Загрузка...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
ПодстанцияP + jQ (МВА)МАХMIN1 СН НН103,8 + j50,4 171,2 + j82,951,90 + j29,5 85,8 + j50,92 НН70,6 + j36,135,3 + j21,13 НН91,85 + j43,945,95 + j26,2трансформатор 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-ровТип трансформатора Sном МВАUном кВРк
кВт Рхх
К кВт Uк I0%ВНСНННВСВНСН11грТДЦ-125000/ 330/10125330-10,5125380-11-0,5522АТДЦТН-200000/11020033011038,52001001035240,4532ТДЦ-125000/330/10125330-10,5125380-11-0,55
Расчет сопротивлений трансформаторов
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Результаты сводим в таблицу
Таблица 3 Сопротивлений трансформаторов
ПараметрыПС-1ПС-2ПС-3ВНВНСНННВНR, Ом0,430,750,750,750,43Х, Ом48900147,149,70, 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
ПСSпр (P+jQ) МВАМАХМIN1 2 3104,1+j57,57 242,37+j189,6 92,15+j49,8452,25+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
РисДлина ЛЭП (км)Кол-во выключателейПо трассеПо проводамРазомкнутая сеть1 2 3 4218 283,4 216,6 370,6435,2 566,8 523,2 741,212 12 12 12Замкнутая сеть5 6 7 8391,8 403,3 196,2 261,4391,8 806,6 392,4 522,88 10 10 10Из 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 цепиТип проводаЧислоцепей (а)Протяж. по трассе, l (км)Ro (Ом/км)R (Ом)Хо (Ом/км)Х (Ом)Во (Ом)Qв/2 МварСт-ть 1км линии тыс.т.Общая ст-ть Линии тыс.т.Разомкнутая сетьА-1 1-2 2-32ЧАС-240/39 2ЧАС-240/39 2ЧАС-240/392 2 287,2 65,4 65,40,06 0,06 0,062,6 1,96 1,960,331 0,331 0,33114,4 10,8 10,83,38Ч10-6 3,38Ч10-6 3,38Ч10-632,2 24,1 24,170,4 70,4 70,412277 9208 9208Итого:30693Замкнутая сетьА-1 1-2 2-3 3-А1 2ЧАС-240/39 2ЧАС-240/39 2ЧАС-240/39 2ЧАС-240/391 1 1 187,2 65,4 65,4 1740,06 0,06 0,06 0,065,2 3,9 3,9 10,40,331 0,331 0,331 0,33128,8 21,6 21,3 57,53,38Ч10-6 3,38Ч10-6 3,38Ч10-6 3,38Ч10-616,1 12,1 12,1 32,137,3 37,3 37,3 37,33252 2439 2439 6490Итого:14620; ;
3. Уточненный электрический расчет выбранных схем сети в максимальном режиме
Разомкнутая сеть
Определяем мощность головного участка
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
Кпост=1160
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 затратРазомкнутая сетьЗамкнутая сетьСтоимость сооружения ЛЭП Стоимость сооружения ПС30693 545214620 4814Итого:3614519434Издержки на амортизацию и обслуживание Иао Затраты на потери электроэнергии Злот1085.5 74.53659 357.1Итого:11601016.1Приведенные затраты5497.43348.2
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
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-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.