Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

U₂=488,3 кВ, P_CИС=529 МВт

U_1хх = U₂/cos(β₀∙ℓ) = 488,3 /cos(1,111∙10^–3∙510) = 568,4 кВ.

Необходимо, чтобы U_1хх ≤ 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы.

Z_c = Ом

β = Im = 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(β·L₁) = 0,844

А_э = 488,3 / 525= 0,914

В = Z_c ·sin(β·L₁) = 150.45

Y_ртреб = (А_э – А)/В = 4,646·10^-4 См

Y_р = 180/525² = 6,531·10^-4 См

N = Y_ртреб / Y_р = 0,7

Т. о. устанавливаем группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда

U_1XX = = 518,4 кВ

Q_p = 180·(U_1ХХ/525)² = 180·(518,4/525)² = 175,5 МВАр

Q’_л1 = U_1ХХ²· Y₁/2 - Q_p =518,4²·2,111·10^-3/2 – 175,5 = 108,1 МВАр

Q”_л1 =Q’_л1 - (Q’_л1/U_1XX)²· X₁ = 101,6 МВAp

Q₂ = Q”_л1 + 488,3²· Y₁/2 = 101,6 - 488,3²·2,111·10^-3/2 = 353,3 МВАр

P_сис = Р_пс = 529 МВт

Q_сис = 91,8 МВAp

Q_ат = Q₂ + Q_сис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp

U’₂ = 488,3 – Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 – 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ

Установим две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60

Q_ат = Q₂ + Q_сис - Q_p =353,3 + 91,8 – 2·175,5 = 94,2 МВAp

U’₂ = 488,3 – Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 – 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ

U_сн = U’₂·220/500 = 221,8 кВ

Q’_ат = Q_ат - 94,2 - ·30,55= 55,8 МВAp

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 529 – 10 = 519 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 55,8 – 151,4 = -95,5 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -97,8 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,49 кВ

Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.

Таким образом для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

Таблица 2.1.

Размещение КУ

	Начало линии1	Конец линии1	ПС	Начало линии2	Конец линии2
Режим НБ	3x3xРОДЦ-60/500		2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим НМ	2 x3xРОДЦ-60/500	1 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим ПАВ			2 х КСВБ0-50-11
Синхронизация на шинах ПС	1 x3xРОДЦ-60/500		2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500
Синхронизация на шинах ГЭС	1 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11

Выводы: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З₁ = 4800 тыс. руб. З₂ = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

3.1. Анализ исходных данных

3.1.1 Характеристика электрифицируемого района

Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.

3.1.2 Характеристика потребителей

В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными:

- в пункте 1 содержится 50% потребителей – I категории, 30% - II категории, 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;

- в пункте 2 содержится 70% потребителей – I категории, 20% - II категории, 10% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;

- в пункте 3 содержится 40% потребителей – I категории, 30% - II категории, 30% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт;

- в пункте 4 содержится 20% потребителей – I категории, 20% - II категории, 60% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 7 МВт;

- в пункте 5 содержится 10% потребителей – I категории, 40% - II категории, 750% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт;

- в пункте 6 содержится 25% потребителей – I категории, 25% - II категории, 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт.

Во всех пунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, часть потребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, для которых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического восстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепным линиям.

Номинальное напряжение вторичных сетей всех пунктов – 10 кВ.

3.1.3 Характеристика источников питания

Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ.

В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция 500/110/10 кВ.

3.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

3.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют примерно 5 % от суммарной максималь-ной зимней нагрузки.

По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).

Наибольшая мощность 139 МВт с 8 до 12 часов.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).

Наименьшая мощность 30,5 МВт с 20 до 4 часов.

Принимаем график активной мощности источника питания ИП1 равной значению Р_ИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:

Р_ИП1 = 90,6 МВт

Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь):

Р_ИП2 = Р_∑Зmax – Р_ИП1 = 139 – 90,6 = 48,4 МВт

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа суток:

Полученные результаты сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Годовое потребление электроэнергии

№ пункта	1	2	3	4	5	6
Wзим, МВт	1074	501,6	272	106,4	149,6	340
Wлет, МВт	537,2	250,8	136	523,2	74,8	170
Wгод, МВт	303500	141700	76840	30060	42260	96050

3.2.2 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий.

,

где - потребная реактивная мощность,

- суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,

- потери реактивной мощности в линиях,

- потери реактивной мощности в трансформаторах,

- зарядные мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность – в период с 8 до 12 часов:

Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).

Наибольшая мощность 60,52 Мвар с 8 до 12 часов.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).

Наименьшая мощность 14,03 Мвар с 20 до 4 часов.

Характеристики

Список файлов ВКР