> 2∙613=1226

2040 > 2∙613=1226,

значит провод по нагреву проходит

Линия 500 кВ длиной 380 км (одна цепь)

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ) = (P₀ – Р_пс)_./(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 500_./(1∙√3∙500∙0,98) = 589 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 589 /(3∙1) = 196 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.

I_доп = 3∙680 = 2040 А

2040 > 589, значит провод по нагреву проходит

Вариант 2

Линия 500 кВ от ГЭС к промежуточной подстанции аналогична варианту 1, т. е. используется провод3×АС 300/66.

Линия 500 кВ длиной 380 км (две цепи)

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ) = (P₀ – Р_пс)_./(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 500_./(2∙√3∙500∙0,98) = 295 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 295 /(3∙1) = 98,2 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.

I_доп = 3∙680 = 2040 А

2040 > 2∙295=590,

значит провод по нагреву проходит

2.2 Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

С учетом собственных нужд (принимаем 1%): Р_расч = 1,01∙1020 = 1032МВт. Выбираем 4 гидрогенератора

СВФ 730/230 – 24.

S_ном.г= 306 МВА, Р_{ном. г} = 260 МВт, U _ном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Х_d = 1,31,

Х’_d = 0,44 , Х”_d = 0,3.

Располагаемая мощность ГЭС равна 1040 МВт.

С учётом подключения одного генератора к блочному трансформатору выбираем четыре ТДЦ 400000/500 со следующими номинальными параметрами:

 S_{ном. тр} = 400 МВА, U_{вн ном} = 525 кВ, U_{нн ном} = 15,75 кВ,

Δ Р_к = 0,8 МВт, ΔР_х = 0,35 МВт, R_т = 1,4 Ом, Х_т = 89,5 Ом.

При числе присоединений равном шести на напряжении 500 кВ выбираем полуторную схему РУ.

На промежуточной подстанции при трех линиях применим схему трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя.

На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ через группы автотрансформаторов (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:

n = Р_п/ст/135 = 520/135 = 3,82, следовательно принимаем n = 4.

При числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.1. (приложение 2).

Вариант 2

Схема ГЭС такая же как и в первом варианте. В качестве схемы ОРУ 500 кВ подстанции при четырех линиях применим схему трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий. На ОРУ 220 кВ схема такая же как и в первом варианте. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.2. (приложение 2).

Выберем выключатели:

В цепи генераторов:

 I _max = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,2 кА

 ВВГ – 20 – 160

 U _ном = 20 кВ, I _ном = 20 кА, I _откл = 160 кА

ОРУ 500 кВ : I _max = 1020/(1,73∙500∙ 0,85) = 1,33 кА

 ВВМ – 500Б – 31,5

 U _ном = 500 кВ, I _ном = 2000 А, I _откл = 31,5 кА

ОРУ 220 кВ : I _max = 520/(1,73∙220∙ 0,98) = 1,4 кА

 ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1

 U _ном = 220 кВ, I _ном = 2000 А, I _откл = 31,5 кА.

2.3 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен · К_∑ +И_∑ +У,

где

Е_н = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.

К_∑ - капиталовложения, И_∑ - издержки,У – ущерб от недоотпуска электроэнергии

К_∑ = К_л + К_п/ст.

К_л = К_о· ℓ, где Ко- удельная стоимость сооружения линий; ℓ – длина линии, км

К_п/ст = К_ору + К_тр + К_ку + К_пч

В расчете не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. К_ку = 0

К_ору = К_орувн + К_орусн

К_тр- капиталовложение трансформаторов

К_пч – постоянная часть затрат

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери э}

И_{∑.о.р а.}- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт

И_{∑потери ээ} - издержки от потерь электроэнергии

И_∑а.о.р = И_а.о.р.л + И _{а.о р п/ст}

И_{∑потери ээ} =И_{потери ээВЛ} + И_{потери тр}

И_{а.о.р.вл} = а_л· к_л

а_л – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И _{а.о р п/ст} = а _п/ст · К _п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ, ОРУ ВН подстанции).

Т. к. в обоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схема трансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-м через полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимость одинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен в приложении 3. В результате получили:

З = Е_н· К_å + И_å + У

З₁ = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.

З₂ = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.

Оценим разницу в % : ε = (6139 – 4800) ·100% /6139 = 21,8%

Т.о. схема 1 обходится дешевле, нежели схема 2, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 1 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.

Похожие работы

Расчет электрического поля, создаваемого высоковольтными линиями электропередачи ОАО "Костромаэнерго"

Скачать

64820

18

31

... его реализацию. 1. НОРМИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В настоящее время на международном уровне и в ряде экономически развитых странах, в том числе и в нашей, разработаны и утверждены документы, регламентирующие уровни электрических полей, создаваемых высоковольтным оборудованием и сооружениями. Первые нормы по электромагнитным полям были установлены в [1, 2, 3, 4, 5]. В России регламентируются ...

Технология монтажа воздушных линий электропередач

Скачать

37308

0

0

... с Трудовым кодексом Российской Федерации обеспечение безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя.  Выполнение строительно-монтажных работ, работ на воздушных линиях электропередачи осуществляется по проектам производства работ или по технологическим картам, которые содержат технические решения и основные организационные мероприятия по обеспечению безопасного ...

География атомной энергетики РФ

Скачать

39366

1

1

... по работающим блокам за период эксплуатации 1973-2004 год составляет соответственно: блок 1 — 66,6%, блок 2 — 71,3%, блок 3 — 69,3%, блок 4 — 70,6%, в целом по станции на. — 69,4%. 2.2 Перспективы развития атомной энергетики в РФ Энергетический сектор российской промышленности, как известно, находится на пороге кризиса. Чтобы избежать кризиса федеральное правительство реализует ряд действий ...

Анализ инвестиционной политики Тульского региона

Скачать

181517

6

7

... новых и модернизации действующих производств. В области ведется целенаправленная работа над созданием благоприятного климата для вложения капиталов. Инвестиционная политика в Тульской области основывается на принципах: ·           доброжелательности в отношениях с инвестором и взаимной ответственности участников инвестиционного процесса; ·           равноправия инвесторов; ·           ...