий электропередач.

Номер полосы

R, Ом

Х, Ом

В, мкСм

Л-1

0,098

0,429

-454

Л-2

0,075

0,420

-243

Л-3

0,0249

0,427

-154,55

Л-4

0,198

0,420

-126,45

Л-5

0,120

0,405

-112,4

Л-6

0,162

0,413

-151,25

Л-7

0,198

0,420

-81

Л-8

0,120

0,405

-303,48

Расчет характеристик трансформаторов новейших пс. «М» ТДЦ80/110

Таблица 14. характеристики схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов

Наименование Пс

Pхх,

мВт

Qхх,

мВт

R1,

Ом

Х1,

Ом

R2,

Ом

Х2,

Ом

R3,

Ом

Х3,

Ом

Gт,

мкСм

Вт,

мкСм

0,25

0,14

17,94

0,14

0,28

119,04

4,73

3,78

0,09

0,63

0,71

52,06

0,71

1,42

97,86

1,7

1,19

0,112

0,88

15,22

11,02

15,22

30,44

6,82

8,47

6,65

0,072

0,52

1,42

34,71

—

5,44

3,93

0,1

0,4

0,408

11,02

—

7,56

4,76

Узлы

Uн,кВ

Pн,МВт

Qн,МВАр

Рг,МВт

Qг,МВАр

234

220

79,9

220

110

27,5

20,6

110

220

27,5

20,9

110

16,92

5,64

220

25,65

110

49,4

N_нач

N_кон

R,Ом

X,Ом

B,мкСм

Кт/r

3,9

17,6

-454,4

0,14

-243

0,11

22,41

0,045

0,5

0,05

1,75

37,8

-126,45

1,08

39,67

9,45

0,045

1,08

39,67

9,45

0,045

13,6

23,6

-154,55

0,25

24,26

2,36

0,49

41,14

0,027

0,25

0,5

4,8

16,2

-112,4

8,91

22,7

-151,25

2,51

4,08

1,66

2,51

0,05

5,02

42,96

0,09

3,2

10,82

-303,48

0,408

11,02

6,04

0,09

8,91

18,8

-126,45

5,9

12,6

-81

0,5

3.2 Расчет наибольшего режима электронной сети

По начальной инфы о узлах и ветвях по программке RASTR на ПК (Персональный компьютер — компьютер, предназначенный для эксплуатации одним пользователем) выполнен расчет обычного наибольшего режима электронной сети. Результаты расчетов приведены в распечатке 1 приложение.

Анализ показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина утрат мощности разрешают создать заключение о работоспособности данного варианта развития электронной сети.

3.3 Составление и анализ баланса мощностей в сети

Активная мощность потребляемая районом системы определяется как сумма генерации Р в базовом узле №1 и в узле 15.

В согласовании с данным условием

Реактивная мощность потребляемая районом системы определяется как сумма генерации Q в базовом узле №1 и в узле 14.

Условие не производится потому требуется установка компенсирующих устройств по базису реактивной мощности.

3.4 Расчет малого и послеаварийного режимов электронной сети

Малый режим.

Для расчета этого режима в начальные данные вносятся последующие конфигурации: уменьшаем значения нагрузок в узлах на 50%

информация по вносимым изменениям приведена в таблице 17

Таблица 17

Узлы

Uн,кВ

Pн,МВт

Qн,МВАр

Рг,МВт

Qг,МВАр

241

220

110

32,5

18,5

110

12,5

7,1

6,2

110

20,4

11,4

6,9

220

110

17,5

Результаты расчета малого режима приведены в распечатке 3 приложение.

Послеаварийный режим.

В качестве послеаварийного режима избран режим наибольших нагрузок при выключении одноцепной полосы Л-6. Для расчета этого режима внесены последующие конфигурации: в массиве веток исключена ветвь 10-17. Результаты расчета послеаварийного режима приведены в распечатке 3 приложение.

Выявление перегруженных частей имеющейся сети.

Данные для проверки условия перегрузки линий приведены в таблице 18.

Таблица18

Линия

Л-1

Л-2

Л-3

Л-4

Л-5

Л-6

Л-7

Л-8

Iдоп,А

690

825

610

510

445

610

Iмакс,, А

576

422

273

167

124

65,5

73,06

404,5

Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов приведены в таблице 19.

Таблице 19

пространство установки

Sном, МВА

Рпс, МВт

Qпс, МВАр

Sпс, МВА

пс А

200

21,72

90,47

93,04

пс Б

2,85

39,4

39,5

пс В

21,96

10,75

24,45

пс Д

55,8

90,26

106,1

пс М

34,97

43,71

55,98

Сопоставление указывает, что для трансформатора на пс «Д» условие:

;

не производится и нужна подмена трансформаторов на пс «Д».

3.5 Определение типа и мощности устройств регулирования напряжения

Оценка уровней напряжений на шинах низкого напряжения новейших подстанций указывает, что принятые коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных режимах.

Осуществим выбор нужных ответвлений трансформаторов новейших подстанции

Подстанция «М».

Наибольший режим

Напряжение на шинах НН приведенное к высокому

Напряжение ответвления трансформатора

Избираем обычное наиблежайшее напряжение ответвления

Напряжение на шинах НН приведенное к высокому

Фактическое напряжение на обмотках НН.

Подобные расчеты проводятся так же для малого и послеаварийного режимов. Результаты расчетов занесены в таблицу 20.

Таблица 20. Результаты расчетов по выбору отпаек трансформатора

П/ст

Режим

Напряжение до регулир.

кВ

Напряжение опосля регур.

кВ

Напряжение ответвления

кВ

Коэффициент

трансформации

Макс.

95,54/8,11

88,4/9,1

121-9х1,78%

0,10

Миним.

108,85/9,60

108,83/10,47

121-3х1,78%

0,09

П.а.р.

77,87/6,38

52,07/5,36

121-9х1,78%

0,10

Главные технико-экономические характеристики сети.

Серьезные вложения на сооружение всех линий, подстанций и сети в целом.

Серьезные Издержки на ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) приведены в таблице 21.

Таблица 21

Uном кВ

L км

Марка провода

Тип опоры

Куд,

Кл, тыс.руб.

Л-1

220

110

АС-400

Ж/Б 2-цепная

3500

385000

Л-2

220

100

АС-500

Ж/Б 1-цепная

3480

348000

Л-3

110

АС-300

Ж/Б 2-цепная

2500

112500

Л-4

110

АС-300

Ж/Б 1-цепная

1510

37750

Л-5

110

АС-300

Ж/Б 1-цепная

1510

45300

Л-6

110

АС-70

Ж/Б 1-цепная

1460

65700

Л-7

110

АС-240

Ж/Б 1-цепная

1510

30200

Л-8

110

АС-240

Ж/Б 2-цепная

2500

180000

Итого

1204450

Серьезные Издержки на подстанции

Пс А: Кпс = 6·6603+2·27000+6·5434+378666=164088,6тыс.руб.

Пс Б: Кпс = 3·6603+2·15900+5·287,8+7·5434+27325,8=118411,8тыс.руб.

Пс В: Кпс = 6·5434+2·12600+5·1428,2+7·287,8+20085,78=87045,38тыс.руб.

Пс Д: Кпс = 9·5434+2·8800+5·1428,2+10·212,1+ 15836,1=68623,1тыс.руб.

Пс М: Кпс = 240194тыс.руб.

Каждогодние эксплуатационные Издержки на амортизацию и сервис сети

ИЛ = ·1204450=33724,6тыс.руб.

ИПС = ·678362,88 = 4361873,32тыс.руб.

ИI = ИЛ + ИПС = 33724,6 + 4361873,32= 4395597,9тыс.руб.

Каждогодние Издержки на компенсированные утраты активной мощности

кВТ

количество электронной энергии приобретенной пользователями за год

Определяем себестоимость передачи электроэнергии

4. Расчет токов недлинного замыкания

Составление схемы замещения.

В согласовании со схемой электронной сети составляем схему замещения.

Сопротивления частей данной нам схемы определены в прошлых пт.

Схема замещения

Определяем результирующее сопротивление в цепи к.з(К-1).

Находим повторяющуюся составляющую трехфазного тока недлинного замыкания;

Определим апериодическую составляющую в момент времени

где

Для этого нужно найти последующие временные характеристики:

Для того чтоб найти эти характеристики нужно за ранее избрать выключатель. Избираем выключатель вэб-110-элегазовый, у которого:

Определим временные характеристики:

время затухания апериодической составляющей определяем по таблице(3-6,Л-1):

Вычисляем ударный ток недлинного замыкания:

где

Определим повторяющуюся составляющую в момент времени :

где , вычисляем по графику(рис 3.8 Л-1);

Аналогичным образом производим расчет для точки К-2 и результаты расчетов заносим в таблицу 22.

Таблица 22. Результаты расчетов токов КЗ

№ точки КЗ

К-1

23,42

0,025

1,67

0,2

0,9

2,24

0,58

5,88

К-2

34,44

0,07

1,87

0,62

0,92

2,5

1,62

0,99

4,65

5. Выбор и проверка основного оборудования

Выбор и проверку оборудования проведем по значениям полного и ударного тока трехфазного недлинного замыкания

В качестве выключателя на стороне 110 кВ принимаем элегазовый выключатель типа вэб-110 со последующими параметрами (Таблица 23)

Таблица 23

Номинальное напряжение UНQкВ.

110

Наибольшее рабочее напряжение UmaxкВ.

126

Номинальный ток IНQА.

2000

Номинальный ток отключения IНО кА.

Нормируемое содержание апер. Сост. В токе КЗ

Больший пик предельного сквозного тока iПС кА.

102

Действующее значение сквозного тока IПС кА.

Больший пик номинального тока включения iНВ кА

102

Действующее значения номинального тока включения IНВ кА

Ток тепловой стойкости IТСкА

время тепловой стойкости tТС с.

Время отключения tВО с.

0.055

Собственное время отключения tСВ с.

0.035

Все выключатели в схеме схожи и выбираются по току большего присоединения и проверяются по суммарному току К.З.

Условия выбора выключателя

1. По номинальному напряжению

2. По номинальному току

Проверка выключателя на отключающую способность.

Условие производится:

Проверка выключателя на тепловую стойкость.

Условие проверки на тепловую стойкость производится

Проверка Выключателя на динамическую стойкость

Условия проверки выполнены.

Проверка выключателя на выключающую способность

Все условия выполнены.

Расчетные данные и характеристики выключателя приведены в таблице 24.

Таблица 24

Характеристики выключателя

Соотношение

Расчетные величины для

Выбора выключателя

кА

Выбор выключателя на стороне 10 кВ качестве выключателя на стороне 10 кВ принимаем вакуумный выключатель типа VAH-6/10-50-80-27 со последующими параметрами.

Таблица 25

Номинальное напряжение UН кВ.

Наибольшее рабочее напряжение UmaxкВ.

Номинальный ток IНQА.

8000

Номинальный ток отключения IНО кА.

Нормируемое содержание апер. Сост. В токе КЗ

Больший пик предельного сквозного тока iПС кА.

130

Действующее значение сквозного тока IПС кА.

Больший пик номинального тока включения iНВ кА

130

Действующее значения номинального тока включения IНВ кА

Ток тепловой стойкости IТСкА

время тепловой стойкости tТС с.

Время отключения tВО с.

0.05

Собственное время отключения tСВ с.

0.038

Расчетные данные и характеристики выключателя приведены в таблице 26

Таблица 26

характеристики выключателя

Соотношение

Расчетные величины для

Выбора выключателя

кА

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

В качестве разъединителей на стороне 110 кВ примем разъединители типаРНД3-2-110/630 Т1 и РНД3-1-110/630 Т1

Расчетные данные и характеристики приведены в Таблице 27

Таблица 27

Характеристики разъединителей

Соотношение

Расчетные величины для

Выбора разъединителей

Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Потому что трансформаторы тока стоят в одних цепях с выключателями то расчетные величины для их те же что и для выключателей.

Приняты к установке трансформаторы тока типа ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)-110

Расчетные характеристики приведены в Таблице 28.

Таблица 28

Характеристики ТТ

Соотношение

Расчетные величины для

Выбора ТТ

Ом

Для определения мощности потребляемой устройствами в цепях трансформаторов тока определен список устройств. (Таблица 29)

Таблица 29

№

Устройство

Тип

устройства

Перегрузка фазы ВА

Амперметр

ЭП-80

0,5

Ваттметр

ЩВ-120

0,5

—

0,5

Варметр

ЩВ-120

0,5

—

0,5

ФИП

И-676

Счетчик активной энергии

мир-С-07

—

Счетчик реактивной энергии

МИР-С-07

—

Sпр. ВА

6,5

5,5

8,5

Перечень литературы

1.Идельчик В.И. электронные сети и системы. М.:Энергоиздат,1989.454с.

2.Бураков И.Ф. Методические указания для выполнения курсовой работы

«Развитие электронных сетей района энергосистемы» г. Новочеркасск 2005, 38с.

3.Никлепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.:Энергоиздат,1989.608с.

4.Герасимов В.Г. электронный справочник: 8-е издание, 4- том. М. Издательство МЭИ 2002.963с.

5.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование электронных станций и подстанций.

М.:Энергоиздат, 1991.694с.

6.Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электронных станций и подстанций. Издательский центр.: Академия, 2009.446с.

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы

Учебная работа. Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...