Технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки. Геометрическое расположение существующих и мест сооружения новых подстанций, расчет максимальных мощностей нагрузки.
Аннотация к работе
Выполнить технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки. Геометрическое расположение существующих и мест сооружения новых подстанций в декартовой системе координат. Максимальные мощности нагрузки новых подстанций на пятый год их эксплуатации. Время использования максимальной нагрузки Тмахдля общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых нагрузок. Напряжение пункта питания в режимах максимальных нагрузок поддерживается на уровне 242 КВ.На рис.2 приведен граф существующей сети (без учета количества цепей ЛЭП) и точки размещения новых подстанций. Намечаем несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими подстанциями. Варианты схем с новыми линиями (с учетом количества цепей новых ЛЭП) приведены на рис.3. Расстояния между пунктами 1 и 2, а также между ними и близ расположенными существующими подстанциями А и Г приведены ниже: Рис.3 Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем соединения новых ЛЭПНоминальные напряжения электрических сетей в России установлены действующим стандартом (ГОСТ 721-77) и для вновь проектируемых электрических сетей составляют следующий ряд: 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 КВ. Приближенную оценку применения экономически целесообразных номинальных напряжений воздушных ЛЭП можно сделать по эмпирическим формулам: Стилла: А.М. залесского: Г.А Илларионова: где Р - передаваемая по линии активная мощность в МВТ на одну цепь, l-длина линии, км. Мощности, передаваемые по линиям радиально-магистрального варианта: Активная мощность на один провод: Расстояния между подстанциями увеличиваем на 20 % относительно воздушной прямой, с учетом стрелы провеса, тогда L 20% будет равно Рассчитаем номинальные напряжения ВЛ: Для А-1: ; По всем линиям радиально-магистрального варианта передается мощность одной из соответствующих подстанций.При проектировании ВЛ напряжением до 500 КВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. Значение Ір определяется по выражению: где I5 - ток линии на пятый год эксплуатации ВЛ в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности; Для линий 110-220 КВ значение ?i может быть принято равным 1,05,что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки; , , Рассчитаем ток линии на пятый год эксплуатации ВЛ в нормальном режиме, расчетный ток, суммарное сечение проводов фазы: Для варианта радиально-магистральной сети используются двухцепные линии, поэтому полученное выражение делим на 2: Сечение проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и цепности опор. Выполним проверку сечений в аварийном режиме, для этого смоделируем обрыв в каждой ЛЭП одного из проводов, в результате токи, Расчет аварийных режимов: Для проводов данного сечения аварийный ток меньше допустимого, значит сечения подходят.Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации, считая с года ввода первого трансформатора в работу. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями. Если эквивалентность двухступенчатого графика нагрузки вызывает сомнение, следует сделать несколько допущений и принять график с наибольшим запасом. а) График нагрузки с одним максимумом Для участка графика нагрузки без максимума значение К1 определяют как среднее значение нагрузки без максимума. При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть времени суток этот трансформатор будет работать с перегрузкой.Таблица 5.1 Параметры проводов ЛЭП для варианта радиально-магистральной сети Таблица 5.2 Параметры проводов ЛЭП для варианта замкнутой сети Таблица 5.3 Параметры трансформаторов для новых подстанций электрической сети На всех подстанциях установлено по два трансформатора.Расчеты режима максимальных нагрузок выполняются по схеме существующей сети с добавление новых ЛЭП и подстанций с целью определения допустимости режимов напряжений узлов, составления баланса по реактивной мощности, определения суммарных потерь мощности для последующего вычисления затрат и проверки загрузки элементов существующей сети вследствие подключения новых потребителей.В начале, выполним расчет баланса реактивной мощности и выберем мощности компенсирующих устройств. Для этого вычислим требуемую мощность компенсации исходя из максимально возможного значения коэффициента реактивной мощности пункта питания.
План
Содержание
Задание и исходные данные
1. Выбор вариантов схем соединений ЛЭП
2. Выбор номинальных напряжений ВЛ
3. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП
4. Выбор силовых трансформаторов на понижающих подстанциях
4.1 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-1
4.2 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-2
4.3 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-3
5. Составление принципиальных и расчетных схем вариантов
6. Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности
6.1 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для радиального варианта электрической сети
6.2 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для кольцевого варианта электрической сети
7. Выбор схем присоединения к сети новых и расширения существующих понижающих подстанций
8. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети
8.1 Капитальные вложения для сооружения электрической сети
8.2 Расчет составляющих потерь мощности в вариантах сети
8.3 Расчет составляющих и полных затрат в вариантах сети