Расчет основных параметров электростанции
Введение
Энергосистемы уже длительное время являются основой энергетики нашей
страны.
Первые энергосистемы были созданы на основе использования линий 110 кВ к
1932 г. работало шесть энергосистем с годовой выработкой свыше 1 млрд. кВт ч
каждая, в том числе Московская около 4 млрд. кВт ч., Ленинградская, Донецкая и
Днепропетровская более чем 2 млрд. кВт ч. Для передачи электроэнергии
Днепропетровской ГЭС было освоено напряжение 154 кВ.
Со следующим этапом развития энергосистемы, соединением в энергосети смежных
энергосистем, появлением первых энергетических объединений - связано освоение
электропередачи класса 220 кВ. для передачи мощности 100 МВт от Нижне-Сибирской
ГЭС в Ленинграде в 193 г. была построена первая линия 220 кВ. протяженностью
240 км. В 1940г. для связи двух крупных энергосистем Юга, была сооружена линия
220 кВ. Донбасс - Днепр.
Из 101 энергосистемы страны в составе ЕЭС параллельно работает 84
энергосистемы, обеспечивающие электроснабжение народного хозяйства одиннадцати
стран с территориальной площадью около 10 млн.км2 и населением
численностью около 220 млн. человек. Расстояние между крайними точками
территорий в ЕЭС составляет с севера на юг около 3000 км, а с востока на запад
4000 км.
Мощность электростанций параллельно работающих в ЕЭС 1984 г. составила
250 млн. кВт или выработано около 1325 млрд. кВт или почти 90% общего
производства электроэнергиеи в стране. Структура установленной мощности
электростанций ЕЭС ТЭЦ - 71,6%, АЭС - 9,4%, ГЭС - 19%.Более 30 электростанций
имели мощность 2 млрд. кВт и более.
Введен опытный образец блока 1200 МВт на Костромской ГРЭС, на Игналинской
АЭС - 1500 МВт, на Саяно-Шушенской ГЭС - 640 МВт. Наиболее мощные
электростанции по типам Экибастузская ГРЭС - 4 млн. кВт, Рефтинская - 3,8 млн.
кВт, Красноярская ГЭС - 6 млн. кВт.
Объединенные энергосистемы, входящие в ЕЭС, связаны между собой сетями
напряжением 220-330-500-750 кВ. Сочетание сетей 500 и 220 кВ применяют в
центральной и восточной зонах ЕЭС, в западной зоне системообразующей являются
сети 300 и 750 кВ. Введены первые линии электропередачи новой ступени
напряжения 1150 кВ. для восточной зоны ЕЭС, Экибастузская ГРЭС - Кокчетав -
Кустанай (участки межсистемного транзита 1150 кВ Сибирь - Казахстан - Урал). В
изолированно работающих ОЭС Средней Азии и Востока используют сети напряжением
220 и 500 кВ.
1. Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов
Полная мощность ПС в максимальном и минимальных режимах рассчитывается по
формуле:
МВА
Реактивная мощность для каждой ПС в максимальном и минимальном режимах
рассчитывается по формуле:
Мвар
ПС- 1
кВ
ПС- 2
кВ
ПС- 3
кВ
ПС-3
10кВ
Данные расчетов сводим в таблицу
Таблица 1 Нагрузка ПС
Подстанция
|
P + jQ (МВА)
|
|
МАХ
|
MIN
|
1 СН НН
|
103,8 + j50,4 171,2 + j82,9
|
51,90 + j29,5 85,8 + j50,9
|
2 НН
|
70,6 + j36,1
|
35,3 + j21,1
|
3 НН
|
91,85 + j43,9
|
45,95 + j26,2
|
трансформатор электрический сеть подстанция
На каждой ПС устанавливается по два трансформатора. Мощность каждого из
них выбирается равной 0,65-0,7 максимальной нагрузки ПС. При этом
предполагается, что при аварийном отключении одного из них оставшийся в работе
трансформатор должен обеспечить бесперебойную работу потребителей первой и
второй категории с учетом допустимого перегруза трансформатора.
ПС-1
Принимаем
группу однофазных трансформаторов: 2ТДЦ-125000/330
ПС-2
Принимаем:
2АТДЦТН-200000/330
ПС-3
Принимаем:
2ТДЦ-125000/330
Данные
трансформаторов сводим в таблицу
Таблица 2 Трансформаторы
ПС Кол-во тр-ров Тип
трансформатора Sном МВА Uном кВ Рк
кВт
Рхх
К кВт Uк I0%
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВН
|
СН
|
НН
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВС
|
ВН
|
СН
|
|
1
|
1гр
|
ТДЦ-125000/ 330/10
|
125
|
-
|
10,5
|
125
|
380
|
-
|
11
|
-
|
0,55
|
2
|
2
|
АТДЦТН-200000/110
|
200
|
330
|
110
|
38,5
|
200
|
100
|
10
|
35
|
24
|
0,45
|
3
|
2
|
ТДЦ-125000/330/10
|
125
|
330
|
-
|
10,5
|
125
|
380
|
-
|
11
|
-
|
0,55
|
Расчет сопротивлений трансформаторов
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Результаты сводим в таблицу
Таблица 3 Сопротивлений трансформаторов
Параметры
|
ПС-1
|
ПС-2
|
ПС-3
|
|
ВН
|
ВН
|
СН
|
НН
|
ВН
|
R, Ом
|
0,43
|
0,75
|
0,75
|
0,75
|
0,43
|
Х, Ом
|
48
|
90
|
0
|
49,7
|
0, 25+j1,370,2+ j1,80,25+j1,37
|
|
|
|
Приведенные мощности подстанции
Приведенные мощности в максимальном режиме
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Приведенные
мощности в минимальном режиме
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Результаты
сводим в таблицу
Таблица 4 Приведенные мощности
ПС
|
Sпр (P+jQ) МВА
|
|
МАХ
|
МIN
|
1 2 3
|
104,1+j57,57 242,37+j189,6
92,15+j49,84
|
52,25+j31,02 121,52+j92,78
46,85+j28,8
|
2 Составление вариантов схем электрической сети,
электрический расчет двух из них в максимальном режиме
Варианты схем
Разомкнутая сеть
Замкнутая сеть
Данные сводим в таблицу
Таблица 5 Длина ЛЭП
Рис
|
Длина ЛЭП (км)
|
Кол-во выключателей
|
|
По трассе
|
По проводам
|
|
Разомкнутая сеть
|
1 2 3 4
|
218 283,4 216,6 370,6
|
435,2 566,8 523,2 741,2
|
12 12 12 12
|
Замкнутая сеть
|
5 6 7 8
|
391,8 403,3 196,2 261,4
|
391,8 806,6 392,4 522,8
|
8 10 10 10
|
Из 8 вариантов для дальнейших расчетов выбираем варианты №1 и №5, так как
у этих вариантов меньшая длина ЛЭП по проводам и меньшее число выключателей.
Электрический расчет выбранных схем в максимальном режиме
Разомкнутая сеть
Определяем токи на участках цепи
Определяем
сечение провода на каждом участке, по экономической плотности тока
(при Тmax=6000ч)
2ЧАС-240/39 Iдоп=2Ч610=1220 А
Проверяем
выбранное сечение провода в аварийном режиме
<
Замкнутая
сеть
Определяем
мощность головного участка схемы
Определяем
токи на каждом участке сети
Определяем
сечение провода на каждом участке, по экономической плотности тока
(при Тmax=6000ч)
2ЧАС-240/39 Iдоп=2Ч610=1220 А
Проверяем
выбранное сечение провода в аварийном режиме
Отключаем головной участок А1
Таблица
6 Характеристика ВЛ
Участок цепи
|
Тип провода
|
Числоцепей (а)
|
Протяж. по трассе, l
(км)
|
Ro (Ом/км)
|
R (Ом)
|
Хо (Ом/км)
|
Х (Ом)
|
Во (Ом)
|
Qв/2 Мвар
|
Ст-ть 1км линии тыс.т.
|
Общая ст-ть Линии тыс.т.
|
Разомкнутая сеть
|
А-1 1-2 2-3
|
2ЧАС-240/39
2ЧАС-240/39 2ЧАС-240/39
|
2 2 2
|
87,2 65,4 65,4
|
0,06 0,06 0,06
|
2,6 1,96 1,96
|
0,331 0,331 0,331
|
14,4 10,8 10,8
|
3,38Ч10-6 3,38Ч10-6
3,38Ч10-6
|
32,2 24,1 24,1
|
70,4 70,4 70,4
|
12277 9208 9208
|
|
Итого:
|
|
30693
|
Замкнутая сеть
|
А-1 1-2 2-3 3-А1
|
2ЧАС-240/39
2ЧАС-240/39 2ЧАС-240/39 2ЧАС-240/39
|
1 1 1 1
|
87,2 65,4 65,4 174
|
0,06 0,06 0,06 0,06
|
5,2 3,9 3,9 10,4
|
0,331 0,331 0,331 0,331
|
28,8 21,6 21,3 57,5
|
3,38Ч10-6 3,38Ч10-6
3,38Ч10-6 3,38Ч10-6
|
16,1 12,1 12,1 32,1
|
37,3 37,3 37,3 37,3
|
3252 2439 2439 6490
|
|
Итого:
|
|
14620
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
; ;
3. Уточненный электрический расчет выбранных схем сети в
максимальном режиме
Разомкнутая сеть
Определяем
мощность головного участка
Определяем
расчетные мощности подстанций
Рассчитываем
полное сопротивление участков
Определяем
мощность головного участка и распределяем мощности
Определяем потери мощности на каждом участке сети
4. Технико-экономическое сравнение двух выбранных вариантов
схем проектируемой сети и выбор оптимального варианта
Разомкнутая сеть
ПС-1
Коб=4Ч160=640
Кпост=1160=1160
ПС-2
Коб=4Ч160+2Ч42=640+84=722
Кпост=1160+290=1450
ПС-3
Коб=2Ч160=320
Кпост=1160
КПС=Коб+Кпост
КПС1=640+1160=1800т.у.е.
КПС2=722+1450=2172т.у.е.
КПС3=320+1160=1480т.у.е.
(из
табл.6)
Определяем ежегодные эксплуатационные издержки
Определяем
ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети
,
где
- (1,051,1) для
сети 110кВ и выше;
-
удельные затраты, связанные с необходимостью расширения сети, для компенсации
потерь мощности (=24,2у.е.кВт/ч);
=1 -
коэффициент совпадения расчетной нагрузки проектируемой сети с максимумом
энергосистемы;
-
суммарные потери активной мощности на всех участках заданной схемы в
максимальном режиме нагрузок;
-
средняя удельная электрическая энергия, теряемая в сети;
- потери
электроэнергии в сети;
- время
максимальных потерь.
Определяем
приведенные затраты
Замкнутая
сеть
ПС-1
Коб=2Ч160=320
Кпост=1160=1160
ПС-2
Коб=2Ч160+2Ч42=404
Кпост=1160+290=1450
ПС-3
Коб=2Ч160=320
КПС=Коб+Кпост
КПС1=320+1160=1480т.у.е.
КПС2=404+1450=1854т.у.е.
КПС3=320+1180=1440т.у.е.
Определяем ежегодные эксплуатационные издержки
Определяем
ежегодные затраты на возникновение потерь электроэнергии в сети
,
где
- (1,051,1) для
сети 110кВ и выше.
-
удельные затраты, связанные с необходимостью расширения сети, для компенсации
потерь мощности. (=24,2у.е.кВт/ч)
=1 -
коэффициент совпадения расчетной нагрузки проектируемой сети с максимумом
энергосистемы.
-
суммарные потери активной мощности на всех участках заданной схемы в
максимальном режиме нагрузок
-
средняя удельная электрическая энергия, теряемая в сети.
- потери
электроэнергии в сети.
- время
максимальных потерь.
Определяем
приведенные затраты
Данные
расчетов сводим в таблицу
Таблица
7 Технико-экономическое сравнение
Наименование затрат
|
Разомкнутая сеть
|
Замкнутая сеть
|
Стоимость сооружения ЛЭП
Стоимость сооружения ПС
|
30693 5452
|
14620 4814
|
Итого:
|
36145
|
19434
|
Издержки на амортизацию и
обслуживание Иао Затраты на потери электроэнергии Злот
|
1085.5 74.53
|
659 357.1
|
Итого:
|
1160
|
1016.1
|
Приведенные затраты
|
5497.4
|
3348.2
|
В результате технико-экономического сравнения оптимальной получается
замкнутая сеть.
. Уточненный расчёт оптимального варианта схемы проектируемой
электрической сети
Уточненный электрический расчёт замкнутой сети в минимальном режиме.
Определяем мощность головного участка схемы
Определяем
токи на каждом участке сети
Определяем
сечение провода на каждом участке сети
(при Тmax=6000ч)
2ЧАС-240/39
Iдоп=2Ч610=1220А
Уточнённый
электрический расчёт разомкнутой сети в минимальном режиме
Определяем
мощность головного участка и распределим мощности
Определяем
потери мощности на участках схемы
6. Определяем напряжение на шинах ПС во всех режимах
Определяем напряжение на шинах ПС в максимальном режиме
Определяем напряжение ПС с учётом потерь напряжения в трансформаторах в
максимальном режиме
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Расчет
в минимальном режиме
Определяем напряжение ПС с учётом потерь напряжения в трансформаторах в
минимальном режиме
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Послеаварийный
режим определяем напряжение энергосистемы
Напряжение
отключено на участке А
Напряжение отключено на участке А1
Определяем
напряжение ПС с учётом потерь напряжения в трансформаторах в максимальном
режиме
ПС-1
ПС-2
ПС-3
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Список
литературы
1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть
электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - М. Энергоатомиздат 1989г.
. В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети
и системы. Учеб. Пособие для техникумов. М., «Энергия» 1968.
. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/
И.М. Шапиро- М. Энергоатомиздат.