Развитие электрической сети энергорайона
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
м, кВUк, %?Pкз, кВт?Pxх, кВтIxx, %ВСНВ-СВ-НС-Нп/ст ДТДН - 16/110162115-6,6-10,5-85190.7п/ст МТДТН- 25/22025223038.56,612.5206.5220551,1
.3.4 Выбор схем подстанций
Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках /2/, /3/, выбираем следующие схемы подстанций:
п/ст Д - мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;
п/ст М - мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;
Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 5.
Рисунок 5. Схема первого варианта развития электрической сети
1.3.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети
Схема замещения сети первого варианта развития изображается на рисунке 6. При вводе исходной информации можно вводить проводимости шунтов или дополнительные нагрузки соответствующих узлов, равные потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформатора ?РХХ, ?QХХ соответственно.
Таблица 13. Параметры схем замещения ЛЭП
Номера линийR, ОмX, ОмB, мкСмЛ-11240.5260Л-24.833.04219.2Л-33.613.05312Л-4621.75130Л-57.226.1156Л-66.4816.52110Л-714.9815.5489.25Л-813.69614.208326.4Л-93.9614.355343.2
Рисунок 6. Схема замещения первого варианта развития сети.
Таблица 14. Параметры схем замещения трансформаторов
Наименование п/ст?Pxx, МВт?Qxx, МварR1, ОмX1, ОмR2, ОмX2, ОмR3, ОмX3, ОмGт, мкСмBт, мкСмА0.12510.28415.210.28400.56927.062.3625Б0.0850.6250.49123.2760.4910--1.60611.8В0.0820.480.3699.2990.36900.3695.996.236.3Г0.0500.362.8179.35----3.217.013Д0,0190,1122,19643,39----1,448,46М0,0550,2755,92136,55,9205,9274,061,045,198
Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.
Таблица 15. Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети
Узлы Мощность узлов нагрузкиВетвиСопротивления ветвейПроводимость ветвейКоэффициент трансформа ции КтРнаг, МВтQнаг, МварR, ОмХ, ОмG, мкСмВ, мкСм1001-21240.5-26024523.051-34.833.04-219.23002-3621.75-13042023.383-42.8179.353.217.030.0435001-53.613.05-3126002-57.226.1-1567005-60.28415.212.3625187033.96-70.28400.5269006-80.56927.060.04310007-106.4816.52-11011002-90.98223.2761.60611.80.526125044.099-1014.9815.5489.25133030.610-110.3699.2996.236.31140011-120.36900.335151813.511-130.3695.990.09616002-163,9614,355-343,2170016-175,92136,51,045,1981181611.1717-195,9200,1671985.5817-185,9274,060,02910-1413,6914,208-326,414-152,19643,391,448,460,06
В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВт и реактивной мощности 20 Мвар.
Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 16.
Таблица 16. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR
№ узловUном, кВРнаг, МВтQнаг, МварРген, МВтQген, МварQmin, МварQmax, МварUmin, кВUmax, кВ1242050022024222204523.0532204102023.385220622071108107033.991101011040201111012355044.0913103030.614110156183516220172201861611,17193585,58
В данном случае в качестве базисного и балансирующего узла (БУ) принят узел №1. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 17.
Таблица 17. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR
ВетвьСопротивление Проводимость Коэффициент трансформации Кт№нач№конR, ОмХ, ОмG, мкСмВ, мкСм121240.5-260134.833.04-219.223621.75-130342.8179.353.217.030.043153.613.05-312257.226.1-156560.28415.212.36251670.28400.526680.56927.060.0437106.4816.52-110290.98223.2761.60611.80.52691014.9815.5489.2510110.3699.2996.236.3111120.36900.33511130.3695.990.0962163,9614,355-343,216175,92136,51,045,198117195,9200,16717185,9274,060,029101413,6914,208-326,414152,19643,391,448,460,06
По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатов расчетов максимального режима работы первого варианта развития приводится в приложении А
1.3.6 Балансы мощности
Выбор основных компенсирующих устройств
Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле №10:
РП=Рген1 + Рген10 = 226,5+40,0=266,5 МВт.
В соответствии с заданным условием баланс Ргс?РП выполняется.
Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле №10:
QП=Qген1+Qген10 =125,6+20=145,6 Мвар.
Максимальная располагаемая мощность:
Qгс = РП•tg? = 266,5•0.62 = 165,23 Мвар.
Условие Qгс?QП выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.
.3.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат
Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.
где Кудi - стоимость 1 км линии i /2/;
l - длина линии, км;
m - количество линий.
Таблица 18. Параметры линий электропередач
ЛЭПUном, кВl,кмМарка проводаТип опорыКуд, тыс.руб/кмКл, тыс.рубВ-Д11064АС-70Железобетонная 2-х цепная890113920Б-М22066АС-240Металлическая 2-х цепная1535202620
Подставив численные значения в формулу, получим:
Кл?=113920+202620=316540 тыс.руб.
При определении Куд принят II район по гололеду.
Определим капитальные затраты на подстанции:
где Кячi - стоимость ячеек распределительных устройств /2/;
Ктрi - стоимость трансформаторов /2/;
Кпостi - постоянная часть затрат /2/;
n - число подстанций.
п/ст Д: Кпс=6000+2•3150+10500=22800 тыс.руб.
п/ст М: Кпс=14000+2•7400+18000=46800 тыс.руб.
Кпс?=22800+46800=69600тыс.руб.
К=Кл?+Кпс?=316540+69600 =386140 тыс.руб.
Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:
где аал - амортизационные отчисления на линии электропередачи;
аол - отчисления на обслуживание линий электропередачи;