3.4.4 Расчет и анализ послеаварийного режима

а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛ ИП1–2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линии ВЛ2–1.При этом оба трансформатора подстанции №1 остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры линии ВЛ ИП1-2, ВЛ 2-1.

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

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

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

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

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-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ 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 = Ен· Кå + Иå

Кå = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ

1) Кл1 = 2·к0(300))· ℓ1 = 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.

2) Кл2 = к0(300))· ℓ2 = 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.

3) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

 Корувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.

 Ктр = 4∙493 = 1972 тыс. руб.

 Кпч = 4100 тыс. руб.

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

4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ

КОРУ ВН = 260∙6 =1560 тыс. руб.

КОРУ СН = 110∙8 =880 тыс. руб.

КТР = 2∙1260 = 2520 тыс. руб.

К пч = 4100 тыс. руб.

ККУ = КР + КСК

ККУ = 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.

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

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

Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ

Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС + Иå а.о.р.п/ст

Иå а.о.р.вл = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.

Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.

Иå а.о.р.п/ст = 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.

Иå а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

 а) в линии 1:

ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1

 ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 10592 /5002 ·0,034·510/2 = 29 МВт

 Wгод = 5,843∙106 МВт·ч

 Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.

 τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час

 ΔW л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч

 ΔWкор л1 = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч

 ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)

 Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙123300+ 1,75∙10-2∙70 = 2467 тыс. руб.

 б) в линии 2:

 ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1

 ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙Rл = 519,22 /5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт

 Wгод = 5,843∙106 МВт·ч

 Тмах = Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.

 τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час

 ΔW л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч

 ΔWкор л1 = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч

 ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)

 Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙91865+ 1,75∙10-2∙53,2 =

 1838 тыс. руб.

Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

 а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

Ипотери ээ тр = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760

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

365,32 тыс. руб.

б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:

Ипотери ээ тр п/ст = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760

Ипотери ээ тр п/ст = 2∙10-2∙1/6∙0,49∙(536·./1002)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙6∙0,15 ·8760 =139,9 тыс. руб.

Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.

И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ

И∑ = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З = Ен· Кå + Иå

З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = Иå /Wгод

С = 8543,92 /5,843∙106 = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч

4.2 Районная электрическая сеть

Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.

Таблица 4.1

Капиталовложения в линии

Таблица 4.2

Расчет капиталовложений в подстанции

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11