Расчет основных параметров электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

10кВ

ПС- 2

110кВ



ПС- 3

35кВ

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	330	-	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	147,1	49,7
	0, 25+j1,37	0,2+ j1,8	0,25+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 Т_max=6000ч)

2ЧАС-240/39 I_доп=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 Т_max=6000ч)

2ЧАС-240/39 I_доп=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

К_об=4Ч160=640

К_пост=1160=1160

ПС-2

К_об=4Ч160+2Ч42=640+84=722

К_пост=1160+290=1450

ПС-3

К_об=2Ч160=320

К_пост=1160

К_ПС=К_об+К_пост

К_ПС1=640+1160=1800т.у.е.

К_ПС2=722+1450=2172т.у.е.

К_ПС3=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

К_об=2Ч160=320

К_пост=1160=1160



ПС-2

К_об=2Ч160+2Ч42=404

К_пост=1160+290=1450

ПС-3

К_об=2Ч160=320

К_пост=1160

К_ПС=К_об+К_пост

К_ПС1=320+1160=1480т.у.е.

К_ПС2=404+1450=1854т.у.е.

К_ПС3=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.

5. 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 Т_max=6000ч)

2ЧАС-240/39

I_доп=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-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.

2. В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и системы. Учеб. Пособие для техникумов. М., «Энергия» 1968.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ И.М. Шапиро- М. Энергоатомиздат.

Размещено на Allbest.ru