Линия электропередачи напряжением 500 кВ (стр. 9 из 16)

Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (ЛЭП) приведены в приложении 10.

Анализ: при отключении одной цепи наиболее загруженной линии получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ.Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.5

Анализ режима аварийного отключения одной цепи наиболее загруженной линии

Линия	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провода	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Iдоп, А	390	450	265	265	330	330	390
Данные расчета режима на ЭВМ
Р, МВт	57,2	20,4	20,4	7,5	6,9	25,8	59,9
I, А	342	229	108	130	119	144	383

Таким образом, при выходе из работы одной цепи, вторая цепь позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).

б) Отключение самого мощного трансформатора ТДТН – 63000/110 подстанции №1 в режиме наибольших нагрузок, тогда параметры трансформатора изменятся следующим образом: сопротивления обмоток увеличатся в два раза, а потери холостого хода уменьшатся в два раза:

Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (трансформатор) приведены в приложении 10.

Анализ: при отключении одного самого мощного трансформатора ТДТН – 63000/110 подстанции №1 мы получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.6

Анализ режима отключения наиболее мощного трансформатора

Линия	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провода	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Iдоп, А	390	450	265	265	330	330	390
Данные расчета режима на ЭВМ
Р, МВт	55,8	60,4	20,4	7,5	7	25,8	51,4
I, А	368	394	108	132	121	142	382

Таким образом, при выходе из работы одного трансформатора, второй позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).

3.5 Регулирование напряжения сети

Для того, чтобы выдержать необходимые напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме напряжение должно быть не ниже 105% номинального, а в период наименьших – не выше 100% номинального.

Для регулирования напряжения применяем трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН). Выберем необходимое число отпаек РПН трансформатора для соответствующего режима. Результаты регулирования представлены в приложении 11.

Таблица 3.7

Параметры трансформаторов

Маркатрансфор-матора	ТДТН-63000/110	ТРДН-25000/110	ТДН - 16000/110	ТМН - 6300/35	ТМН –10000/35
UномВН, кВ	115	115	115	35	36,75
UномНН, кВ	10,5	10,5	11	11	10,5
UномСН, кВ	38,5
ΔUрег, %	±9×1,78	±9×1,78	±9×1,78	±6×1,5	±9×1,3
Е, %	5	5	5	10	0

При этом коэффициент трансформации считается по формуле:

X-шаг(отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, n-количество отпаек.

Изменённый коэффициент трансформации вводится для повторного расчёта режима на ЭВМ.

Таблица 3.8

Результаты расчёта установившегося режима после регулирования

НБ	НМ	ПАВ1	ПАВ2
п1	10,5	9,9	10,5	10,6
п2	10,4	10,1	10,7	10,8
п3	10,6	10,0	10,5	10,6
п4	10,8	10,1	10,3	10,3
п5	10,5	10,0	10,7	10,4
п6	10,6	9,9	10,4	10,5

Вывод: дана краткая характеристика исходных данных районной электрической сети. В ходе работы была определена потребная району мощность, величина которой равна 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности. С учётом географического положения пунктов были составлены рациональные варианты схемы развития сети. Для выбранных схем были предварительно определены напряжения для линий по формуле Г.А.Илларионова, далее выбрали (проверили): сечения проводов, трансформаторы у потребителей. Затем произвели технико-экономическое сравнение вариантов схем, оценив для каждого капиталовложения и издержки, по результатам которого выбрали наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта схемы была составлена схема замещения, и произведён расчет её параметров. Далее осуществили расчёт и анализ режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима. В этих трёх режимах значения напряжений у потребителей оказались отличными от требуемых ПУЭ (для режима наибольших нагрузок и послеаварийных режимов оно составляет 10,5кВ, для режима наименьших нагрузок-10кВ), что было отрегулировано с помощью РПН.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

4.1 Линия электропередачи 500 кВ

Порядок выполнения расчётов:

1. Определяются капитальные вложения. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам.

2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт сети.

3. Вычисляются ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии.

4. Определяется себестоимость передачи 1кВт·ч электроэнергии.

В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:

Двух СК КСВБ-50/11,

9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500

Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.

З = Е_н· К_å + И_å

К_å = К _л1 + К _л2 + К_ГЭС + К_П/СТ

1) К_л1 = 2·к_0(300))· ℓ₁ = 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.

2) К_л2 = к_0(300))· ℓ₂ = 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.

3) К_ГЭС = К_орувн + К_тр +К _пч

К_орувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.

К_тр = 4∙493 = 1972 тыс. руб.

К_пч = 4100 тыс. руб.

К_ГЭС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.

4) К_П/СТ = К_{ОРУ ВН} + К_{ОРУ СН} + К_ТР + К _пч + К_КУ

К_{ОРУ ВН} = 260∙6 =1560 тыс. руб.

К_{ОРУ СН} = 110∙8 =880 тыс. руб.

К_ТР = 2∙1260 = 2520 тыс. руб.

К _пч = 4100 тыс. руб.

К_КУ = К_Р + К_СК

К_КУ = 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.

К_П/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.

Тогда К_å = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.

И_å=И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.} = И_{å а.о.р.вл} + И_{å а.о.р.ору вн ГЭС} + И_{å а.о.р.п/ст}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.

И_{å а.о.р. ГЭС} = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.

И_{å а.о.р.п/ст} = 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.

И_{å а.о.р} = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.

И_{потери ээΣ} = И_{потери ээВЛ} + И_{потери ээтр}

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

а) в линии 1:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1 · α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= (S²_мах/ U²_ном )∙R_л = 1059² /500² ·0,034·510/2 = 29 МВт

W_год = 5,843∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 5,843∙10⁶/1020 =5728 час.

τ _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

ΔW _л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} = 2∙10^-2∙123300+ 1,75∙10^-2∙70 = 2467 тыс. руб.

б) в линии 2:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1 · α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= (S²_мах/ U²_ном )∙R_л = 519,2² /500² ·0,034·380 = 21,6 МВт

W_год = 5,843∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 5,843∙10⁶/1020 =5728 час.

τ _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

ΔW _л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} = 2∙10^-2∙91865+ 1,75∙10^-2∙53,2 =

1838 тыс. руб.

Тогда И_{потери ээВЛ} = И_{потери ээВЛ1} + И_{потери ээВЛ2} =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

И_{потери ээтр} = З^I∙ΔР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ _т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

И_{потери ээтр} = 2∙10^-2∙

∙0,121(2346_./1251)²∙4129,6 + 1,75∙10^-2∙4∙0,42 ·8760 =