Меню
Поиск



рефераты скачать Развитие районной электрической сети

Новые параметры линии ИП1-2:  Ом


 Ом,  мкСм


Параметры узлов будут такими же как и в режиме наибольших нагрузок, за исключением напряжений на шинах ИП1, ИП2. С целью более равномерного распределения реактивной мощности между источниками питания (пропорционально их активным мощностям), опытным путём были выбраны следующие значения напряжений:


 кВ


Активная мощность первого источника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети:


PИП1 = 102,07 МВт


Исходные данные и результаты расчета этого режима приведены в приложении А (таблицы А.7 - А.9).

Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.8:


Таблица 4.8 - Напряжения у потребителей в ПАР с отключением линии

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,7

10,5


Согласно ПУЭ, эти напряжения в послеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, то выполним регулирование.

б) Отключение одного самого мощного трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Самыми мощными в рассматриваемой сети являются трансформаторы пункта 2 (SНОМ = 40 МВА). При отключении одного из них все линии, заходящие на подстанцию, остаются в работе. Следовательно, во всей сети меняются только параметры группы трансформаторов Т2 (сопротивление увеличивается в 2 раза, проводимость уменьшается в 2 раза).

Новые параметры


Т2:  Ом;

 Ом;  Ом;  Ом;

 мкСм;  мкСм;

 мкСм;  мкСм;


Параметры узлов будут такими же как и в режиме наибольших нагрузок

Активная мощность первого источника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети, поскольку послеаварийный режим с отключением трансформатора ранее не считался.


PИП1 = 102,07 МВт


Исходные данные и результаты расчета этого режима приведены в приложении А (таблицы А.10 - А.12). Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.9:


Таблица 4.9 - Напряжения у потребителей в ПАР с отключением трансформатора

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,8

10,5


Согласно ПУЭ, эти напряжения в послеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, то выполним регулирование.

Вывод: в данной главе была составлена схема замещения сети и определены параметры всех её элементов. Затем с помощью ЭВМ был произведён расчёт режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и двух послеаварийных режимов. Для каждого режима были найдены мощности источников питания, потери в сети, КПД сети, напряжения в узлах нагрузки и показана необходимость регулирования напряжения с помощью РПН.


5. Регулирование напряжения сети


Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% номинального, в период наименьших - не выше 100% номинального, а в послеаварийном - не ниже 100% номинального.

Для регулирования напряжения будем применять трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН).

Выберем необходимое число отпаек РПН трансформаторов для всех рассмотренных ранее режимов следующим образом: выбираем № отпайки, рассчитываем коэффициент трансформации, изменённый коэффициент трансформации вводим для повторного расчёта режима на ЭВМ, и так продолжаем до тех пор пока не получим во всех пунктах желаемое напряжение.

Коэффициент трансформации считается по формуле: [5]


,


Где X - шаг изменения напряжения с помощью РПН, n - номер отпайки

Результаты расчёта режимов с отрегулированными напряжениями приведены в приложении Б. Выбранные отпайки, соответствующие коэффициенты трансформации и результаты регулирования представлены в таблицах 5.1 - 5.4:

Таблица 5.1 - Регулирование напряжения в режиме НБ

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,7

10,2

10,7

10,8

10,9

10,5

КТ до регулирования

0,09565

0,0913

0,3348

0,09565

0,09565

0,31428

0,09565

Выбранная отпайка

-1 × 1,78

+2 × 1,78

0 × 1,78

-1 × 1,78

-2 × 1,5

0 × 1,78

изменённый КТ

0,0939

0,0946

0,3288

0,09565

0,0939

0,305

0,09565

U, кВ

10,5

10,6

10,7

10,5

10,6

10,6


Таблица 5.2 - Регулирование напряжения в режиме НМ

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,6

10,1

10,5

10,6

11,4

10,6

КТ до регулирования

0,09565

0,0913

0,3348

0,09565

0,09565

0,31428

0,09565

Выбранная отпайка

-3× 1,78

-1× 1,78

-3× 1,78

-3× 1,78

-4× 1,5

-3× 1,78

изменённый КТ

0,0905

0,0905

0,295

0,0905

0,0905

0,311

0,0905

U, кВ

10

9,9

9,9

10

9,9

10


Таблица 5.3 - Регулирование напряжения в ПАР с отключением линии

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,7

10,5

КТ до регулирования

0,09565

0,0913

0,3348

0,09565

0,09565

0,31428

0,09565

Выбранная отпайка

-3× 1,78

0× 1,78

-3× 1,78

-3× 1,78

-4× 1,5

-2× 1,78

изменённый КТ

0,0905

0,0913

0,3348

0,0905

0,0905

0,295

0,0922

U, кВ

10,1

10,1

10,1

10,1

10,1

10,1

Таблица 5.4 - Регулирование напряжения в ПАР с отключением трансформатора

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,8

10,5

КТ до регулирования

0,09565

0,0913

0,3348

0,09565

0,09565

0,31428

0,09565

Выбранная отпайка

-3× 1,78

0× 1,78

-3× 1,78

-3× 1,78

-4× 1,5

-2× 1,78

изменённый КТ

0,0905

0,0913

0,3348

0,0905

0,0905

0,295

0,0922

U, кВ

10,1

10,1

10,1

10,1

10,2

10,1


Вывод: в данной главе было отрегулировано напряжение на нагрузке при помощи РПН трансформаторов и доведено до требуемого ПУЭ уровня. На каждом трансформаторе отпаек оказалось достаточно для регулирования напряжения во всех режимах.


6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети


Для выбранного варианта электрической сети рассчитаем полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, себестоимость передачи электроэнергии.

Капиталовложения в линии:

Расчёт представлен в виде таблицы:


Таблица 6.1 - Капитальные вложения в линии

Линия

ИП1-1

ИП1-3

ИП1-2

2-4

2-5

4-6

ИП2-4

Марка провода

АС-95/16

АС-95/16

АС-120/19

АС-70/11

АС-120/19

АС-70/11

АС-120/19

UНОМ, кВ

110

110

110

110

35

110

110

Длина, км

36,8

36,8

26,5

45,6

30,9

23,5

33,8

К0, тыс. руб/км

64

64

64

64

56

64

64

КВЛ, тыс. руб

2355,2

2355,2

1696

2918,4

1730,4

1504

2163,2

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15




Новости
Мои настройки


   рефераты скачать  Наверх  рефераты скачать  

© 2009 Все права защищены.