Проверка:

= 503≥2∙= 172,44 А

Провод подходит.

На линиях 2-5 и 4-3 расчетным сечением является 50 , но оно не проходит по короне, берем 70 .

Таблица 4.7.

Параметры линий (N=2) схемы №1

Расчет второй схемы

Таблица 4.8.

Выбор сечений проводов линий.

Таблица 4.9.

Параметры линий (N=2) схемы №2

4.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции (кроме 3) двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

 Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. Найдем зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района.

≈ -7,6 °С ≈10°С.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

 Необходима проверка возможности использования трансформатора меньшей мощности.

где  - коэффициент недогрузки

 - коэффициент перегрузки

 - коэффициент максимума

Сравниваем  с : если >0,9*, то =

если <0,9*, то =0,9*,

в случае корректировки заменяем на h

где  - мощность трансформатора на недогруженном участке в МВА;

∆t – продолжительность участка в часах

 - мощность трансформатора на перегруженном участке в МВА;

∆h – продолжительность участка в часах

Расчет первой схемы.

Выбор трансформатора в пункте 1.

Таблица 4.10.

Суточный график активной нагрузки Т1, МВт

= 28,74 МВА

Выполняется проверка возможности использовать трансформатор меньшей мощности (Sh= 16 МВА).

= 1,232 = 1,45 = 33,1/16=2,07

В этой главе было составлено четыре варианта схем сети, из которых выбрали два наиболее рациональных, исходя из требований надежности к электрической сети. Для выбранных вариантов выбрали напряжения каждой линии, сечение проводов, трансформаторы.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Для выбора лучшего варианта схемы сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат. Затраты определяются по формуле

3=EH-KZ + HZ + y ,

где  - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (считаем его равным 0.12, т.е окупаемость за 8 лет);

- суммарные капиталовложения;

- суммарные издержки (эксплуатационные расходы);

У- ущерб от недоотпуска электроэнергии (считаем равным 0, т.к. линии двухцепные)

=  +

 =Ко*L,

Где  - капиталовложения на постройку ВЛ;

 - капиталовложения на постройку ПС;

Ко - удельная стоимость ВЛ тыс.руб./км , L - длина линии;

=+ ++

= + - суммарные издержки;

= + - издержки в линии;

а - амортизация, о - обслуживание, р- ремонт;

 - издержки от потерянной электроэнергии в ВЛ;

  - издержки от потерянной электроэнергии в ТР;

= ·

=∙

 - стоимость 1 кВт*ч потерянной электроэнергии;

=∙τ·

=

Время потерь

= - годовые потери электроэнергии в трансформаторах

=0,8%  = 5,9%

В качестве схем ОРУ будем использовать схему 110-4н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Расчет первой схемы.

Линия 2-5

=57∙26,6=1516,2 тыс_руб.

= 11,2∙8+20∙8+28∙4+5,6∙4=384 МВт∙ч

W год = 384∙200+384∙165∙0,55=111648 МВт∙ч

=МВт

=0,069∙2405,3=165,97 МВт∙ч

=0,012∙165,97=1,99 тыс_руб

Таблица 5.1.

Расчет затрат для линий схемы №1.

Таблица 5.2.

Каталожные данные трансформаторов схемы №1.

Расчет стоимости ПС 1.

=537,6 МВт∙ч

W год=1,64∙ МВт∙ч

=2∙36∙∙8760+∙140∙∙∙3548,96=340,14

=0,012∙340,14=4,08 тыс_руб

Таблица 5.3.

Расчет затрат для ПС схемы №1.

Итоговые затраты

3= 0.12*(9576.0+ 4590) + (125.12 + 302.77) = 2127.81тыс_руб

Итоговые затраты

3= 0.12∙(9655.8+ 4380) + (122.4 + 314.64) = 2121.34тыс_руб

∆=

Варианты экономически равноценны. Различия в стоимости менее 5 %; для выбора итоговой схемы используем дополнительные критерии: надежность и перспектива развития. Выбираем схему №2

В схеме №2 возможно большее, чем в схеме №1, увеличение нагрузки в пункте 2 без замены оборудования.

В данной главе был проведен технико-экономический расчет, в результате которого были найдены приведенные затраты обоих вариантов схемы сети. Был выбран вариант №2, т.к. он оказался наиболее надежным.

6. РАСЧЕТ ОАСНОВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

6.1 Схема замещения сети

Параметры схемы замещения

При расчете параметров схем замещения воздушных линий, будем использовать погонные параметры линий 110 кВ, 35 кВ.

Для ВЛ - ИП–1 110 кВ:

1. Определим величину активного сопротивления линии:

RлИП-1 = ( Ro*L) = ( 0,244*21,0) = 2,56 Ом

где N – количество цепей линии

Ro – погонное активное сопротивление, Ом/км;

L – длина линии, км

2. Определим величину индуктивного сопротивления линии:

ХлИП-1 =( Хo*L) = ( 0.427*21,0)=4.48 Ом

где Хо – погонное реактивное (индуктивное) сопротивление, Ом/км.

3. Определим величину активной проводимости линии:

ВлИП-1= N(bo *L) = 2(2,658**34,6) = 183,93* 1/Ом

где bo – активная (емкостная) проводимость, 1/Ом*км

Рассчитанные параметры для оставшихся ВЛ сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Параметры схемы замещения ВЛ.

Для двухобмоточных трансформаторов

Активное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

Rт = 

Для двух параллельно работающих трансформаторов в схеме замещения необходимо уменьшить в два раза сопротивления Rт, Хт и увеличить в два раза проводимости ,  и потери холостого хода ∆Sxx.

Rт2 =

Реактивное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

Хт = *, Хт2 ==  Ом

Активная проводимость, См, определяется по формуле:

Реактивная проводимость, См, определяется по формуле:

∆Qхх = *Sном (Найдем  = )

∆Pк – потери мощности режима к.з., кВт;

uк – напряжение режима к.з., % от Uном;

Iхх – ток режима х.х.; % I ном.

U ном – номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S ном – номинальная мощность трансформатора

Рассчитанные параметры схемы замещения трансформаторов с Sном = 16 МВА и 10 МВА сведем в таблицу 6.2.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.                Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат 1985 г.-350с.

2.                Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: Энергоатомиздат,1989 г.-605с.

3.                Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Н. Н. Кувшинский Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: «Энергия», 1978 г.-455с.

4.                Правила устройства электроустановок Санкт-Петербург.: Министерство энергетики Российской Федерации 2005 г.

5.                Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ под редакцией главных специалистов Мосэнерго – М.: Издательский дом «Энергия» 2006 г.

6.                Справочник по проектированию электрических сетей под редакцией Д. Л. Файбисовича – М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 2006 г.

7.                В. А. Боровиков, В. К. Косарев, Г. А. Ходот, Электрические сети и системы - М: «Энергия», 1968 г. – 431 стр.

8.                Бургсдорф В.В. Сооружение и эксплоатация линий электропередачи в сильно гололедных районах. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1947.

9.                Махлин Б.Ю. Нагрев проводов и его влияние на их механическую прочность // Труды ЦНИИЭЛ, вып. 5. 1956.

10.           Бургсдорф В.В., Никитина Л.Г. Определение допустимых токов нагрузки воздушных линий электропередачи по току их проводов // Электричество. 1989. №11.

11.           Скопинцев В.А., Мисриханов М.Ш. Системный подход при решении задач управления электроэнергетическими системами // Сборник научных трудов «Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы». М.: Энергоатомиздат, 2002.

12.           РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: Изд-во ЭНАС, 2004.

13.           Поляков В.С. Применение тепловизионных приемников для выявления дефектов высоковольтного оборудования. Методические указания. Л.: ПЭИПК, 1990.

14.           Сосинович В.И., Сидоренко М.Г. Расчет 1§8 изоляции трансформаторов тока 110 кВ на основе приема инфракрасного излучения //Энергетик. № 7, 8. 2003.

15.           О надежности силовых трансформаторов и автотрансформаторов электрических сетей / М.Ю. Львов, Ю.Н. Львов, Ю.А. Дементьев и др. // Электрические станции. № 11. 2005.

16.           О необходимости единой системы физико-химической диагностики изоляции оборудования трансформаторных подстанций / М.И. Чичинский, В.В. Бузаев, Ю.А. Дементьев и др. // Энергетик. № 11.2004.

17.           Эксплуатация силовых трансформаторов при достижении предельно допустимых показателей износа изоляции обмоток / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов и др. // Электрические станции. № 2. 2004.

18.           Короленко В.В., Конов Ю.С., Федорова В.П. Обнаружение повреждений трансформаторов при коротких замыканиях // Электрические станции. № 7. 1980.

19.           Хренников А.Ю. Опыт обнаружения остаточных деформаций обмоток силовых трансформаторов // Энергетик. № 7. 2003.

20.Хренников А.Ю., Шлегель О.А. Контроль изменения индуктивного сопротивления трансформатора для определения повреждений в обмотках // Энергетик. № 2. 2004.

21. 0 повреждениях обмоток силовых трансформаторов и диагностике их геометрии методом низковольтных импульсов / А.Ю. Хренников, А.В. Рубцов, В.А. Передельский и др. //ЭЛЕКТРО. № 5. 2004.

22. Дробышевский А.А., Левицкая Е.И. Количественная оценка результатов импульсного де-фектографирования обмоток силовых трансформаторов // Электротехника. № 5. 1990.

23. И.И. Левченко, Е.И. Сацук «Нагрузочная способность воздушных линий электропередачи», № 11 за 2006 г.

 24. А.Ю. Хренников «О надежности и методах диагностики высоковольтного электрооборудования подстанций»: «Новое в Российской энергетике», № 7 за 2006 г.

Страницы: 1, 2, 3, 4