Энергетическая сеть района. Дипломная (ВКР). Физика.
💣 👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Энергетическая сеть района
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Развитие энергетики и электрификации в
значительной мере определяет уровень развития всего государства.
В наше время нет ни одной отрасли народного
хозяйства, в которой бы не использовалось в той или иной степени электрическая
энергия. К важнейшим направлениям научно-технической революции относится замена
физической энергии человека другими видами энергии и, главное, электрической. С
этим и связано беспрерывное развитие электроэнергетики, а, значит, и систем
электроснабжения. Наряду с общими тенденциями нельзя забывать об увеличении
требований к энерго- и электросбережению вследствие сложившейся ситуации не
только на Украине, но и во всем мире с топливно-энергетическими ресурсами,
которых становится всё меньше.
При проектировании электроснабжения промышленного
района необходимо учитывать требования к электрической сети, прежде всего по
надежности электроснабжения и бесперебойности питания потребителей I
категории. Важнейшую роль в этом играет релейная защита элементов сети. В
проекте рассмотрена релейная защита трансформаторов проектируемой подстанции и
даны рекомендации по ее исполнению.
При работе над дипломным проектом использованы
директивные материалы и справочная литература по проектированию электрических
систем и сетей, электрических станций и подстанций, а также учебная и
научно-техническая литература по расчетам установившихся и переходных режимов
электрических систем электроснабжения, расчетам параметров и выбору
оборудования линий электропередачи и понижающих подстанций. Использованная литература
указана в списке литературы.
Расчеты установившихся режимов сети выполнены на
ПЭВМ по программе РРС-9, разработанной на кафедре электроснабжения городов ХНАГХ.
1. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА
трансформатор баланс реактивный мощность
1.1 Анализ
электроснабжения промрайона. Постановка задачи
Промышленный район находится в Харьковской
области и получает питание от Северной электрической системы через подстанцию
330/110 кВ ПС1. Мощность
энергосистемы и автотрансформаторов ПС1
достаточны для покрытия потребностей района по активной мощности. Выдача
реактивной мощности ограничена в режиме наибольших нагрузок на уровне Qсист
≤
80 Мвар. В режиме наибольших нагрузок энергосистема поддерживает напряжение на
шинах 110 кВ ПС1
U1нб
= 117 кВ, в режиме наименьших
нагрузок - U1нм
= 118 кВ.
Промрайон характеризуется развитым
сельскохозяйственным производством с большим количеством промышленных
предприятий по переработке сельскохозяйственной продукции (сахарные заводы,
спиртзаводы, хлебоприемные пункты и др.). Имеются предприятия химической и
нефтеперерабатывающей промышленности, машиностроения и металлообработки,
предприятия радиотехнической и электротехнической промышленности. Надежность
электроснабжения промрайона имеет большое значение для экономики района.
Питание потребителей промрайона осуществляется
через 6 понижающих подстанций, имеющих резервированное подключение к сети 110
кВ (рисунок 1.1). На расчетный период предусматривается ввод новой подстанции
ПС8. Электрическая схема соединений эксплуатируемой сети 110 кВ и типы
понижающих трансформаторов приведены на схеме (рисунок 1.2). Нагрузки
подстанций и категории потребителей по надежности электроснабжения на расчетный
период даны в таблице 1.1. Усредненное значение числа часов наибольшей нагрузки
составляет для промрайона Тнб = 4500 час, потребление в режиме наименьших
нагрузок - 40 % от максимального. Коэффициент попадания нагрузки промрайона в
максимум энергосистемы Км = 0,9.
Коэффициенты разновременности максимумов
активной и реактивной нагрузок подстанций КрмP = 0,9, КрмQ
= 0,95.
В работе следует рассмотреть вопросы развития и
реконструкции питающей сети 110 кВ на пятилетнюю перспективу. Целью проекта
является выработка рекомендаций по этим вопросам.
В дипломном проекте должен быть решен ряд задач.
1. Выбрать
оптимальную схему развития электроснабжения с учетом существующей сети и
перспектив развития промышленных районов.
2. Проверить
соответствия линий электропередач изменившимся потокам мощности, определить
объемы реконструкций и строительства новых линий.
3. Проверить
соответствие мощности трансформаторов новым нагрузкам, провести замену
трансформаторов на действующих подстанциях и выбрать трансформаторы на
проектируемой подстанции.
4. Выполнить
анализ, установившихся режимов проектируемой сети.
Таблица 1.1 - Электрические нагрузки сети
Состав
потребителей по категориям, %
- нагрузки приведены на стороне 10 кВ;
нагрузки даны для режима зимнего максимума;
1.2 Предварительная
оценка развития сети 110 кВ промышленного района
Задачами предварительной оценки являются:
·
приближенный
расчет баланса активной и реактивной мощностей , оценка необходимости
компенсации реактивной мощности по условию баланса;
·
оценка
пропускной способности линий, выявление в потребности реконструкции сети;
·
рассмотрение
вариантов присоединения проектируемой подстанции (ПС 8).
1.2.1 Балансы активной
и реактивной мощности
Для приближенной оценки балансов активной
мощности примем потери активной мощности примем потери активной мощности 6% от
суммарной нагрузки. Потребление активной мощности из системы (на линиях 110 кВ
ПС 1) составит:
Pсист = КрмP +0,06 (1.1)
где Pсист -
мощность потребления из системы; Рni - активная
нагрузка i-й
подстанции; Крмр - коэффициент равномерности максимумов активной нагрузки; n -
количество понижающих подстанций
Рсист = (0,9+0,06)
(11,3+18+23,8+7,8+12,1+42+20,1) = 0,96·135,1 = 129,7 МВт.
Согласно заданию центр питания (ПС
1) обеспечивает необходимую активную нагрузку.
В балансе реактивной мощности
учитывают все источники и потребители реактивной мощности:
Qсист + Qсист+ = КрмQ + + (1.2)
где Qсист -
реактивная мощность, отпускаемая системой; Qку -
мощность компенсирующих устройств; Qcj - зарядная
мощность j-й линии; Qni -
реактивная нагрузка i-й ПС; ∆Qтi - реактивные
потери в трансформаторах i-й ПС; ∆Qлj -
реактивные потери j-й линии; m -
количество линий; КрмQ - коэффициент разновременности
максимумов реактивной нагрузки.
Для приближенной оценки баланса
считают, что генерация и потери реактивной мощности в линиях равны ( ≈ ),
реактивные потери принимают 8 - 10 % от полной мощности нагрузки [2]. При этих
допущениях оценим мощность компенсирующих устройств из условия баланса:
ку ≈ КрмQ + - Qсист (1.3)
= 5,4+8,9+9+3,4+6+23+9,5 = 65,2
Мвар;
Согласно (1.3.) Qку =
0,95·65,2+14,5-80 = -3,5 Мвар
Ввод компенсирующих устройств по условию баланса
реактивной мощности не требуется.
.2.2 Выбор и проверка
трансформаторов
На новой ПС6 требуется установка двух
трансформаторов. Выбор их мощности производится из условия допустимой
перегрузки на 40 % при отключении одного из них.
т.ном ³ Sni/1,4 (1.4)
где Sni
- мощность максимальной нагрузки подстанции.
На действующих реконструированных подстанциях
выполнена проверка загрузки трансформаторов по коэффициентам загрузки:
где n -
количество включенных трансформаторов на ПС.
Расчеты по выбору и проверке
трансформаторов сведены в таблицу 1.2.
На ПС8 выбраны трансформаторы типа
ТРДН-16000/110.
На действующих подстанциях замена
трансформаторов и разгрузка потребителей не требуется. Коэффициент загрузки в
нормальном режиме Кзн< 0,7, а в послеаварийном КзА< 1,4.
Таблица 1.2 - Выбор и проверка трансформаторов
Номинальная
мощность и количество установленных трансформаторов.
Номинальная
мощность и количество устанавливаемых трансформаторов.
Загрузка
трансформаторов в нормальном режиме.
Загрузка
трансформаторов в послеаварийном режиме.
Мощность
отключаемых потребителей потребителей III
категории.
1.2.3 Анализ вариантов
развития сети
Промрайон имеет разветвленную питающую сеть 110
кВ. Рассмотрено три варианта подключения новой ПС 8 к сети, каждый из которых
требует разную сумму капитальных вложений для его реализации и имеет разную
стоимость эксплуатации. Выбор варианта - задача технико-экономическая. В данном
подразделе требуется определить возможность технической реализации каждого из
рассматриваемых вариантов.
Расчеты режимов выполнены по программе РРС-9.
Кодировка сети для ввода в ЭВМ приведена в таблице 1.2.1, таблице 1.2.2,
таблице 1.2.3. Нагрузки в узлах даны в таблице1.3. Конфигурация сети учитывает
все рассматриваемые варианты. Расчет нормального или послеаварийного режимов по
конкретному варианту производится при отключении ветвей, не используемых в
данном расчете
I вариант -
подключение ПС8 в рассечку в ВЛ 1-6 (рисунок 1.3). Требуется строительство двух
ВЛ 110кВ суммарной длиной 11,4 км с проводами АС-240. Подстанция ПС8 вводится
по проходной схеме (мостик).
II вариант - радиальное
подключение ПС8 к подстанции ПС7 (рисунок 1.4). Требуется устройство двух ВЛ
7-8 длиной по 22 км. Подстанция ПС8 вводится по тупиковой схеме «два блока
линия - трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой» .
Сечение проводов ВЛ 7-8 выбираем по
экономическим интервалам мощности. По каждой из линий ВЛ 7-8 проходят мощность
Р8/2 = 10 МВт. Для двухцепных линий 110 кВ на железобетонных опорах в III
районе по толщине стенки гололеда выбираем провода АС-120.
Схема ПС8 - тупиковая, на ПС7 требуется
выключатель на цепях линии.
III вариант -
подключение ПС8 в рассечку по одной линии в узле 9 к ВЛ 1-6. Другая линия ВЛ
1-8 будет расположения вдоль лини ВЛ 1-6 до центра питания ЭС. Таким образом мы
укрепили существующую сеть с дополнительными ВЛ 1-8 и ВЛ 8-9.
Требуется строительство двух ВЛ 110 кВ от ПС8 до
центра питания с длиной 40,7 км и от ПС8 до ВЛ 1-6 с длиною 5,7 км сечения
провода АС-240.
Схема ПС8 - тупиковая, на ПС1 требуется ввод
одной ячейки 110 кВ.
Рисунок 1.3 - I вариант подключения ПС 8
Рисунок
1.4 - II Вариант подключения ПС 8
Рисунок 1.5 - III Вариант
подключения ПС 8
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных
режимов для I варианта
рассмотрены отключения ВЛ 1-2 и ВЛ 1-8.Послеаварийные режимы проходят заметно
тяжелее. Наибольшее снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1-8 на
ПС2 - U2А = 78,72 кВ.
Отключение напряжения на i-й
подстанции находим по формуле
(1.6)
По результатам анализа расчетов
режимов I варианта
можно сделать вывод, что I вариант - технически нереализуем.
Послеаварийные режимы в II варианте,
отключения ВЛ 1-и ВЛ 7-8 проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. II вариант -
технически реализуем.
В качестве наиболее тяжелых
послеаварийных режимов для III варианта рассмотрены
отключения ВЛ 1-2 и линии ВЛ 1-9, ВЛ 1-8. Перегруженных линий нет. Наибольшее
снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1-2 на ПС2 - U2А = 94,06
кВ. Отключение напряжения на i-й подстанции находим по формуле
(1.6).
Отключение напряжения не превышает
диапазон регулирования устройства РПН, ±16 %. С учетом того, что в послеаварийном
режиме допускается дополнительное снижение напряжения у потребителей на 5 %
(±10 %), можно говорить, что отключение напряжения близко к предельно
допустимому. Для более точной оценки технической реализуемости варианта
требуется выполнить расчета по регулированию напряжения с учетом потери
напряжения в трансформаторах. Перегруженных линий в послеаварийных режимах
третьего варианта нет.
Послеаварийные режимы в III варианте,
отключения ВЛ 1-2 и ВЛ 1-9, ВЛ 1-8, проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. III вариант -
технически реализуем.
1.3
Технико-экономическое сравнение вариантов
Обоснование решений (рекомендаций) при
проектировании электрических сетей осуществляется на основе
технико-экономического сопоставления вариантов схем и параметров сети путем
оценки их сравнительной эффективности [2].
Обоснование решений производится по минимуму затрат при условии, что
сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (или требуемый) энергетический
эффект.
З = К + Иt
/ Е,∙ (1.7)
где З - дисконтные затраты ; К - капитальные
вложения в строительство сети; Ен - нормативный коэффициент эффективности
капиталовложений, Ен=0,12; И - ежегодные издержки производства;
При проведении технико-экономического сравнения
сделано допущение, что стоимость оборудования, строительно-монтажных работ и
эксплуатации изменились пропорционально по сравнению с приведенными в
справочной литературе [4].
Капитальные вложения в строительство подстанций
и линий определены по укрупненным показателям элементов [4].
Расчет капитальных вложений приведен в табл.
1.6. Учтены затраты на элементы сети отличающиеся в разных вариантах по типу
либо по количественным показателям.
1.3.2 Годовые издержки
на эксплуатацию
Издержки на эксплуатацию (И) имеют две части:
состовляющую пропорциональную капиталовлажениям (Ик) и затраты на возмещение
потерь электроэнергии (И∆w).
Составляющая Ик является отчислениями на амортизацию, ремонт и обслуживание
оборудования
. (1.8)
Нормативные коэффициенты отчислений
[4] составляют для ВЛ 35 кВ и выше на железобетонных опорах Рвл = 2,8%, для
подстанций 35 и 110 кВ Рпс = 9,4%. Расчет Ик для рассматриваемых вариантов
будет приведен в итоговой таблице технико-экономического сравнения.
Определим составляющую И∆w. Она
зависит от годовых потерь электроэнергии в сети (∆w) и удельных
затрат на возмещение потерь электрической энергии в сетях (Сэ):
И∆w = ∆W·Сэ . (1.9)
Таблица 1.6 - Расчет капитальных вложений
Ячейка
выключателей для реконструкции
Мостик
с выключателями в цепях линий
Два
блока линия ‒
трансформатор с выключателями
Двухцепнач
линия с проводами АС-120
Для европейской части СНГ, при Тнб = 4500 час и
коэффициенте попадания в максимум энергосистемы Кн = 0,9 найдем по графику [4,
рис. 8.1] Сэ = f (τ/кM).
Время максимальных потерь [5]
, (1.10)
Определяем для τ/км = 2886 /
0,9 = 3207 час
Сэ = 2,4 ком / кВт·час = 0,024 тыс.грн
/ МВт·ч
Потери электроэнергии найдем через
время наибольших потерь [5]:
∆W = ∆Pнб · τ , (1.11)
где ∆Рнб - потери мощности в
сети в режиме наибольших нагрузок.
Потери электроэнергии за год
составят (1.12):
Издержки на возмещение потерь
электроэнергии (1.10)
И∆wIII = 20288
·0,024 = 487 тыс.грн.
Расчеты по формулам (1.8), (1.9)
выполнены в таблице 1.7.
Более низкие издержки на
эксплуатацию в III варианте не окупают большие затраты
на строительство. Во II варианте приведенные затраты
ниже.
Для дальнейшего рассмотрения
выбираем II вариант
развития сети, как оптимальный.
Таблица 1.7 - Итоговая таблица сравнения
вариантов, тыс. грн.
Стоимость
учтенных элементов подстанции
Ежегодные
отчисления на эксплуатацию подстанций
Ежегодные
отчисления на эксплуатацию линий
Ежегодные
затраты на возмещение потерь электроэнергии
Капитальные
вложения, приведенные к одному году
Целью раздела является анализ установившихся
режимов работы спроектированной сети при наибольших и наименьших нагрузках, а
также при наиболее тяжелых аварийных отключениях. Расчеты выполняются с
уточненными параметрами схемы замещения сети и учетом потерь мощности в
трансформаторах.
1.4.1 Схема замещения
для уточненных расчетов
Использована схема замещения с параметрами,
рассчитанными по удельными значениями сопротивлений и зарядной мощности [4].
Параметры схемы замещения определены по формулам
rл = r0
l /n; (1.12)
где rл,
хл - активное и реактивное сопротивления; Qc
- зарядная мощность линий;
r0, x0,q0
- соответствующие удельные параметры (на 1 км длины); l
- длина линий, км; n -
количество параллельных линий.
Расчет параметров схемы замещения выполнен в
таблице1.8.
Для уменьшения количества узлов в
схеме замещения нагрузки подстанций приводят к высокой стороне трансформаторов.
С этой целью в нагрузке каждой подстанции(S pacr i) учитывают
, наряду с нагрузкой на низкой стороне (S ni), потери в
трансформаторах (∆S тi) и
генерацию реактивной мощности подходящими линиями ( ). Для i-й
подстанции
pacr i = Sni
+ ∆Sтi
- j (1.13)
Потери в трансформаторах состоят из
потерь в стали (∆Sст = ∆Рст + j∆Qст) и потерь
в меди (∆Sм = ∆Рм + j∆Qм).
∆Sт = ∆Sст + ∆Sм (1.14)
Таблица 1.8 - Параметры схемы замещения линий
Количество
цепей, марка и сечение провода
Расчет потерь произведен с использованием
паспортных и расчетных данных трансформаторов.
∆Qст
= n · ∆Qx (1.15)
где ∆Px,
∆Qx - потери
холостого хода одного трансформатора; n
- количество трансформаторов на ПС.
Расчет потерь в меди выполнен по формулам [5]:
∆Qн = (1.16)
где ∆Рк - активные потери
короткого замыкания; Uк - напряжение короткого замыкания; Sт ном -
номинальная мощность трансформаторов.
Расчет нагрузок приведен в таблице
1.9.
Информация для ЭВМ о конфигурации
сети дана в таблице 1.10, нагрузки в узлах - в таблице1.11 при нормальной схеме
работы (П2.1) не выходят за пределы допустимых значений: напряжения в узлах
находятся в пределах от номинального до средне номинального значения,
перегруженных линий нет.
В качестве наиболее тяжелых
послеаварийных рассмотрим пять режимов: Отключение одной ВЛ 1-7 и отключение
головных участков .
Наиболее тяжелым по загрузке линий
оказался режим отключения одной ВЛ 1-2 (П2.1.1.). Переток активной мощности по
оставшейся в работе ВЛ 1-9 составляет Р9-1А = 55,57 МВт при допустимой мощности
по нагреву для проводов АС-240 Рдоп = 108,.8 МВт при температуре воздуха +250С.
С учетом температуры воздуха на момент зимнего максимума (+50С) допустимую
мощность можно увеличить на 20% (Рдоп+5 = 130,6 МВт). Этого достаточно для
данного режима.
Таблица 1.9 - Расчетные нагрузки подстанций
Количество
и номинальная мощность трансформаторов
Номинальное
напряжение на стороне ВН трансформатора
Потери
активной мощности холостого хода
Потери
активной мощности короткого замыкания
Потери
реактивной мощности холостого хода
Активное
сопротивление обмоток трансформатора
Реактивное
сопротивление обмоток трансформатора
Наибольшая
активная нагрузка на стороне НН
Наибольшая
реактивная нагрузка на стороне НН
Наибольшая
полная нагрузка на стороне НН
Потери
активной мощности в магнитопроводах "n"
трансформаторов
Потери
активной мощности в обмотках "n"
трансформаторов
Суммарные
потери активной мощности в "n"
трансформаторов
Расчетная
активная нагрузка подстанции
Потери
реактивной мощности в магнитопроводах "n"
трансформаторов
Потери
реактивной мощности в обмотках "n"
трансформаторов
Суммарные
потери реактивной мощности в "n"
трансформаторов
Реактивная
мощность, генерируемая линиями, отнесенная к шинам ВН
Расчетная
реактивная нагрузка подстанции
Самое низкое напряжение зафиксировано на ПС 2
при отключении ВЛ 1-2, ВЛ 1-7 (П2.1.1). U2A
= 92,29кВ, что соответствует отключению напряжения V2A
=-16,1%. Данная величина входит за пределы регулирования устройства РПН, но с
учетом возможности дополнительного снижения напряжения в послеаварийном режиме
на 5%, удовлетворяет требованиям регулирования.
При минимальных нагрузках мощности одного
трансформатора достаточно для обеспечения потребителей. Отключение одного
трансформатора приводит к двукратному снижению потерь мощности в стали и
двукратному увеличению потерь в обмотках. В зависимости от величины нагрузки
отключение одного трансформатора может приводить как к снижению, так и к
увеличению суммарных потерь мощности в трансформаторах. Экономия на потерях
мощности имеет место в том случае, если нагрузка снизилась и стала меньше
критической Sкр [5].
В таблице 1.13 приведены расчеты
целесообразности отключения одного трансформатора.
При определении целесообразности
отключения трансформаторов учтено, что на блочных подстанциях эта операция
плохо согласуется со схемой сети.
Расчет нагрузки подстанций,
приведены к стороне ВН, выполнены с учетом отключения одного трансформатора.
Расчетные нагрузки для ввода в ЭВМ показаны в таблице 1.14. Определение
расчетных нагрузок с учетом отклонения трансформаторов в режиме летнего
минимума приведено в таблице 1.15.
В режиме наименьших нагрузок
наибольшее напряжение наблюдается на ПС6, U6нм = 113,95
кВ. Согласно (1.6) отключение напряжения на шинах 110 кВ
Отключение напряжения находится в
пределах диапазона регулирования РПН. Перетоков реактивной мощности из сети
промрайона в энергосистему нет.
Таблица 1.13 - Целесообразное
количество включенных трансформаторов
Число
и установленная мощность трансформаторов
Целесообразное
число включенных трансформаторов
Таблица 1.14 - Нагрузки в узлах в режиме летнего
минимума
Таблица 1.15 - Минимальные расчетные нагрузки
Количество
и номинальная мощность трансформаторов
Потери
активной мощности в магнитопроводах
Потери
активной мощности в обмотках
Суммарные
потери активной мощности в трансформаторах
Потери
реактивной мощности в магнитопроводах
Потери
реактивной мощности в обмотках
Суммарные
потери реактивной мощности в трансформаторах
Реактивная
мощность, генерируемая линиями
Пределы регулирования определяются следующими
требованиями: в режиме наибольших нагрузок в центре питания распределительной
сети необходимо обеспечивать напряжение на 5 % выше номинального, в режиме
наименьших нагрузок ‒ не выше
номинального; в послеаварийных режимах допускается увеличение отклонения
напряжения на 5 %. Таким образом, желаемое отклонение напряжения в режиме
наибольших нагрузок составляет 5 %.
Определить возможность регулирования напряжения
на ПС2 в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Схема замещения
представлена на рисунке 7.4.
Рисунок 1.6 - Схема замещения трансформаторов
ПС2
Желаемое напряжение на шинах НН ПС определяется
по формуле:
Найдём потери напряжения в трансформаторах по
формуле:
Разница в потере напряжения определяется разными
напряжениями U1i
и отключением одного трансформатора в послеаварийном режиме.
Находим напряжение на стороне НН
трансформаторов, приведенное к стороне ВН:
Находим расчетное значение ответвлений:
Округляем значения ответвлений до ближайших
стандартных. На ПС2 имеем предельное ответвление:
Найдём реальный коэффициент трансформации:
Найдём действительное значение напряжения на
шинах НН:
На ПС2 диапазон регулирования напряжения
достаточен в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Так как на
ПС2 наблюдаются наибольшие отклонения напряжения в проектируемой сети, то можно
сделать вывод о достаточности диапазона регулирования напряжения устройствами
РПН трансформаторов во всей сети.
Активное
сопротивление обмоток трансформатора
Реактивное
сопротивление обмоток трансформатора
Наибольшая
активная нагрузка на стороне НН ПС
Наибольшая
реактивная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУ
Потери
напряжения в трансформаторах
Напряжение
на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВН
Номинальное
напряжение обмотки на стороне ВН трансформаторов
Номинальное
напряжение обмотки на стороне НН трансформаторов
Действительный
коэффициент трансформации
1.4.5 Уточнение баланса
реактивной мощности
В предварительных расчетах (n.1.2.1)
был сделан вывод, что установка компенсирующих устройств по условию баланса
реактивной мощности не требуется. Этот вывод требует проверки по результатам
уточненных расчетов.
Потребление реактивной мощности из энергосистемы
осуществляется от шин 110 кВ ПС 1 по линиям ВЛ 1-2, ВЛ 1-6, ВЛ 1-7. Суммарное
потребление по этим линиям составляет в режиме наибольших нагрузок (П 2.1):
Qпотр = Q91
+ Q98 + Q95
= 24,5+11,8+20,5 = 56,8 Мвар
Потребляемая сетью промрайона реактивная
мощность в режиме наибольших нагрузок не превосходит величину, допустимую по
режиму энергосистемы (Qсист
= 80 Мвар).
Установка компенсирующих устройств по условию
баланса реактивной мощности не требуется.
2. КОРОТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИНВЕСТИЦИОННОГО
ПРОЕКТА
Сметная стоимость строительства - это сумма
денежных средств, определена сметными документами в соответствии с проектной
документацией. Правильно составлена сметная документация является основным
неизменным финансовым документом на весь период строительства.
Начальным этапом сооружения электросетевых
объектов является подготовка территории строительства. При этом производится
снос объектов, перенос дорог, ЛЭП, водопровода, вырубка лесов и кустарника,
находящихся на территории проектируемой электрической сети. Возмещение ущерба
организациям и частным лицам, пострадавшим от износа.
Основными объектами строительства сети являются
воздушные линии и подстанции. Стоимость ЛЭП определяется номинальным
напряжением, сечением провода, видом опор, районом по гололеду.
Оценка капитальных вложений в подстанцию
производится суммированием следующих составляющих: распределительных устройств,
трансформаторов, компенсирующих устройств и реакторов, постоянной части вы-
расходов.
Объекты подсобного хозяйства и обслуживающего
назначения находятся на территории подстанции, в них входят: здания управления
и обслуживания, масло хозяйства, склады и другие сооружения.
Объекты транспорта и связи предназначены для
обслуживания подъездов и дорог на подстанциях, а также здания обслуживания
транспорта и связи.
Наружные сети и сооружения включают:
водопроводы, канализацию, котельные и газификацию.
Благоустройство территории включает в себя
следующие мероприятия: вертикальная планировка, устройство дорожек и
подсыпаний, озеленение, ограждение и освещение территории подстанции.
Прочие работы и затраты определяются территорией
и спецификой района, продолжительностью и сложностью строительства,
научно-исследовательскими работами в ходе работ и доплатами за подвижную
работу.
Содержание дирекции и технический надзор
обусловлен сложностью строительства, а также большим числом различных
предприятий, строительных бригад, смежников и поставщиков, занятых в
производственном процессе.
Правильность и точность составления сводного
сметного расчета стоимости строительства является определяющим вопросом при
расчетах затрат на строительство новых, расширения и реконструкции
электрической сети. В настоящее время в Украине существует сложная экономическая
ситуация, которая в первую очередь влияет на государственные объекты
энергетики, что подчеркивает актуальность данных расчетов.
В данном разделе бакалаврской работы делается
расчет сметной стоимости сооружения электрической сети с учетом почти всех выше
указанных расходов. Расчет сооружения подстанции ведется по укрупненной
стоимости подстанции за вычетом расходов не связанных с капитальными вложениями
в подстанцию. Учет этих расходов ведется в самом смете стоимости сооружения
электрической сети.
Электрическая сеть 110 кВ, проектирование
развитие и реконструкция которой выполняется в работе, состоит из 8 ПС 110 кВ,
связанных воздушными линиями 110 кВ.
Питание электрической сети 110 кВ осуществляется
от следующих источников питания: ПС1
2.1 Сметная стоимость
строительство электросетевого объекта
Расчет сметной стоимости электросетевых объектов
электрической сети 110 кВ выполняется в виде сводного сметного расчета. С
начала необходимо найти расходы в базовых показателях в 1991р.Кошторисний
расчет в этом случае имеет следующие составляющие:
. Подготовка территории строительства согласно
состоит (2.1):
с расходов на вырубку леса и поросли, а также с
затрат на устройство Лежнев дорог вдоль ВЛ;
По расходам на отвод земли под строительство ПС.
где Зпод.баз. - Суммарные затраты на
подготовку строительства в базовых показателях (тыс.руб.); Квируб.i - базовый
показатель расходов на вырубку леса и поросли впро-дл i-й ПЛ (определятся по
табл.1 Приложения); Кдор.i - базовый показатель расходов на устройство лежневой
дороги в течение i-й ПЛ (определятся по табл.1 Приложения); Li - длина i-й ВЛ
(определ
Похожие работы на - Энергетическая сеть района Дипломная (ВКР). Физика.
Физика 11 Класс Контрольная Работа Основы
Реферат На Тему Слово Как Объект Грамматического Изучения
Курсовая работа по теме Застосування методів активного навчання при викладанні програмування
Реферат: Отчет по производственной практике на ООО ХАРИТА
Математика 4 Класс Контрольные Работы 1 Четверть
Курсовая работа: Создание бренда средствами PR
Контрольные Работы Минаева 5 Класс
Реферат: Конституционые проекты Директории
Сочинение по теме Василь Быков о войне
Дипломная работа по теме Защита прав кредитных организаций при обращении государственных органов
Курсовая работа по теме Организация труда при многостаночной работе
Реферат по теме Педагогическая система обучения иностранных языков А. А. Деркача
Реферат: Poster Movements Essay Research Paper Poster MovementsConstructivismThis
Сочинение Что Такое Преданность По Тексту
Эссе Не Просто Милое Личико
Золотая Осень Сочинение Левитан Отзывы
Сочинение по теме Юз Алешковский. Николай Николаевич
Реферат: A Comparison Of Framing Lighting And Set
Лучший День Эссе
Реферат Обществознание Особенности Современной Экономики России
Реферат: Untitled Essay Research Paper Ticonderoga and Crown
Доклад: Андреевский, Иван Самойлович
Статья: Развитие теоретических подходов к общественному и частному призрению на рубеже XIX-XX веков