Развитие электрической сети энергорайона
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
ого режима выбран режим максимальных нагрузок при отключении линии Л-6.
Таблица 27. Исходные данные в соответствии с требованиями программы RASTR
№ узловUном, кВРнаг, МВтQнаг, МварРген, МВтQген, МварQmin, МварQmax, МварUmin, кВUmax, кВ1242050022024222204523.0532204102023.385220622071108107033.991101011040201111012355044.0913103030.614110156183516220172201861611,17193585,58
Таблица 28. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR
Ветвь Сопротивление Проводимость Коэффициент трансформации Кт№нач№конR, ОмХ, ОмG, мкСмВ, мкСм121240.5-260134.833.04-219.223621.75-130342.8179.353.217.030.043153.613.05-312257.226.1-156560.28415.212.36251670.28400.526680.56927.060.04331610,839,15-234290.98223.2761.60611.80.52691014.9815.5489.2510110.3699.2996.236.3111120.36900.33511130.3695.990.0962167,9228,71-171,616175,92136,51,045,198117195,9200,16717185,9274,060,029101427,39228,416-163,214152,19643,391,448,460,0691423,96824,864-142,8
Результаты расчета послеаварийного режима после корректировки напряжения приведены в приложении А.
Анализ результатов расчета послеаварийного режима показывает, что этот режим приемлем для сети, однако его параметры существенно изменились. В частности, суммарные потери мощности в сети возросли, уровни напряжений снизились.
1.7 Анализ режимов сети
.7.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети
Линии электропередачи.
Таблица 29. Данные для проверки условия перегрузки линий
ЛинияЛ-1Л-2Л-3Л-4Л-5Л-6Л-7IЭ, А280700305280280220115Iмакс, А1551583484962217173
Значения IЭ взяты из справочного пособия /2/, а значения Iмакс берутся из распечатки результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети.
Эти данные показывают, что для всех линий условие 2IЭ?Iмакс выполняется, поэтому усиление сети не требуется.
Трансформаторы.
Таблица 30. Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов
Место установкиSном, МВАРпс, МвтQпс, МварSпс, МВАпс А200179,4158,81239пс Б12542,4741,4359,3пс В8080,6785,86117,8пс Г4020,1124,4631,7пс М2524,2220,0531,4пс Д1618,1115,4723,8
Сравнение показывает, что для всех трансформаторов условие Sном?0.65•Sпс выполняется, поэтому замена существующих трансформаторов не требуется.
1.7.2 Регулирование напряжений на подстанции
Оценка уровней напряжений на шинах вторичного (низкого) напряжения новых подстанций показывает, что принятые коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных режимах.
Таблица 31. Результаты расчетов по выбору отпаек трансформаторов
П/стРежимНапряжение до регулирования, кВНапряжение после регулирования, кВНапряжение ответвления, кВКоэффициент трансформацииВмакс. миним. п. а. р. 10,2 36,1 10,9 38,4 8,9 31,610,2 36,1 10,3 37 10,3 36,0115 115 115+3х1,78% 115+2х1,78% 115-8х1,78% 115-7х1,78%0.096 0,335 0,096/0,091 0,335/0,323 0,096/0,0112 0,335/0,382Дмакс. миним п. а. р.6,5 6,4 5,66,1 6,4 6,2115+1х1,78 115 115-4х1.78%0,006/0,056 0,056 0,056/0,062
1.8 Основные технико-экономические показатели сети
Капитальные вложения на сооружение всех линий, подстанций и сети в целом.
Таблица 32. Капитальные затраты на ЛЭП
ЛЭПUном, кВl, кмМарка проводаТип опорыКуд, тыс.руб/кмКл, тыс.рубЛ-1220100АС-240Металл. 1-цепная1050105000Л-222080АС-500Металл.1-цепная119095200Л-322060АС-240Металл.2-цепная1720103200Л-422050АС-240Металл.1-цепная105052500Л-522060АС-240Металл.1-цепная105063000Л-611040АС-185Ж/Б 1-цепная64525800Л-711035АС-70Ж/Б 1-цепная60021000Б-Д11056АС-70Ж/Б 1-цепная60038400В-Д11064АС-70Ж/Б 1-цепная60033600Г-М22090АС-240Металл.1-цепная94084600М-Б22066Ас-240Металл.1-цепная94062040
Суммарные капитальные затраты на линии:
Кл? = 105000 + 95200 + 103200 + 52500 + 63000 + 25800 + 21000 + 38400 + 33600+84600+62040 =684340 тыс.руб.
Капитальные затраты на подстанции
Все существующие подстанции имеют схемы с двумя несекционированными системами сборных шин.
ЦП: Кпс = 5•4500 = 22500 тыс.руб;
п/ст А: Кпс = 4•4500 + 3•1750 + 2•16600 + 26000 = 82450 тыс.руб;
п/ст Б: Кпс = 6•4500 + 3•1750 + 2•12650 + 26000 = 83550 тыс.руб;
п/ст В: Кпс = 5•1750 + 4450+2•8250 + 10500 = 37750 тыс.руб;
п/ст Г: Кпс = 4•4500 + 2•8450+ 18000 = 52900 тыс.руб;
п/ст К: Кпс = 50300 тыс.руб.
п/ст М: Кпс = 26300 тыс.руб.
Капитальные суммарные затраты на подстанциях 220 и 110 кВ:
Кпс?220 =22500+ 82450+ 83550 + 52900+50300 =291700 тыс.руб;
Кпс?110 = 37550+ 26300 =63850 тыс.руб;
Ежегодные эксплутационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:
ИЛ=0,031(25800+21000+38400+33600)+0,028(105000+95200+103200+ 52500+63000+84600+62040)=19517,92 тыс.руб.
ИПС=0,094(37550+26300)+0,084(22500+82450+83550+52900+
)=30504,7 тыс.руб.
И = 19517,92 + 30504,7 = 50022,62 тыс.руб.
Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:
Зпот = 29903,06 тыс.руб.
Количество электрической энергии, полученной потребителями за год:
Эгод=SРмаксiТнбi=5000(45+20+70+50+30+18+16+8)=1,28106 кВтч
Себестоимость передачи электроэнергии:
2. Расчеты допустимых перетоков мощности
.1 Понятие о статической устойчивости
В рассматриваемых простейших условиях признаком устойчивости системы является такой характер изменения мощностей и моментов при небольшом отклонении от состояния равновесия, который вынуждает систему вновь возвращаться к исходному состоянию. В режиме работы в точке а (рис. 10), мощности генератора, и турбины уравновешивают друг друга. Если допустить, что угол da получает небольшое приращение Dd, то мощность генератора, следуя синусоидальной зависимости от угла, также изменится на некоторую величину DР, причем, как вытекает из рис. 10, в точке а положительному приращению угла Dd соответствует также положительное изменение мощности генератора DР. Что же касается мощности турбины, то она не зависит от угла d и при любых изменениях последнего остается пос?/p>