Электроснабжение: районная электрическая сеть
Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети. Расчет основных режимов работы, затрат электрической сети.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.07.2014 |
| Размер файла | 353,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:
Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842тыс. руб.,
где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников; ni - количество трансформаторов этой мощности.
С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.
Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:
Кору = ?Коруi · ni =24 ·2+ 19·2+34=120 тыс. руб.,
где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.
Здесь различают следующие схемы ОРУ:
схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;
схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.;
схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.
Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):
Кзру=Квно· (nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?) =2,5· (104) =260 тыс. руб,
где Квно =2,5 тыс. руб. - расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб.,
где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
Кв=Квво·mвв?=32·4=128 тыс. руб.,
где Квво=70 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.
Постоянные затраты на подстанции:
Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.,
где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 - число подстанций в проектируемой сети
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2610 тыс. руб.
К?= Кл + Кп=2600,1+2610=5210,1 тыс. руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки:
И?=ИЛ+ИП,
где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии сети:
руб.
Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;
ИП - годовые эксплуатационные издержки подстанций:
, руб.,
где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций; в = 0,01 - стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;
Потери электроэнергии в линии:
, МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
,
где часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
, МВт·ч,
где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года; ДРхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S'i - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
.
тыс. руб.
И?=ИЛ+ИП = 80,7+260=340,7 тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб,
где Рнб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 - удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;
Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:
где mab =0,004 - удельная повреждаемость, 1/год; tab =19 - продолжительность аварийного ремонта, час/год.
Поэтому:
mав=0,002 1/год,
tав=10 час/год,
h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0, 197 тыс. руб.
Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К? + И? + У=0,2 ·5210,1 +340,7 +0, 197=1383 тыс. руб.
Так как ущерб У получился меньше Кл, то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.
Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №3, исходя из лучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.
4. Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети.
4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок
В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.
На первом этапе расчета режима составляем схему замещения сети
Радиальные одно - или двухцепные линии на схеме замещения представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными трансформаторами.
Линейный элемент отображает активное и индуктивное сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно указать реактивную мощность генерируемую линией
, МВАр,
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6;
bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км;
bо (АС-150) = 2,74 ·10-6 См/км;
bо (АС-185) = 2,75 ·10-6 См/км;
bо (АС-240) = 2,78 ·10-6 См/км;
где Uном =111,1 кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр.
При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ДSTXX возрастает в два раза.
На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).
В результате расчета потокораспределения должны быть определены значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.
Потери мощности в 1 работающем двухобмоточном трансформаторе
, кВАр;
, кВт,
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %.
Для пункта "б”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "в”:
, МВАр;, МВт;
МВА.
Для пункта "г”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "д”:
, МВАр;, МВт;
МВА.
Для пункта "е”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Тогда мощность на входе каждой подстанции:
Sni=Si'+ SТ (i), кВА.
Для подстанции "б”:
МВА.
Для подстанции "в”:
МВА.
Для подстанции "г”:
МВА.
Для подстанции "д”:
МВА.
Для подстанции "е”:
МВА.
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:
, МВА,
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта г-1:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
где МВАр.
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт;
, кВАр.
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для в-г:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для д-е:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 1-б:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для А-е:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 1-г:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для А-1:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj', кВА.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта 1-г:
, МВА, где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
где МВАр.
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий
; Ui=Uэл-ДUлj,
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для А-1: В; U (Б-1) =109022 В.
Для 1-б: В;U (1-а) =106940В.
Для 1-г: В;U (1-г) =107962 В.
Для г-в: В;U (в-г) =106025 В.
Для А-е: В;U (Б-3) =106347 В.
Для е-д: В;U (3-д) =103047 В.
4.2 Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок
В схеме замещения для данного режима работы сети изменений по начертанию нет.
Нагрузка приемных пунктов соответствует величинам, указанным в задании для летнего периода.
Потери мощности трансформаторе:
, кВАр;
, кВт,
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %.
Для пункта "б”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "в”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "г”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "д”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "е”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Тогда мощность на входе каждой подстанции:
Sni=Si'+ SТ (i), кВА.
Для подстанции "б”:
МВА.
Для подстанции "в”:
МВА.
Для подстанции "г”:
МВА.
Для подстанции "д”:
МВА.
Для подстанции "е”:
МВА.
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:
, МВА,
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта г-1:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
где МВАр.
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт;
, кВАр;
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для в-г:
МВт, где Ом.
МВАр, где Ом.
Для д-е:
МВт, где Ом.
МВАр, где Ом.
Для 1-б:
МВт, где Ом.
МВАр, где Ом.
Для А-е:
МВт, где Ом.
МВАр, где Ом.
Для 1-г:
МВт, где Ом.
МВАр, где Ом.
Для А-1:
МВт, где Ом.
МВАр, где Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj', кВА.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта 1-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
где МВАр.
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий
; Ui=Uэл-ДUлj,
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях. Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для А-1: В; U (Б-1) =108541 В.
Для 1-б: В;U (1-а) =107071В.
Для 1-г: В;U (1-г) =107774 В.
Для г-в: В;U (в-г) =106410 В.
Для А-е: В;U (Б-3) =107246 В.
Для е-д: В;U (3-д) =105052 В.
4.3 Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети
В послеаварийном режиме одна из цепей двухцепных линий выходит из строя и схема замещения отличается, как по начертанию, так и по величине параметров элементов электрической сети.
Нагрузки приемных пунктов принимаются максимальными.
Потокораспределение и напряжение узлов электрической сети определяется по алгоритму, аналогичному для нормального режима работы.
Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах
, кВАр;
, кВт,
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %. Для пункта "б”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "в”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "г”:
, МВАр;, МВт;
МВА.
Для пункта "д”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "е”:
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Тогда мощность на входе каждой подстанции:
Sni=Si'+ SТ (i), кВА.
Для подстанции "б”:
МВА.
Для подстанции "в”:
МВА.
Для подстанции "г”:
МВА.
Для подстанции "д”:
МВА.
Для подстанции "е”:
МВА.
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:
, МВА,
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр. Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
, МВА,
МВАр.
Для пункта г-1:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА, где МВАр.
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт;
, кВАр,
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для в-г: МВт, где Ом.
МВАр, где Ом.
Для д-е: МВт, где Ом. МВАр,
где Ом.
Для 1-б: МВт, где Ом. МВАр.
где Ом.
Для А-е: МВт, где Ом МВАр,
где Ом.
Для 1-г: МВт.г де Ом, МВАр,
где Ом.
Для А-1: МВт, где Ом. МВАр,
где Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj', кВА.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта 1-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
где МВАр.
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий
;
Ui=Uэл-ДUлj,
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для А-1: В;U (Б-1) =103242 В.
Для 1-б: В;U (1-а) =101160В.
Для 1-г: В;U (1-г) =100649 В.
Для г-в: В;U (в-г) =96236 В.
Для А-е: В;U (Б-3) =100129 В.
Для е-д: В;U (3-д) =96729 В.
5. Регулирование напряжения
5.1 В нормальном режиме
Регулирование напряжения производится на электростанциях и на понижающих подстанциях. Предел регулирования напряжения задается в диапазоне от максимума до минимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах электростанции или понижающей подстанции.
Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо осуществить регулирование напряжения.
В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.
Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями правил устройства электроустановок. В общем случае в нормальном максимальном режиме можно принимать за желаемое напряжение на 5% больше, чем номинальное вторичное напряжение трансформаторов приемного пункта, а в нормальном минимальном режиме и послеаварийном - желаемое напряжение равно номинальному.
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U'i=Ui - ДUTi.
Для подстанции "б”:
U'б=Uб - ДUT (б) = 107670 - 3836 = 103834 В,
где В.
Для подстанции "в”:
U'в=Uв - ДUT (в) = 101802 В, где В.
Для подстанции "г”:
U'г=Uг - ДUT (г) =106656 В, где В.
Для подстанции "б”:
U'д=Uд - ДUT (д) = 105798 В, где В.
Для подстанции "е”:
U'е=Uе - ДUT (е) = 103199 В, где В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:
,
где Uнн - напряжение основного вывода вторичной обмотки трансформатора. Принимаем на 10% больше номинального напряжения; Uжн - желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения подстанций. В нормальном максимальном режиме принимаем на 5% больше номинального напряжения, а в нормальном минимальном и послеаварийном равно номинальному.
Для подстанции "б”:
В.
Для подстанции "в”:В.
Для подстанции "г”:В.
Для подстанции "а”:В.
Для подстанции "е”:В.
По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям ответвления трансформатора (UH ± 9 x 1,78%) рассчитываем таблицу напряжений ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ и заносим в таблицу 4. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора.
Таблица 4 - Ступени регулирования трансформатора
|
Ступень регулирования |
Напряжение |
|
|
9 |
127622 |
|
|
8 |
125664 |
|
|
7 |
123706 |
|
|
6 |
121748 |
|
|
5 |
119790 |
|
|
4 |
117832 |
|
|
3 |
115874 |
|
|
2 |
113916 |
|
|
1 |
111958 |
|
|
0 |
110000 |
|
|
-1 |
108042 |
|
|
-2 |
106084 |
|
|
-3 |
104126 |
|
|
-4 |
102168 |
|
|
-5 |
100210 |
|
|
-6 |
98252 |
|
|
-7 |
96294 |
|
|
-8 |
94336 |
|
|
-9 |
92378 |
По расчетному напряжению ответвления, UPотвi трансформатора находим ближайшее табличное напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень регулирования напряжения в данном режиме.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции
.
Для подстанции "б”:
кВ.
Для подстанции "в: кВ.
Для подстанции "г”: кВ.
Для подстанции "д”: кВ.
Для подстанции "е”: кВ.
Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.
5.2 Минимальный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi.
Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U'i=Ui - ДUTi.
Для подстанции "б”:
U'б=Uб - ДUT (б) = 107490 - 3058 = 104432 В,
где,
В.
Для подстанции "в”:
U'в=Uв - ДUT (в) = 102003 В,где, В.
Для подстанции "г”:
U'г=Uг - ДUT (г) =105943 В,где, В.
Для подстанции "а”:
U'д=Uд - ДUT (д) = 105868 В,где, В.
Для подстанции "е”:
U'е=Uе - ДUT (е) = 103780 В, где, В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:
.
Для подстанции "б”:
В.
Для подстанции "в”: В. Для подстанции "г”: В.
Для подстанции "а”: В. Для подстанции "е”: В.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции:
.
Для подстанции "б”:
кВ.
Для подстанции "в”: кВ.
Для подстанции "г”: кВ.
Для подстанции "а”: кВ.
Для подстанции "е”: кВ.
5.3 Послеаварийный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi.
Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U'i=Ui - ДUTi.
Для подстанции "б”:
U'б=Uб - ДUT (б) = 98720 - 3836 = 94884 В,
где, В.
Для подстанции "в”:
U'в=Uв - ДUT (в) = 92258 В,где, В.
Для подстанции "г”:
U'г=Uг - ДUT (г) =97626 В,где, В.
Для подстанции "а”:
U'д=Uд - ДUT (д) = 98308 В,где, В.
Для подстанции "е”:
U'е=Uе - ДUT (е) = 96323 В,где, В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:
.
Для подстанции "б”:
В.
Для подстанции "в”:В.
Для подстанции "г”:В.
Для подстанции "а”:В.
Для подстанции "е”:В.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции
.
Для подстанции "б”:
кВ.
Для подстанции "в”: кВ.
Для подстанции "г”: кВ.
Для подстанции "а”: кВ.
Для подстанции "е”: кВ.
Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.
Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что при таком выборе сечения проводов потери напряжения в послеаварийном режиме удовлетворяют порогу 20 % от номинального режима (по ГОСТу).
6. Технико-экономические показатели сети
К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:
1. Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс. руб.):
К?= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4 тыс. руб.
Удельные капиталовложения:
руб/кВт руб/кВт*км.
2. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс. руб. /г);
И?=ИЛ+ИП = 77,5+260,5=338 тыс. руб.
3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВтч);
.
4. Потери энергии в спроектированной сети в кВт-ч и в процентах от полученной потребителями электроэнергии за год.
кВт;
.
Суммарные капиталовложения следует определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения подстанций района включительно.
Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.
Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до ши низшего напряжения понижающих подстанций.
7. Источники собственных нужд электростанций
Технологический цикл производства электроэнергии на современных электростанциях полностью механизирован. Имеются многочисленные механизмы собственных нужд как основного энергетического оборудования (ядерные реакторы, парогенераторы, турбины), так и вспомогательных цехов станций. Для приведения в движение механизмов собственных нужд используется в основном электрический привод и лишь для некоторых рабочих машин - паротурбинный.
На тепловых электростанциях энергия расходуется на приготовление и транспортировку топлива, подачу питательной воды и воздуха в паровые котлы и удаление дымовых газов. На атомных электростанциях энергия расходуется на принудительную циркуляцию теплоносителя через активную зону; расход энергии на перегрузку горючего незначителен. Общим для ТЭС и АЭС является расход электрической энергии на подачу питательной воды в парогенераторы, поддержание вакуума в конденсаторах турбин, техническое водоснабжение станции, вентиляцию помещений, освещение.
На гидроэлектростанциях электрическая энергия расходуется на управление гидро - и электротехническим оборудованием, охлаждение генераторов и трансформаторов, обогрев гидротехнического оборудования в зимнее время, вентиляцию, освещение.
При выборе источников питания и их сравнительной оценке следует учитывать нагрузки собственных нужд Собственное потребление электроэнергии зависит от типа электростанции, вида топлива и способов его сжигания, параметров пара, типа турбогенератора и его мощности, наличия турбопривода у части механизмов. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, для современных мощных конденсационных блоков составляет: для станций на угле с электрическим приводом всех механизмов 6-7,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 4,5-5,5 %; для станций на угле с паротурбинным приводом питательных насосов 4-4,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 2,5-3 %.
На электростанциях с блоками мощностью 1,2 ГВт и более с парогенераторами под наддувом с паротурбинным приводом питательных насосов и дутьевых механизмов доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, будет меньше еще на 20-40 %. Во всех этих случаях имеется в виду, что турбогенераторы работают на основном возбуждении, не связанном с электрической сетью собственных нужд.
Наибольший расход энергии на собственных нужд (в процентах) имеют ТЭЦ, что связано с меньшей единичной мощностью их агрегатов по сравнению с агрегатами на конденсационных электростанциях (КЭС) и с относительно большей долей общестанционной нагрузки (таблица 1).
|
Топливо |
Электрическая мощность, расходуемая на собственных нужд, % Рном |
|||
|
Турбина с противодавлением |
Конденсационная турбина с отбором пара |
|||
|
0,8 МПа |
1,2 МПа |
|||
|
Уголь |
13,1 |
9,6 |
8,0 |
|
|
Мазут, газ |
10,8 |
7,8 |
6,6 |
Потребление электроэнергии на собственных нужд газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственных нужд составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4-0,9 %, а при покрытии пиков 0,6-1,7 %.
На АЭС из-за циклов насыщенного пара и принудительной циркуляции теплоносителя через активную зону и промежуточный контур (в случае жидкометаллических теплоносителей) потребление электроэнергии на собственных нужд обычно получается большим, чем на конденсационной электростанции той же мощности на органическом топливе. На АЭС получил распространение электрический привод всех механизмов. Исключение могут составить газоохлаждаемые реакторы. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд АЭС с реакторными блоками мощностью более 500 МВт, составляет: 4-6 % для реакторов с водой под давлением (ВВЭР); 5-7 % для кипящих канальных реакторов с графитовым замедлителем (РБМК); 6-8 % для реакторов на быстрых нейтронах (БН) с жидкометаллическим теплоносителем; до 15 % для газоохлаждаемых реакторов с электроприводом всех механизмов; 1,5-3 % для газоохлаждаемых реакторов с паро - или газотурбинным приводом газодувок и питательных насосов.
Собственное потребление электрической энергии на ГЭС значительно меньше: 1-2 % для станций малой и средней мощности и 0,2-0,5 % для мощных станций. Такое же потребление имеют гидроаккумулирующие электростанции в турбинном режиме. Потребление электроэнергии ГАЭС в насосном режиме примерно в 1,5 раза превышает расход на собственных нужд при работе в турбинном режиме.
Основными источниками питания системы собственных нужд являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключенные непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания собственных нужд тоже связаны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станции, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи.
В последнее время на некоторых зарубежных тепловых электростанциях начали устанавливать автономные газотурбинные агрегаты для питания системы собственных нужд в аварийных условиях.
Кроме этого, на электрических станциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждений оборудования и вредного влияния на окружающую среду при потере основных и резервных источников собственных нужд На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных блочных КЭС может дополнительно потребоваться установка дизель-генераторов небольшой мощности (200-500 кВт), обеспечивающих длительное сохранение остановленного оборудования в состоянии готовности к немедленному пуску после восстановления питания от энергосистемы. На АЭС мощность независимых аварийных источников питания собственных нужд значительно больше. Она зависит от принятых систем обеспечения безопасности и может составить до 1,5 % мощности реакторного блока.
Все перечисленные виды оборудования электростанции, необходимого для ее надежной и экономичной работы, механизмы собственных нужд с приводными электродвигателями или паровыми турбинами, приемники электроэнергии других видов, понижающие трансформаторы, распределительные устройства, электрические сети, независимые источники энергии и соответствующие системы управления образуют систему собственных нужд электрической станции.
Основные требования, предъявляемые к системе собственных нужд, состоят в обеспечении надежности и экономичности работы механизмов собственных нужд. Первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов собственных нужд влечет за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную.
Система питания собственных нужд электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Действительно, нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.
Очень важным является и требование экономичности, поскольку здесь потребление энергии на собственных нужд больше, чем в любой отрасли промышленности. Повышение экономичности достигается за счет снижения расхода электрической и тепловой энергии в системе собственных нужд, совершенствования основного и вспомогательного оборудования, разумного сокращения капиталовложений в систему собственных нужд, рациональных способов регулирования производительности механизмов. С другой стороны, простота и связанная с ней надежность работы системы собственных нужд имеют не меньшее значение, чем экономия электроэнергии. Поэтому в настоящее время общепризнано, что электроснабжение механизмов собственных нужд тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надежно и экономично от генераторов станции и энергосистемы.
Подобные документы
Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций проектируемой сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [6,8 M], добавлен 04.06.2021Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.
курсовая работа [310,6 K], добавлен 23.06.2011Баланс мощности в проектируемой сети, методика расчета мощности компенсирующих устройств. Приведенные затраты электрической сети. Регулирование напряжения. Технико-экономические показатели проектируемой сети. Компоновка Жигулевской гидроэлектростанции.
дипломная работа [935,9 K], добавлен 18.07.2014Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013Генерация и потребление активной и реактивной мощностей. Выбор схемы, номинального напряжения, основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. Уточненный баланс реактивной мощности.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.03.2014Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.
курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств электрической сети. Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети. Схемы электрических соединений подстанций. Расчет режима максимальных нагрузок.
курсовая работа [140,5 K], добавлен 22.12.2010Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014
