Выводы: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З1 = 4800 тыс. руб. З2 = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.
3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
3.1.1 Характеристика электрифицируемого района
Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.
3.1.2 Характеристика потребителей
В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными:
- в пункте 1 содержится 50% потребителей – I категории, 30% - II категории, 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;
- в пункте 2 содержится 70% потребителей – I категории, 20% - II категории, 10% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;
- в пункте 3 содержится 40% потребителей – I категории, 30% - II категории, 30% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт;
- в пункте 4 содержится 20% потребителей – I категории, 20% - II категории, 60% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 7 МВт;
- в пункте 5 содержится 10% потребителей – I категории, 40% - II категории, 750% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт;
- в пункте 6 содержится 25% потребителей – I категории, 25% - II категории, 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт.
Во всех пунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, часть потребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, для которых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического восстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепным линиям.
Номинальное напряжение вторичных сетей всех пунктов – 10 кВ.
3.1.3 Характеристика источников питания
Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ.
В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция 500/110/10 кВ.
3.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
3.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии
Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют примерно 5 % от суммарной максималь-ной зимней нагрузки.
По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).
Наибольшая мощность 139 МВт с 8 до 12 часов.
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).
Наименьшая мощность 30,5 МВт с 20 до 4 часов.
Принимаем график активной мощности источника питания ИП1 равной значению РИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:
РИП1 = 90,6 МВт
Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь):
РИП2 = Р∑Зmax – РИП1 = 139 – 90,6 = 48,4 МВт
Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа суток:
Полученные результаты сведем в таблицу 3.1.
Таблица 3.1
Годовое потребление электроэнергии
|
№ пункта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Wзим, МВт |
1074 |
501,6 |
272 |
106,4 |
149,6 |
340 |
|
Wлет, МВт |
537,2 |
250,8 |
136 |
523,2 |
74,8 |
170 |
|
Wгод, МВт |
303500 |
141700 |
76840 |
30060 |
42260 |
96050 |
3.2.2 Составление баланса реактивной мощности
Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий.
,
где - потребная реактивная мощность,
- суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,
- потери реактивной мощности в линиях,
- потери реактивной мощности в трансформаторах,
- зарядные мощности линий.
Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность – в период с 8 до 12 часов:
Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).
Наибольшая мощность 60,52 Мвар с 8 до 12 часов.
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).
Наименьшая мощность 14,03 Мвар с 20 до 4 часов.
Тогда получим:
Реактивной мощности, вырабатываемой системой, недостаточно для покрытия потребности потребителей, поэтому на всех пунктах необходима установка компенсирующих устройств.
Размещение КУ производим по условию равенства cosφ у потребителей.
Найдем cosφср. взв
Таблица 3.2
Расчет желаемой реактивной мощности в пунктах
|
№ пункта |
№1 |
№2 |
№3 |
№4 |
№5 |
№6 |
|
0,456 |
0,484 |
0,456 |
0,426 |
0,484 |
0,426 |
|
|
40 |
33 |
20 |
7 |
11 |
25 |
|
|
24,9 |
10,94 |
6,06 |
1,91 |
3,65 |
7,133 |
Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.
Новое значение реактивной мощности и cosφ:
Расчет сведем в таблицу П5.5 (приложение 5).
3.3 Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
3.3.1 Составление рациональных вариантов схем сети
Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач.
Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20
