Федоров ПЗ_3 (999248), страница 10
Текст из файла (страница 10)
Различают следующие типы подстанций по признакуихположениявсетивысшегонапряжения:узловые,проходные,ответвительные и концевые [12]. Узловые и проходные подстанции являютсятранзитными, поскольку мощность, передаваемая по линии, проходит черезсборные шины этих подстанций.В случае на всех транзитных ПС примененасхема «Мостик с выключателем в цепях линий», для обеспечения набольшейнадёжности транзитных перетоков. Для тупиковой ПС, питающейся подвухцепной ВЛ, применена схема «два блока линия-трансформатор» собязательным применением АВР по стороне НН.726 РАСЧЁТ И АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ6.1 Расчёт максимального режимаПодготовка данных для расчёта максимального режимаДлят расчёта режима, прежде всего, необходимо знать параметры схемызамещения.
При составлении данной, мы исходили из того, что на каждой ПСустановлены 2 раздельно работающих на половину нагрузки трансформатора.Зарядную мощность линий мы разнесли по её узлам; трансформаторыпредставляем Г образной схемой, в которой ветвь поперечных проводимостейпредставлена потерями холостого хода(ХХ).Схема замещения представлена на рисунке 6.1 и на листе графическойчасти проекта.УРП (6)0.5.QC340.5.QC454Z46Z45SXX4Xт4SXX4Xт4420,5Sн40.5.QC35ТЭС (5)3Z350.5.QC230.5.QC212Z23SXX30.5.QC35Xт50.5.QC230.5.QC121Z12SXX2SXX30.5.QC12SXX1SXX2Xт3Xт3Xт2Xт232312221SXX1Xт1Xт1410,5Sн40,5Sн30,5Sн30,5Sн2Z15Рисунок 6.1 – Схема замещения для расчёта режимаПараметры узлов схемы сведены в таблицу 6.1730,5Sн2120,5Sн1110,5Sн1Таблица 6.1 – Параметры узлов схемы замещения№узла16511112221223313244142Тип узлаUном узла, кВРн, МВтQн, МВАр2БалансирующийБалансирующийНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочныйНагрузочный311011011010101101010110101011010104514,714,75,75,717,717,76,956,9520,620,68,28,234,234,213,713,7Параметры ветвей заданы в таблице 6.2.Таблица 6.2 – Параметры ветвей схемы замещения№ узланачалаветви№ узлаконцаветвиМаркапровода156552124413323АС 240/32АС 240/32АС 300/39АС 240/32АС 240/32АС 150/24Активноесопротивлениеветви, Ом40,850,50,1610,530,7374РеактивноеЗаряднаясопротивлен мощностьие ветви, Ом линии, МВАр52,921,70,693,441,821,5560,120,070,030,140,080,06Для расчёта потоков мощностей по линиям необходимо рассчитатьрасчётные нагрузки, включающие в себя непосредственно нагрузки ПС, потерив трансформаторах, и зарядные мощности линий [13].S1p S1 SТ j QC15 j QC12 ,(6.1)где S1 – максимальная зимняя нагрузка ПС 1; SТ – полные потери в 2трансформаторах ПС 1; QС15 QС12 – половины зарядных мощностей линий 1-5 и1-2.Покажем коротко этапы расчёта режима.Имея расчётные нагрузки в четырёх основных узлах схемы приведёмосновные этапы расчёта.Первоначально находим потоки мощности на головных участках 6-4 и 6-5.Для примера запишем для участка 6-4S64 S4 р Z*45Z*45 Z 46*,(6.2)где S4р – расчетная нагрузка 4-й ПС; Z*45 Z46* – сумма сопряжённыхкомплексов сопротивлений между источниками питанияДалее рассчитываются потоки мощности по остальным ветвям без учетапотерь и определяем точки потокоразделов по активной и реактивноймощностям.
В нашем случае данных участков не будет, однако будетуравнительная мощность, которая возникает из-за разности напряжений на ИП.Sур*U*6 U*5 * U ном ,Z45 Z46**(6.3)где U ИП0 , U ИП10 – сопряжённые комплексы напряжений источников питания.75После определения уравнительной мощности находятся фактическиепотоки мощности на головных участках сети.S64ф S64 Sур ,(6.4)S54ф S54 Sур ,(6.5)После определения потоков мощностей на всех участках находим точкипотокоразделов по активной и реактивной мощностям.
Это точки определяютсятам, где поток мощности меняет знак на противоположный. В нашем случаеузел 4 будет точкой потокораздела по активной и по реактивной мощности.При дальнейшем расчёте мы разрезаем кольцо по точкам потокоразделов исчитаем потоки мощности на этих участках с учётом потери мощности на нихкак для разветвлённой сети.S6н S64ф S64 ,S64 S64ф(6.6)2( U ном ) 2 Z46 ,(6.7)Зная потоки мощности на всех участках, определяем напряжения во всехузлах.
Например, в узле 4:S*54нU 4 * Z54 ,U5Напряжения во всех узлах сведены в таблицу 6.3.76(6.8)Таблица 6.3 – Напряжения во всех узлах№ узлаUi, кВ1121,52120,33121,24121,0011, 1210,0321, 2210,4131, 3210,4141, 4210,206.2 Анализ установившихся режимовПроанализируем структуры потерь для трёх режимов.Структуру потерь для 3 режимов представим в таблице 6.4.Таблица 6.4 – Структура потерь в рассматриваемых режимахПотери вПотери в ЛЭП, МВттрансформаторах,РежимМаксимальныйи МВАрМВт и МВАрСуммарнаяпотребляемаяАктив-Реактив- Актив-Реактив- мощность, МВтныеныеныеные1,07617,1471,8166,198158,55Минимальный0,0570,9210,0940,32240,39Послеаварийный1,2519,8236,82723,240158,2нормальный77Анализ уровней напряжений в узлахДля анализа уровней напряжения рассчитываются наиболее тяжёлые ПАрежимы и режим минимальных нагрузок.Так как нам необходимо поддерживать желаемые уровни напряжений вовсех трёх режимах, то отличия будут в номерах отпаек РПН.Напряжения, полученные в рассматриваемых режимах приведены втаблице 6.5.Таблица 6.5 – Фактические напряжения на низких сторонах ПСРежимМаксимальный,Максимальный,Минимальный,нормальныйпослеаварийныйнормальныйУзлыUi№ РПНUi№ РПНUi№ РПН11, 1210,03410,13710,15621, 2210,41910,491410,391031, 3210,41910,561610,561141, 4210,20810,261110,179Все необходимые пределы по напряжению на стороне НН выдерживаютсяпри всех трёх режимах.Расчёт и анализ всех рассматриваемых режимов показывает, чтоспроектированная сеть позволяет поддерживать требуемые уровни напряженийкак в нормальных, так и послеаварийных режимах.Таким образом, спроектированная сеть позволяет надёжно и качественноснабжать потребителей электрической энергией.787 ВЫБОР ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО ВАРИАНТАСТРОИТЕЛЬСТВА УЧАСТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИЗагрузка двухцепной ВЛ 110 кВ ХТЭЦ-3 – РЦ, по которой обеспечиваетсяэлектроснабжение центров питания краснофлотского района – ПС 110 кВ СМР,КАФ, КПУ, Берёзовка.
Для данного района были разработаны схемы изкоторых были выбраны два варианта. Одна из них имеет минимальнуюсуммарную длину линий в одноцепном исполнении, а другая – минимальноеколичество выключателей.Целью раздела является экономическое обоснование строительства участкаэлектрической сети 110 кВ Краснофлотского района и выбор экономическицелесообразноговариантаиздвухсхем.Экономическоеобоснованиестроительства участка электрической сети 110 кВ Краснофлотского районапредусматривает расчет срока окупаемости работ по строительству ВЛ,которые осуществляются в течение года одноэтапным вложением средств.7.1 Определение стоимости строительства линииОпределение стоимости строительства ВЛ 110 кВ производится поукрупненным показателям стоимости строительства воздушных линий(УППС) [14].Общие затраты на сооружение ВЛ, млн.
руб.K общ K смр K оборуд K проч ,(7.5)где Kсмр – стоимость строительно-монтажных работ, млн. руб.; Kоборуд –стоимость оборудования, млн. руб.; Kпроч – прочие затраты, млн. руб.;79Таблица 7.1 – Базисные показатели стоимости ВЛ 110 кВ переменного тока нажелезобетонных опорах схемы №1 (цены 2001 г.)ХарактеристикаПроводаДлинаКоличествопромежуточныхсталеалюми-линии,цепейопорневыекмопореБазисныена показателистоимости ВЛ,тыс.руб./кмсечением,Свободностоящие 3003,711053Свободностоящие 24024,411551Свободностоящие 1501,61662,3Таблица 7.2 – Базисные показатели стоимости ВЛ 110 кВ переменного тока нажелезобетонных опорах схемы №2 (цены 2001 г.)ХарактеристикаПроводаДлинаКоличествопромежуточныхсталеалюми-линии,цепейопорневыекмопореБазисныена показателистоимости ВЛ,тыс.руб./кмсечением,Свободностоящие 24026,111551Свободностоящие 1503,71662,3Свободностоящие 1503,22971,5Полная стоимость воздушной линии схемы №1:Участок ВЛ 110 кВ (протяженностью, км), млн.
руб.:K ВЛ (1,6 1053 24,4 1551 3,7 662,3) 1,5 103 62,969 млн. руб.В соответствии с письмом Минстроя Российской Федерации от 06.02.2015 г.№3004-ЛС/08/ГС индекс изменения сметной стоимости оборудования на Iквартал 2015 года к уровню цен по состоянию на 2001 г.
для электроэнергетикисоставляет 4,04, индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных80работ на 2016 года к уровню цен по состоянию на 2001 г. для Хабаровскогорайона составляет 4,08 и индекс изменения прочих затрат – 7,94.Для воздушных линий электропередач напряжением 110-50 кВ доляоборудования составляет 6 %, доля строительно-монтажных работ – 79 %, доляпрочих затрат – 15 % от общей стоимости.С учетом вышеизложенных коэффициентов и процентного соотношениязатрат стоимость ВЛ для схемы №1 составляет:K смр (K ВЛ 0,79) 4,08 ,(7.2)K смр (62,969 0,79) 4,08 202,96 млн. руб.;K оборуд K вл 0,06 4,04 ,(7.3)K оборуд 62,969 0,06 4,04 15,26 млн.
руб.;K проч K вл 0,15 7,94 ,(7.4)K проч 62,969 0,15 7,94 74,996 млн. руб.;Тогда общие капиталовложения для ВЛ №1 будут равны:K общ 202,96 15,26 74,996 293,216 млн. руб.Произведем расчет полной стоимости воздушной линии схемы №2 (7.1):81Участок ВЛ 110 кВ (протяженностью, км), млн. руб.:K ВЛ (26,1 1551 3,7 662,3 3,2 971,5) 1,5 103 69,1 млн.