Курсовая работа (т): Проектирование электрической сети

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам

Максимальные нагрузочные и расчетные токи узлов заносим в таблицу 2.1.3

«Расчетные токи».

Таблица 2.1.3 «Расчетные токи»

№ узла

, А

Расчетный ток узла , А

2

180

189

5

120

126

6

60

63

7

300

315


2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития сети

Считая сеть однородной, применим правило эквивалентных моментов, с использованием эквивалентных длин. Выбор производится для одноцепной линии с железобетонными опорами м по и вторым районом по гололеду - зона Урала, двумя способами:

1)      по экономическим интервалам стандартных сечений;

2)      по экономической плотности тока.

Используя табличные данные находим расчетные токи в цепи и определяем по таблице -марку и сечение провода.

Расчет токов в цепях для 1 схемы:















= =404,8 А

 

 

 

 

Выбор сечения производим 2- ым способом- по экономической плотности тока:

=

 - сечение провода

 

 

 т.к. 3000≤ ≤5000 , при = 4500 часов;

== 196,2 мм2 - АС - 240

== 81,63 мм2 - АС - 95

== 204,7 мм2 - АС - 240

== 262 мм2 - АС - 240

Проверка сечения линии по допустимому току:

)                                  обрыв цепи 1-6

==63А (АС-240)

=+=63+315=378 А (АС- 95)

+=378+126=504 А (АС-240)

Длительно -допустимый ток для линии с сечением

АС-240 - = 605А

АС-95 - = 330А

Сравниваем токи после аварии с длительно- допустимыми токами, для каждого выбранного сечения.

 

=63А < 605 А - оставляем сечение линии АС-240

=378 А >330 А - сечении линии не позволяет выдерживать такой ток, поэтому производим замену сечения АС-95 на АС-120

=504 А < 605 А

)                                  обрыв цепи 2-5

==126 А (АС- 95)

 (АС-240)

 (АС-240)

Сравниваем токи после аварии с длительно- допустимыми токами, для каждого выбранного сечения.

 

=126 А <330 А - оставляем сечение линии АС-95

 < 605 А оставляем сечение линии АС-240

 < 605 А оставляем сечение линии АС-240

По итогам 2-ух аварий , было изменено сечение линии 5-7 с АС-95 на АС-240.

Полученные результаты по 1 - ой схеме заносим в таблицу 2.2.1 « Выбор сечений ЛЭП».

Таблица 2.2.1 «Выбор сечений ЛЭП»

линия

L,км

n линий

сечение

вид аварии

Решение

1-2

72

404,8

2

202,4

АС-240


202,4/202,4

605


2-5

36

215,8

1

215,8

АС-240

II

504/-

605


5-7

75

89,8

1

89,8

АС-95


378/126

330

АС-120

7-6

45

225,2

1

225,2

АС-240


63/189

605


6-1

69

288,2

1

288,2

АС-240

I

-/504

605

У линии 5-7 меняем сечение на АС-120

Расчет токов в цепях для 2 схемы:
















 

 

 

 

Выбор сечения производим 2-ым способом по экономической плотности тока аналогично 1-ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.2

Таблица 2.2.2 «Выбор сечений ЛЭП»

Линия

L,км

n линий

сечение

вид аварии

Решение

1-2

72

630

2

315

АС-240


315/315

605


2-5

72

441

2

220,5

АС-240

обр. цепи

441/220,5

605


5-7

150

315

2

157,5

АС-150

обр. цепи

157,5/315

450


1-6

138

63

2

31,5

АС-50


63/63

210


 - обрыв цепи II- обрыв цепи

Расчет токов в цепях для 3 схемы:

= =443,9 А

 

 

 

Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.3

Таблица 2.2.3 «Выбор сечений ЛЭП»

линия

L,км

n линий

сечение

вид аварии

Решение

1-2

72

633

2

316,5

АС-240



605


2-5

36

443,9

1

443,9

АС-240

I

-/504

605

У линии 2-6 меняем сечение на АС-185, у 6-7 на АС-120

5-7

75

317,9

1

317,9

АС-240


126/378

330


7-6

45

2,9

1

2,9

АС-50


378/63

210

АС-120

2-6

42

60,1

1

60,1

АС-70

II

504/-

265

АС-185

 - обрыв цепи 2-5 II- обрыв цепи 2-6

Расчет токов в цепях для 4 схемы:

 

 

 

 

Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.4

Таблица 2.2.4 «Выбор сечений ЛЭП»

линия

L,км

n линий

сечение

вид аварии

Решение

1-2

72

693

2

346,5

АС-240



605


2-5

72

504

2

252

АС-240

I

441/220,5

605


5-7

150

378

2

189

АС-185

II

189/378

520


7-6

90

63

2

31,5

АС-50


31,5/31,5

210



I - обрыв цепи II- обрыв цепи

Расчет токов в цепях для 5 схемы:

 

 

 

 

Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.5

Таблица 4 «Выбор сечений ЛЭП»

Линия

L,км

n линий

сечение

вид аварии

Решение

1-2

72

693

2

346,5

АС-240





2-5

72

126

2

63

АС-95

I

189/94,5

330


2-6

84

378

2

189

АС-185

II

189/378

520


6-7

90

315

2

157,5

АС-150


157,5/157,5

450


 - обрыв цепи II- обрыв цепи

Обобщенная таблица выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций (2.2.6).

Выбор выключателей определяется по следующей методике:

1)      для тупиковой ПС

 

2)      для проходной ПС

 

3)        для прходной- узловой ПС

 

Таблица 2.2.6 «Выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций»

№ узла

Число трансф.

Число цепей Варианты

Число выключателей nвыкл.



1в

2в

3в

4в

5в

1в

2в

3в

4в

5в

1

2

1

2

0

0

0

1

3

0

0

0

2

2

1

2

2

2

4

1

3

3

3

8

5

2

2

4

2

4

2

3

8

3

8

2

7

2

2

2

2

4

2

3

2

3

8

2

6

2

2

2

2

2

4

3

2

3

2

8


2.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети

Для экономического анализа вариантов рассчитываются статически приведенные затраты

 

нормальный коэффициент эффективности

У- усредненный ущерб от нарушения электроснабжения

 

вложения в станции

 

 

годовые издержки на амортизацию и обслуживание

годовые издержки на линии

 - годовые издержки на обслуживание ПС

- годовые издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях

 

- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов

с = [1000 рублей/км]

 

 

 

 

- кап.вложения в трансформатор

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий и ПС

=

 

 

 

 

 

 

 

У=

 -удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения потребителей

 

 - максимальная нагрузка потребителей

- коэффициент вынужденного простоя

 - степень ограничения потребителей

 

- число последовательно включенных элементов в сети

 

 

Экономический анализ вариантов будем рассчитывать для 5 вариантов схем электроэнергетической сети.


 

вложения в станции

 

 

 

- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов определяется из таблицы 2.3.3 исходя из сечения линии ( 2-ой район по гололеду)

с = [1000 рублей/км]

 

=14 тыс/ км.*1*69*68,8=66,46 млн.р

=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р

=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р

66,46+43,6+58,8 +34,7)*=203,26 млн.рублей

 

 

 

 

выбирается из таблицы 2.2.5 [1]

для 2и 5узла

=84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

=54*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

=109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

 

 выбирается из таблицы 2.2.1

 млн.р

=45,5+27,244=72,744 млн.р

= 72,744 млн.р +203,26 млн.р=276,004 млн.рублей

 

 

=0,028*203,26=5,7 млн.р

=0,094*72,744=6,84 млн.р

 

 

 

 

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

 

 

 

 

 

=

 

= 2890,8

 (4500 ч)

==(30,8 млн.р

=5,7+6,84+30,8=43,34 млн.р

У=

 - максимальная нагрузка потребителей

- коэффициент вынужденного простоя

 - степень ограничения потребителей

 

- число последовательно включенных элементов в сети

 

 

 

 =60* лет отказа

 1* лет отказа

(из таблицы 2.4.1)

60*1*=0,00121

=45 МВт ( из исходных данных)

 

- из рисунка 2.2 и 2.3 =1,8 ()

 

У==2,49 млн.р

ючении

=0,2*276,004+55,2+2,49=101,03млн.р

СХЕМА

17,8 тыс/ км.*2*69*68,8=169 млн.р

=20 тыс/ км.*2*75*68,8=206,4 млн.р

24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,9 млн.р

169+206,4 +118,9)*=494,3 млн.рублей

=23,1 млн.р

для 6 узла

7,4 млн.р

для 7 узла

23,1 млн.р

=45,5 млн.р

 млн.р

=45,5+ =90,082 млн.р

= 90,082 млн.р +494,3 млн.р=584,382 млн.рублей

=13,84 млн.р

8,47 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

= 2890,8

==(37,73 млн.р

=13,84 +6,84+37,73=58,41 млн.р

60*0,4*=0,0012

=45 МВт ( из исходных данных)

 

У=2,49 млн.р

=0,2*584,382 +58,41 +2,49=177,78млн.

СХЕМА

12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р

=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р

14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р

37,3 +35,3 +72,24 +34,7)*=179,54 млн.рублей

84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

 млн.р

=45,5+29,72=75,22 млн.р

= 75,22 млн.р +179,54 млн.р=254,76 млн.рублей

=0,028*179,54 =5,03 млн.р

=0,094*75,22 =7,07 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

==(29,8 млн.р

=5,03+7,07+29,8=41,90 млн.р

У==2,49 млн.р

=0,2*254,76+41,9+2,49=95,3млн.р

СХЕМА

24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,8 млн.р

=22 тыс/ км.*2*75*68,8=227 млн.р

=17,8 тыс/ км.*2*42*68,8=102,9 млн.р

118,8+227 +102,9)*=448,8 млн.рублей

84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

54*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

 млн.р

=45,5+ =97,512 млн.р

= 97,512 млн.р +448,8 млн.р=546,312 млн.рублей

0,028*448,8 =12,56 млн.р

=0,094*97,512 =9,17 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

==(54,31 млн.р

=12,56 +9,17+54,31=76,04 млн.р

У==2,49 млн.р

=0,2*546,312 +76,04 +2,49=187,79млн.р

СХЕМА

=17,8 тыс/ км.*2*36*68,8=88,174 млн.р

=20 тыс/ км.*2*45*68,8=123,84 млн.р

=22 тыс/ км.*2*42*68,8=127,1 млн.р

88,174 +123,84 +127,1)=339,1 млн.р

84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

54*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

 млн.р

=45,5+ =95,036 млн.р

= 95,036 млн.р +339,1 млн.р=434,136 млн.рублей

0,028*339,1 =9,49 млн.р

0,094*95,036 =8,93 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

==(47,334млн.р

=9,49 +8,93+47,334=65,75 млн.р

У==2,49 млн.р

=0,2*434,136+65,75 +2,49=155,06млн.р

В таблице 2.3.1 представлен сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей.

Таблица 2.3.1 «Сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей»

Показатель

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

Вариант 5

Капитальные вложения в лини, млн.р

203,26

494,3

179,54

448,8

339,1

Капитальные вложения в ПС, млн.р

45,5

45,5

45,5

45,5

45,5

Издержки на амортизацию и обслуживания линий, млн.р

5,7

13,84

5,03

12,56

9,49

Издержки на амортизацию и обслуживания ПС, млн.р

6,84

6,84

7,07

9,17

8,93

Годовые издержки на потери, млн.р

30,8

37,73

29,8

54,31

47,334

Приведенные затраты, млн.р

101,03

177,78

95,3

187,79

155,06

Приведенные затраты, в %

106

186,5

100

197

162,7


Сравнение приведенных затрат показывает, что 1 и 3 варианты (отличие всего составляет примерно 5%) экономически выгодны относительно других вариантов схем развития электрической сети.

ГЛАВА III АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Анализ приведенных затрат, показал, что наиболее ближайшими по затратам являются варианты 1 и 3, поэтому дальнейшие расчеты проводим для вариантов №1 и №3.

3.1 Исследование установившихся режимов

вариант

Расчет установившегося режима выполняется с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования приведены в таблицах 3.1.1

Таблица 3.1.1 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»

Установившийся режим

Ветви ЛЭП

R, Ом

Х, Ом

В, мкСм

1-2

4,32

14,58

101,1*


1-2

4,32

14,58

101,1*


2-5

4,32

14,58

101*


5-7

18,67

32,025

199,5*


7-6

5,4

18,225

126*


6-1

8,28

27,945

194*


Трансформаторы

R, Ом

Х, Ом


2-21

2,54

55,9


0,09

2-21

2,54

55,9


0,09

5-51

2,54

55,9


0,09

5-51

2,54

55,9


0,09

7-71

1,45

38,4


0,087

7-71

1,45

38,4


0,087

6-61

8

139


0,095

6-61

8

139


0,095

Таблица 3.1.2 « Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»

№ узла

U ном

Pнагр.,МВт

Qнагр.,МВт

Uтреб..,кВ

Uрасч.,кВ

Откл-е %

21

10,5

30

14,4

10,5

10,05

4,2

51

10,5

20

9,6

10,3

9,72

5,6

61

11

10

4,8

10

10,15

1,5

71

10,5

45

23,04

10

8,94

10,6


Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов более 5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов.

Выбор количества отпаек производится по формуле:

 

- цена деления отпайки ,

x- число отпаек на которое нужно установить РПН.

Узел 51:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 :  ,=10,5 кВ

==2,047 %

 

 

 

==10,57

1/=1/10,57=0,094

Узел 71:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40000/ 110 :  ,=10,5 кВ

==3,025 %

 

 

 

==10,5875

1/=1/10,5875=0,094

Падение напряжения в узлах 21 и 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены в таблицу 3.1.3.

Таблица 3.1.3 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования»

№ узла

U ном

Pнагр.,МВт

Qнагр.,МВт

Uтреб..,кВ

Uпосле переключения РПН.,кВ

21

10,5

30

14,4

10,5

10,05

0

51

10,5

20

9,6

10,3

10,14

-3

61

11

10

4,8

10

10,13

0

71

10,5

45

23,04

10

9,64

-5


Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 1.

вариант

Таблица 3.1.4 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»

Установившийся режим

Ветви ЛЭП

R, Ом

Х, Ом

В, мкСм

1-2

4,32

14,58

101,1*


1-2

4,32

14,58

101,1*


2-5

4,32

14,58

101,16*


5-7

9

30,37

211*


7-6

11,2

19,215

119,7*


2-6

6,8

17,34

115,5*


Трансформаторы

R, Ом

Х, Ом


2-21

2,54

55,9


0,09

2-21

2,54

55,9


0,09

5-51

2,54

55,9


0,09

5-51

2,54

55,9


0,09

7-71

1,45

38,4


0,087

7-71

1,45

38,4


0,087

6-61

8

139


0,095

6-61

8

139


0,095


Таблица 3.1.5 «Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»

№ узла

U ном

Pнагр.,МВт

Qнагр.,МВт

Uтреб..,кВ

Uрасч.,кВ

Откл-е %

21

10,5

30

14,4

10,5

9,82

6,4

51

10,5

20

9,6

10,3

9,41

8,6

61

11

10

4,8

10

9,89

1,1

71

10,5

45

23,04

10

8,63

13,7


Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Выбор количества отпаек производится по формуле:

 

- цена деления отпайки ,

x- число отпаек на которое нужно установить РПН.

Узел 51:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 :  ,=10,5 кВ

==2,047 %

 

 

 

==10,37

1/=1/10,37=0,096

Узел 71:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40000/ 110 :  ,=10,5 кВ

==3,025 %

 

 

 

==10,285

1/=1/10,285=0,0972

Узел 21:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 :  ,=10,5 кВ

==2,047 %

 

 

 

==10,367

1/=1/10,367=0,0964

Падение напряжения в узлах 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены в таблицу 3.1.6.

Таблица 3.1.6 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования»

№ узла

U ном

Pнагр.,МВт

Qнагр.,МВт

Uтреб..,кВ

Uпосле переключения РПН.,кВ

N отпайки

21

10,5

30

14,4

10,5

10,52

-3

51

10,5

20

9,6

10,3

10,03

-4

61

11

10

4,8

10

9,88

0

71

10,5

45

23,04

10

9,61

-6


Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 2.

3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов

вариант

При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 1-6. При установки второй цепи на участок 1-6 падение напряжение в установившемся режиме показано в таблице 3.2.1

Таблица 3.2.1 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,09

10,26

9,95

10,51


Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 3.

При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2 « Напряжение в узлах у аварийном режиме»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,22

8,25

8,96

10,04

Отклонение в %

2,6

21,5

9,95

0,4


Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 4.

Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 17% от Uтреб.

Выбор мощности БСК проводится для узла 5 с использованием программного комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к номинальному напряжению батареи вычисляется по формуле:

 

 

Емкостная проводимость на землю:

 

Узел 51:

 

 

После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью  проведен расчет, для послеаварийного режима (данные приведены в таблице 3.2.3).

Таблица 3.2.3 «Напряжение в узлах в послеаварийном при отключении линии 2-5»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,22

9,04

9,25

10,17

Отклонение в %

2,6

12,2

7,5

1,7


Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 5.

Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Регулирование проводим в узле 51:

==2,047 %

 

 

 

==9,97

1/=1/10,37=0,1003

Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице 3.2.4.

Таблица 3.2.4 «Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5, с РПН»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,22

10,10

9,32

10,20

Отклонение в %

2,6

1,9

6,8

2


Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от Uтреб. В установившемся режиме, после ликвидации аварии требуется отключение БСК т.к. в 5 узле напряжение превышает 5% от требуемого =14,2%.

Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 6.

Таблица 3.2.5 « Напряжение в узлах в становившемся режиме»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,14

11,77

10,04

10,45

Отклонение в %

3,4

14,2

0,4

4,5


3 вариант

При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 2-5. При установки второй цепи на участок 2-5 падение напряжение в установившемся режиме показано в таблице 3.2.6. Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 7.

Таблица 3.2.6 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,54

10,27

9,78

9,98


При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.7

Таблица 3.2.7 « Напряжение в узлах в аварийном режиме при отключении линии 2-5»

Узел

21

51

71

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,53

10,04

9,63

9,90

Откл-е в %

0,2

2,5

3,7

1


Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 8.

Напряжения не превышают 10 % в аварийном режиме и 5 % , в установившемся ,от требуемого напряжения в узле. При отключении линии 2-6 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.8.

Таблица 3.2.8 « Напряжение в узлах у аварийном режиме при отключении линии 2-6»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,43

9,89

8,44

8,05

Отклонение в %

0,6

3,9

15,6

19,5


Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 20% от Uтреб.

Выбор мощности БСК проводится для узла 6 с использованием программного комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к номинальному напряжению батареи:

 

 

Емкостная проводимость на землю:

 

Узел 61:

 

 

После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью  проведен расчет, для послеаварийного режима (данные приведены в таблице 3.2.9).

Таблица 3.2.9 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-6»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,51

10,05

8,92

9,27

Отклонение в %

0,01

2,4

10,8

7,3


Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Регулирование проводим в узле 71:

==2,047 %

 

 

 

 

==9,86

1/=1/10,37=0,1014

Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице 3.2.10.

Таблица 3.2.10 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-6»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,49

10,02

9,27

9,21

Отклонение в %



7,3

7,9


Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от Uтреб. в аварийном режиме. В установившемся режиме, после ликвидации аварии требуется отключение БСК т.к. в 6 узле напряжение превышает 5% от требуемого = 8,7%. Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 9.

Таблица 3.2.11 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»

Узел

21

51

71

61

Требуемое напряжение, кВ

10,5

10,3

10

10

Напряжение в узле, кВ

10,62

10,37

10,42

10,87

Отклонение в %

1,14

0,7

4,2

8,7


Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 10.

В двух вариантах, в процессе анализа потребовалась установка БСК, что привело к ликвидации завышения напряжения в аварийном режиме. Установка БСК приводит к качественной работе сети.

С добавлением в обе схемы цепи в линию, увеличиваются затраты на строительство, на издержки по амортизации и обслуживанию, также увеличиваются затраты на потери мощности. Включение БСК в сеть в 1-ом и 3 -ем вариантах увеличивает затраты на установку , но уменьшает издержки на потери мощности, поэтому экономический расчет обеих схем будет пересчитан.

схема:

=14 тыс/ км.*2*69*68,8=132,92 млн.р

=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р

=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р

66,46+43,6+58,8 +34,7)*=269,72 млн.рублей

 

 

=30*1*68,8=2,064 млн.р

 =45,5+27,244+2,064 =74,808 млн.р

= 74,808 млн.р +269,72 млн.р=344,528 млн.рублей

0,028*269,72=7,55 млн.р

0,094*74,808 =7,014 млн.р

 

==(33,56 млн.р

=7,55 +7,014+33,56=48,124 млн.р

=0,2*344,528 +48,124 +2,49=119,52млн.р

схема:

=12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р

=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р

=14 тыс/ км.*2*36*68,8=69,4 млн.р

37,3 +35,3 +72,24 +69,4)*=214,24 млн.рублей

=45,5 млн.р

 млн.р

 

=30*1*68,8=2,064 млн.р

=45,5+29,72+2,064=77,284 млн.р

= 77,284 млн.р +214,24 млн.р=291,524 млн.рублей

0,028*214,24 =5,99 млн.р

0,094*77,284 =7,265 млн.р

 

==(38,887 млн.р

=5,99+7,265+38,887 =47,142 млн.р

=0,2*291,524+47,142+2,49=107,94 млн.р

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Включение БСК в сеть в первом (1схема) и третий (3 схема) вариантах, а также добавление в линию второй цепи увеличивает затраты на установку, но уменьшает издержки на потери мощности. В целом первый и третий варианты в технико-экономическом плане являются равнозначными. За счет установки БСК в обе схемы , они являются устойчивыми к авариям по качеству электроснабжения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.                                         С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по курсу: Электроэнергетические системы и сети - федеральное агенство по образованию ГОУ ВПО «Уральский Государственный Технический университет».:Екатеринбург, 2005 год.

Приложение 1

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант 1)»


Приложение 2

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант2)»


Приложение 3

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант1)»


Приложение 4

«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант1)»


Приложение 5

«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант1)»


Приложение 6

«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант1)»


Приложение 7

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант3)»


Приложение 8

«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант3)»



Приложение 9

«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант3)»


Приложение 10

«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант3)»


Не нашли материал для своей работы?
Поможем написать уникальную работу Без плагиата!
Узнайте
Источник: https://www.bibliofond.ru/detail.aspx?id=806629

Смотрите также:

Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
_1-тема-СтрМетал
_1966(~1
_files_materials_5053_prog.ntr
_Антонян Ю.М., Сексуальные преступления. Чикатило и другие
_РГР № 1 (2)