Линия электропередачи напряжением 500 кВ

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. Анализ исходных данных

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

3.2.2 Составление баланса реактивной мощности

 Скачать реферат