Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Дипломный проект
по дисциплине: «Производство и передача электроэнергии»
Тема проекта «Электрическая сеть района»
Аннотация
Проектом районной электрической сети 35…220кВ предусмотрен эскизный проект электроснабжения потребителей, питаемых от пяти подстанций. Подключение подстанций осуществляется от электростанции, которые входят в состав энергетической системы. Активную мощность электростанции принимаем достаточной для электроснабжения заданного района.
Данный дипломный проект включает в себя следующие разделы:
- введение, в котором формулируем цель проекта, устанавливаем связь принимаемых решений с задачами проектирования и эксплуатации других объектов, обосновываем актуальность разрабатываемой темы проекта;
- баланс мощности в энергосистеме, в результате которого определяем мощность компенсирующих устройств каждой подстанции;
- шесть первоначальных вариантов проектируемой сети;
- выбор напряжения, конструкции линий, подстанций, сопоставление и отбор наиболее оптимального варианта;
- электрический расчет выбранного варианта;
- регулирование напряжения;
- определение технико-экономических показателей проектируемой сети;
- заключение.
Содержание
|
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9] |
Введение
Настоящий проект электрических сетей предусматривает выполнение связей между приемными пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует наименьшим затратам при строительстве и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.
При проектировании электрической сети применяется стандартное оборудование, материалы, унифицированные конструкции опор и фундаментов. Проектирование выполняется в одну стадию, если проектная стоимость электрической сети невелика (технорабочий проект). При большей стоимости, что соответствует нашему случаю, проектирование выполняем в две стадии (технический проект и рабочие чертежи).
При учебном проектировании (в нашем случае) целью является получение навыков проведения проектных работ. Отрабатывались методы проектирования, рассматривались разные подходы к обоснованию основных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались достаточно обосновано. Экономические стоимостные оценки в условиях рынка изменяются в широких пределах, поэтому в данной работе воспользовались экономическими оценками уже известного конкретного года, например, 1996.
Проектные материалы (пояснительная записка, чертежи, сводные сметы, сводки затрат) имеют минимальный необходимый объем без повторений в различных частях и составлены достаточно четко с тем, чтобы пользование ими не вызывало затруднений. Титульные листы дипломного проекта и задания выполнены в соответствии со стандартом СТП 2.201-87.
Передача энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически мгновенно, чем и объясняется одновременность производства и потребления электроэнергии. Поэтому в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматриваем для периода наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и трансформаторах сети.Установленная мощность генераторов питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.
Компенсация реактивной мощности оказывает влияние на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.
Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности cos φ является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности , так как при значениях cos φ, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощностиtg φ = Q/P. При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.
Потребителями реактивной мощности являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле - асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи – трансформаторы, линии электропередач, реакторы.
Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.
Передача реактивной мощности от генераторов электростанции к потребителям сопряжена с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки электрической сети с помощью компенсирующих устройств, установленных у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.
В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств используем упрощенный подход.
При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие данные:
Рассчитываем активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (Рмакс, Qмакс)и наименьшей (Рмин, Qмин) нагрузки энергосистемы
Qмакс = Рмакс · tg φi ;
Qмин = Рмин · tg φi .
где tg φi определяется по cos φi, величина которого указана в задании; Рмин и Qмин принимаются в доле от Рмакс и Qмакссогласно заданной нагрузке, в 0,65 о. е.
При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке “а”
Qмакс = Рмакс · tg φ = 24 · tg 36,8= 18 МВАр;
Qмин = Qмакс· 0,65 = 18 ·0,65 = 11,7 МВАр.
Энергосистемой задаются входные величины реактивной мощности Qзмакс и Qзмин , которые будут переданы из сети энергосистемы в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки в сеть проектируемого приемного пункта.
tg φэ принимаем равным 0,3
Величины Qзмакс и Qзмин определяем по максимальной Рмакс и минимальной Рмин активным нагрузкам и заданному значению tg φэ .
Qэмакс = Рмакс · tg φэ =24· 0,3 = 7,2 МВАр;
Qэмин = Рмин · tg φэ = 15,6 · 0,3 = 4,68 МВАр.
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции “а” с учетом резерва, в послеаварийном режиме – увеличение на 13%:
Qкумакс=1,13 ·Qмакс-Qэмакс= 1,13 ·18 – 7,2 = 13,14 МВАр.
Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле
Qкумин= Qмин - Qэмин = 11,7 – 4,68 = 7,02 МВАр
Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.
Таблица 1
|
Показатель |
Приёмная подстанция |
||||
|
а |
б |
г |
д |
е |
|
|
Рмакс |
24 |
36 |
28 |
24 |
20 |
|
cos φi |
0,8 |
0,79 |
0,73 |
0,8 |
0,77 |
|
tg φi |
0,75 |
0,776 |
0,935 |
0,75 |
0,829 |
|
Рмин |
15,6 |
23,4 |
18,2 |
15,6 |
13 |
|
Qмакс |
18 |
27,939 |
26,21 |
18 |
16,573 |
|
Qмин |
11,7 |
18,16 |
17,03 |
11,7 |
10,77 |
|
Qзмакс |
7,2 |
10,8 |
8,4 |
7,2 |
6 |
|
Qзмин |
4,68 |
7,02 |
5,46 |
4,68 |
3,3 |
|
Qкумакс |
13,14 |
20,771 |
21,2 |
13,14 |
12,72 |
|
Qкумин |
7,02 |
11,14 |
11,57 |
7,02 |
6,87 |
|
Si |
24+18i |
36+28i |
28+26,2i |
24+18i |
20+16,57i |
По величинеQкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.
Для “а”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин ), мощностью 5,3 МВАр.
Для “б”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общей стоимостью 157 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки ( выбираем по Qкумин ) КСА-0,66-40, мощностью 10,6 МВАр
Для “г”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общей стоимостью 157 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки ( выбираем по Qкумин ) КСА-0,66-40, мощностью 10,6 МВАр
Для “д”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки ( выбираем по Qкумин ), мощностью 5,3 МВАр.
Для “е”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки ( выбираем по Qкумин ), мощностью 5,3 МВАр.
Тогда распечатанная полная мощность приемного пункта “а” с учетом установленных компенсирующих устройств
МВА
где - величина реактивной мощности компенсирующего устройства реально установленного на приемной подстанции.
Аналогично считаем для остальных подстанций и вносим полученные полные мощности в таблицу 2.
Таблица 2
|
Показатель |
Пункт, приёмная подстанция |
||||
|
а |
б |
г |
д |
е |
|
|
24+7,4i |
36+6,739i |
28+5,01i |
24+7,4i |
20+5,97i |
Схема соединений линий сети находится в тесной технико-экономической взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение основной схемы сети влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.
Совместный выбор схемы соединений линий сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.
Создаём варианты, которые подчиняются следующим определенным логическим требованиям:
- передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;
- на приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ без выключателей;
- электроснабжение подстанций, в которых есть потребители 1 категории, должно осуществляться не менее чем по двум линиям;
- выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;
- длина трассы линии увеличивается на 10% из – за неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий. Для каждого участка трассы определяем её длину по плану с учётом масштаба
,
где – длина трассы линии на плане в см, М – масштаб линий, указанный в задании, 9 км/см;
2.1 Расчёт длин трасс и линий электропередач
Суммарная длина трасс:
где lTi – длина трассы любой линии (одно и двухцепной), км;
Суммарная длиналинии с учётом числа цепей в линии:
где – длина трассы одноцепной линии, км;– длина трассы двухцепной линии, км.
Общее число выключателей при условии установки одного выключателя в начале линии nв=6 шт.
В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых потоки мощности направлены обратно к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание перегрузки головных участков магистрали.
Рассчитываем аналогичным образом для шести остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 3.
Таблица 3
|
Показатель |
Номер варианта соединения |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
nв , шт |
6 |
5 |
4 |
4 |
4 |
|
, км |
277,65 |
241,7 |
220,92 |
214,39 |
204,98 |
|
, км |
417,35 |
381,4 |
360,62 |
347,56 |
338,15 |
По минимуму расхода оборудования и длины линий для дальнейшего рассмотрения оставляем 3 варианта соединения: третий, четвертыйи пятый.
Для каждого из оставшихся вариантов определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.
Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы – сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную – при 220 кВ. Если сечение линии на напряжении 35 кВ получится значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.
Расчёты ведём по формулам
;
,
где S’j – полная мощность протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА; jэк =1 А/мм2– экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.
Для схемы №3
мм2 >150 мм2
мм2 <240 мм2
Для схемы №4
мм2 >150 мм2
мм2 <240 мм2
Для схемы №5
мм2 >150 мм2
мм2 <240 мм2
Исходя из полученных результатов и поставленных условий можно сделать вывод, что линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в наших схемах соединения не подходят. Поэтому считаем на номинальное напряжение 110 кВ.
Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью. Рекомендованные сечения линий 110 кВ – это АС-70…АС-300. Если расчетное сечение < 70мм2, то его увеличиваем до АС-70. Если же расчетное сечение > 300мм2 – принимаем другое схемное решение, увеличиваем число цепей линии или отказываемся от предложенного варианта.
Сечение проводов линии:
где S’j – полная мощность, протекающая по одноцепной линии или по одной цепи двухцепной линии, МВА; Uн =110 кВ– номинальное напряжение сети; jэк =1 А/мм2– экономическая плотность тока, А/мм2. Находится из таблиц ПУЭ.
Рассчитываем сечения проводов для всех оставшихся вариантов и заносим результаты в таблицы.Сечение округляем до стандартного и выбираем марки проводов по [1]. Технические характеристики приводятся в [1].
Для схемы №3
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
Для схемы №4
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)
мм2,(из расчета для схемы 3), марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
мм2, (из расчета для схемы 3), марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
Для схемы №5
мм2, марка провода АС-300,(r0=0,108; x0=0,396)
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
Дальнейшее технико-экономическое сравнение вариантов производим в два этапа.
На первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются варианты, у которых окажутся меньшие потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j – той линии определяем по формуле:
где lj – длина линии, км; Pj, Qj – активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности, протекающие по линии; roj, xoj – погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии (взятое из [1] ).
При нескольких последовательно соединенных линиях определяем суммарные потери напряжения на участке «источник питания – наиболее удаленный приемный пункт». Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.
Для схемы №3
кВ
кВ
кВ
Послеаварийным режимом, считаем тот при котором у двухцепной линии одна из цепей выходит из строя. Вследствие этого, сопротивление линии и потери напряжения увеличиваются в 2 раза.
кВ <22 кВ
Для схемы №4 (аналогично 3 схеме)
кВ
кВ
кВ
кВ <22 кВ
Для схемы №5
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ <22 кВ
Сравнивая полученные результаты сдопустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех трёх вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.
На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 3 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т.п.
2.2. Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций
Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.
где S’i – полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 1.2
Подстанция “а”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “б”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой,с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.
Подстанция “г”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой,с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.
Подстанция “д”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “е”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.
2.3 Выбор другого оборудования подстанций
На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения – четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.
Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней нагрузки фидеров:
Sф = 3 МВА, при номинальном напряжение Uном = 10 кВ.
Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв
где пвф – число фидерных выключателей; пвфi = Si/3, Si – полная мощность подстанции, МВА; пвр – число резервных выключателей, равное числу секций; пвс – число секционных включателей, равное числу секций , деленному на два; пвку – число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; пвв – число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов
Подстанции“а”
шт
пвр = псекций= 4 шт
пвс = псекций /2=2 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+4+2+2+2=20 шт
Подстанции “б”
шт
пвр = псекций= 4 шт
пвс = псекций /2=2 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 4 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=15+4+2+2+4=27 шт
Подстанции “г”
шт
пвр = псекций= 4 шт
пвс = псекций /2=2 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 4 штпвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=19+4+2+2+4=31 шт
Подстанции “д”
шт
пвр = псекций= 4 шт
пвс = псекций /2=2 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+4+2+2+2=20 шт
Подстанции “е”
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 штпвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=13+2+1+2+2=20 шт
Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими аппаратами приведены в [2] или [3].
В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.
3.1 Расчёт для схемы №3
3 = Рн · К∑ + И∑ + У,
где Рн=0,25 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К∑ - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И∑ - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У – ущерб от перерыва электроснабжения, руб;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются
К∑= Кл + Кп
гдеКл – капиталовложения в линии сети; Кп – капиталовложения в подстанции.
Кл = ∑ Кол i · li= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные
Кл_одноцепные=∑ Кол i · li= Кол б-д · lб-д+ Кол б-г · lб-г= 9 · 42,52+ 9 · 38,7=730,8 тыс. руб.
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол В-б · lВ-б )+( Кол В-1 · lВ-1 )+(Кол а-1 · lа-1)+ (Кол 1-е · l1-е) = (17,7 · 51,9 )++( 14,9 · 51,03 )+(13,9·14,1)+ (13,9·24,57) =2216,49 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=730,8+2216,49=2947,29 тыс. руб.
где Колi – расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=9 тыс руб./км(для АС-150, одноцепнаяс железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс руб./км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=14,9 тыс руб./км(для АС-120, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17,7 тыс руб./км(для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=18,8 тыс руб./км(для АС-300, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); li – длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км;
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района
Кт=∑Ктi ·ni =98 ·4+69 ·6=806 тыс. 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 открытыхраспределительных устройств всех подстанций
Кору = ∑Коруi · ni =24 ·2+34+2 ·19=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 линиямиКору=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·(67+9+18+18+10)=305 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 10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=∑Ккуоi · ni =96· 5+157·2=799тыс. 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=32 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 =806+120+305+799+128+650=2946 тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=2947,29+2946=5893,29тыс. 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
, кВт·ч
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч.
кВт·ч.
где часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах
, кВт·ч
где t=8760 часов – время работы трансформатора в течение года; ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ΔРкз – потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S’i – мощность, протекающая через трансформатор, кВА; SномТ – номинальная мощность трансформатора, кВА.
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП = 91,54+109,54=201,08тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =25000– наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 ч.– число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,00063– 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=0,032 1/год,
tав=15,43 час/год
h – ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0,00063·25000·6900·5,63·10-5=6,11 тыс.руб.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ + У=0,25 ·5893,29+201,08+6,11=1680,5тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения
3.2 Расчёт для схемы №4
3 = Рн · К∑ + И∑ + У,
где Рн=0,25 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К∑ - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И∑ - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У – ущерб от перерыва электроснабжения, руб;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются
К∑= Кл + Кп
гдеКл – капиталовложения в линии сети; Кп – капиталовложения в подстанции.
Кл = ∑ Кол i · li= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные
Кл_одноцепные=∑ Кол i · li= Кол б-д · lб-д+ Кол б-г · lб-г= 9 · 42,52+ 9 · 38,7=730,8 тыс. руб.
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол В-б · lВ-б )+( Кол В-а · lВ-а )+(Кол а-е · lа-е)=(17,7 · 51,9 )++( 14,9 · 52,92 +(13,9·28,35)=2101,2 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=730,8+2101,2=2832 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района
Кт=∑Ктi ·ni =69 ·6+98 ·4=806 тыс. 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 открытыхраспределительных устройств всех подстанций
Кору = ∑Коруi · ni =24 +29+34+2 ·19=125 тыс. руб.
где Коруi – расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni – количество ОРУ этой схемы.
В данной схеме:
- две тупиковые подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;
-однатранзитная подстанция с двухцепной линией и отходящей двухцепной линиейКору=29 тыс. руб
- одна транзитная подстанция с двухцепной линией и несколькими отходящимилиниямиКору=34 тыс. руб
- одна тупиковая подстанции с двухцепной линией Кору =24 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·(67+9+18+18+10)=305 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 10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=∑Ккуоi · ni =96· 5+157·2=799тыс. 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=32 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 =806+125+305+799+128+650
=2951тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=2832+2951=5783тыс. 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
, кВт·ч
кВт·ч;
кВт·ч.
кВт·ч.
кВт·ч;
кВт·ч;
где часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах
, кВт·ч
где t=8760 часов – время работы трансформатора в течение года; ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ΔРкз – потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S’i – мощность, протекающая через трансформатор, кВА; SномТ – номинальная мощность трансформатора, кВА.
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП = 87,96+110,01=197,97тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =25000– наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 ч.– число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,00063– 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=0,032 1/год,
tав=15,43 час/год
h – ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0,00063·25000·6900·5,63·10-5=6,11 тыс.руб.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ + У=0,25 ·5783+197,97+6,11=1649,83тыс. руб.
Так как ущерб У получился меньше Кл , то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.
3.3 Расчёт для схемы №5
3 = Рн · К∑ + И∑ + У,
где Рн=0,25 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К∑ - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И∑ - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У – ущерб от перерыва электроснабжения, руб;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются
К∑= Кл + Кп
гдеКл – капиталовложения в линии сети; Кп – капиталовложения в подстанции.
Кл = ∑ Кол i · li= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные
Кл_одноцепные=∑ Кол i · li= Кол б-д · lб-д+ Кол е-г · lе-г= 9 · 42,52+ 9 · 29,29=646,29 тыс. руб.
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол В-б · lВ-б )+( Кол В-а · lВ-а )+(Кол а-е · lа-е)=(17,7 · 51,9 )+( 18,8 · 52,92 +(17,7·28,35)=2415,3 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=646,29+2415,3=3061,6 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района
Кт=∑Ктi ·ni =69 ·6+98 ·4=806 тыс. 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 открытыхраспределительных устройств всех подстанций
Кору = ∑Коруi · ni = 29+24·2+2 ·19=115 тыс. руб.
где Коруi – расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni – количество ОРУ этой схемы.
В данной схеме:
- две тупиковые подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;
-две транзитных подстанции с двухцепной линией и отходящей одноцепной линиейКору=24 тыс. руб
-одна транзитная подстанция с двухцепной линией и отходящей двухцепной линиейКору=29 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·(67+9+18+18+10)=305 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 10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=∑Ккуоi · ni =96· 5+157·2=799тыс. 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=32 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
=806+115+305+799+128+650=2941тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=3061,6+2941=6002,6тыс. 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
, кВт·ч
кВт·ч;
кВт·ч.
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч.
где часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах
, кВт·ч
где t=8760 часов – время работы трансформатора в течение года; ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ΔРкз – потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S’i – мощность, протекающая через трансформатор, кВА; SномТ – номинальная мощность трансформатора, кВА.
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
кВт·ч;
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП = 95,10+110,01=204,9тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =25000– наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 ч.– число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,00063– 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=0,0028 1/год,
tав=13,6 час/год
h – ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0,00063·25000·6900·4,36·10-5=4,73 тыс.руб.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ + У=0,25 ·6002,6+204,9+4,73=1710,28тыс. 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 №4 , исходя излучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.
4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок
В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.
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-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-150) = 2,74 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =113,3кВ – номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li – длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ΔSTXX 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 n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах
, кВАр
, кВт
где ΔРкз – 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”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “г”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “д”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е”
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si’+ SТ(i), кВА
Для подстанции “б”
кВА
Для подстанции “г”
кВА
Для подстанции “д”
кВА
Для подстанции “а”
кВА
Для подстанции “е”
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий
, кВА
где QОЛj’’ – половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта б-г
где кВАр
Для пункта б-д
, кВА
где кВАр
Для пункта В-а
где кВАр
Для пункта В-б
где кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj – соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляб-г
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляб-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для В-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляВ-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’ , кВА
Для а-е
кВА
Для б-г
кВА
Для б-д
кВА
Для В-а
кВА
Для В-б
кВА
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-ΔUлj
где Ui – напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ΔUлj – 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 В-а
В
U(В-а)=Uэл-ΔUл(В-а) =110000-9962=100038 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(В-а) -ΔUл(а-е) =100038-3265=96773 В.
Для В-б
В
U(В-б)=Uэл -ΔUл(В-б) =110000-12716=97284 В.
Для б-д
В
U(б-д)=UВ-б -ΔUл(б-д) =97284-3388=93896 В.
Для б-г
В
U(б-г)=UВ-б -ΔUл(б-г) =97284-3133=94151 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.
Следует определить возможность отключения одного из трансформаторов на подстанциях приемных пунктов в режиме наименьших нагрузок.
Экономически целесообразно отключать один из двух трансформаторов на подстанции когда мощность нагрузки подстанции будет равна или меньше полученной величины 0,5 Sном, кВА
где n – число включенных трансформаторов; Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА; ΔРхх – потери холостого хода трансформатора (по паспорту), кВА; ΔРкэ – потери короткого замыкания трансформатора (по паспорту), кВт; – реактивные потери холостого хода трансформатора, квар; Qкз – реактивные потери короткого замыкания трансформатора, квар; Ixx – ток холостого хода трансформатора (по паспорту), %; Uкз – напряжение короткого замыкания трансформатора (по паспорту), % Кэ =0,15 – коэффициент потерь, кВт/квар.
Проверим возможность отключения одного из трансформаторов для каждой подстанции:
Для “а”
кВА
, так как , то можно отключить один трансформатор.
Для “б”
кВА ,
, так как , то можно отключить один трансформатор.
Для “г”
кВА ,
, так как , то можно отключить один трансформатор.
Для “д”
кВА
, так как , то можно отключить один трансформатор.
Для “е”
кВА
, так как , то можно отключить один трансформатор.
Дальнейший расчет режима при наименьших нагрузках ведется аналогично расчету режима при наибольших нагрузках.
, МВАр
где bо – погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-150) = 2,74 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =112,2кВ – номинальное напряжение данное в задании для режима наименьших нагрузок; li – длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Потери мощности трансформаторе
, кВАр
, кВт
где ΔРкз – 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”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “г”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “д”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е”
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si’+ SТ(i), кВА
Для подстанции “б”
кВА
Для подстанции “г”
кВА
Для подстанции “д”
кВА
Для подстанции “а”
кВА
Для подстанции “е”
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий
, кВА
где QОЛj’’ – половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта б-г
где кВАр
Для пункта б-д
, кВА
где кВАр
Для пункта В-а
где кВАр
Для пункта В-б
где кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj – соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляб-г
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляб-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для В-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляВ-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’ , кВА
Для а-е
кВА
Для б-г
кВА
Для б-д
кВА
Для В-а
кВА
Для В-б
кВА
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-ΔUлj
где Ui – напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ΔUлj – 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 В-а
В
U(В-а)=Uэл-ΔUл(В-а) =110000-6068=103932 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(В-а) -ΔUл(а-е) =103932-2090=101842 В.
Для В-б
В
U(В-б)=Uэл -ΔUл(В-б) =110000-7546=102454 В.
Для б-д
В
U(б-д)=UВ-б -ΔUл(б-д) =102454-2111=100343 В.
Для б-г
В
U(б-г)=UВ-б -ΔUл(б-г) =102454-1965=100489 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.
, МВАр
где bо – погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-150) = 2,74 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =110кВ – номинальное напряжение данное в задании для послеаварийного режима; li – длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах
, кВАр
, кВт
где ΔРкз – 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”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “г”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “д”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е”
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si’+ SТ(i), кВА
Для подстанции “б”
кВА
Для подстанции “г”
кВА
Для подстанции “д”
кВА
Для подстанции “а”
кВА
Для подстанции “е”
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий
, кВА
где QОЛj’’ – половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта б-г
где кВАр
Для пункта б-д
, кВА
где кВАр
Для пункта В-а
где кВАр
Для пункта В-б
где кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj – соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляб-г
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляб-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для В-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляВ-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’ , кВА
Для а-е
кВА
Для б-г
кВА
Для б-д
кВА
Для В-а
кВА
Для В-б
кВА
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-ΔUлj
где Ui – напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ΔUлj – 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 В-а
В
U(В-а)=Uэл-ΔUл(В-а) =110000-22662=87338 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(В-а) -ΔUл(а-е) =87338-6648=80690 В.
Для В-б
В
U(В-б)=Uэл -ΔUл(В-б) =110000-31306=78694 В.
Для б-д
В
U(б-д)=UВ-б -ΔUл(б-д) =78694-3388=75306 В.
Для б-г
В
U(б-г)=UВ-б -ΔUл(б-г) =78694-3133=75561 В.
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 ΔUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U’i=Ui- ΔUTi
Для подстанции “а”
U’а=Uа- ΔUT(а) = 100038 – 4315 = 95723 В.
где , В.
Для подстанции “б”
U’б=Uб - ΔUT(б) = 93896 – 3277 = 90619 В.
где , В.
Для подстанции “г”
U’г=Uг - ΔUT(г) = 94151 – 3187 =90964 В.
где , В.
Для подстанции “д”
U’д=Uд - ΔUT(д) = 938964– 4315 = 89581 В.
где , В.
Для подстанции “е”
U’е=Uе - ΔUT(е) = 102487 –5504 = 96983 В.
где , В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) 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 “а”
В.
Для подстанции “б”
В.
Для подстанции “г”
В.
Для подстанции “д”
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
|
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 “а”
кВ
Для подстанции “б”
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 ΔUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U’i=Ui- ΔUTi
Для подстанции “а”
U’а=Uа- ΔUT(а) = 103932 – 2809 = 101123 В.
где В.
Для подстанции “б”
U’б=Uб - ΔUT(б) = 102454 – 2129= 100325 В.
где В.
Для подстанции “г”
U’г=Uг - ΔUT(г) = 100489 – 2071 =98418 В.
где В.
Для подстанции “д”
U’д=Uд - ΔUT(д) =100343– 2809 = 97534 В.
где В.
Для подстанции “е”
U’е=Uе - ΔUT(е) = 101842 –3575 = 96983 В.
где В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а”
В.
Для подстанции “б”
В.
Для подстанции “г”
В.
Для подстанции “д”
В.
Для подстанции “е”
В.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а”
кВ
Для подстанции “б”
кВ
Для подстанции “г”
кВ
Для подстанции “д”
кВ
Для подстанции “е”
кВ
5.3. Послеаварийный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ΔUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U’i=Ui- ΔUTi
Для подстанции “а”
U’а=Uа- ΔUT(а) = 87332 – 4315 = 83017 В.
где , В.
Для подстанции “б”
U’б=Uб - ΔUT(б) = 78694 – 3277 = 75417 В.
где , В.
Для подстанции “г”
U’г=Uг - ΔUT(г) = 75561 – 3187 =72374 В.
где , В.
Для подстанции “д”
U’д=Uд - ΔUT(д) = 75306– 4315 = 70991 В.
где , В.
Для подстанции “е”
U’е=Uе - ΔUT(е) = 80690 –5446 = 75244 В.
где , В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а”
В.
Для подстанции “б”
В.
Для подстанции “г”
В.
Для подстанции “д”
В.
Для подстанции “е”
В.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а”
кВ
Для подстанции “б”
кВ
Для подстанции “г”
кВ
Для подстанции “д”
кВ
Для подстанции “е”
кВ
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).
К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:
К∑= Кл + Кп=2832+2951=5783тыс. руб.
Удельные капиталовложения:
руб/кВт руб/кВт*км
2. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс.руб./г);
И∑=ИЛ+ИП = 87,96+110,01=197,97тыс. 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.
На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.). На 2005 год гидроэнергетика обеспечивает производство до 63 % возобновимой и до 19 % всей электроэнергии в мире, установленная гидроэнергетическая мощность достигает 715 ГВт.
Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов по территории страны.
Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды Q, т. е.
Р = Н*Q, Вт.
Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды. На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной (рисунок). Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины — нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н. Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии.
В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электростанции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные сооружения и др.
На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, кнели, трубы.
При сооружении ГЭС, одновременно с энергетическими, решаются важные задачи: орошение земель и развитие судоходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д. Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами. Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85-90%. Благодаря меньшим эксплуатационным расходам, себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.
Особенности ГЭС:
Предыстория развития гидростроения в России.
В Советский период развития энергетики упор делался на особую роль единого народнохозяйственного плана электрификации страны — ГОЭЛРО, который был утвержден 22 декабря 1920 года. Этот день был объявлен в СССР профессиональным праздником: Днем энергетика. Глава плана, посвященная гидроэнергетике — называлась «Электрификация и водная энергия». В ней указывалось, что гидроэлектростанции могут быть экономически выгодными, главным образом, в случае комплексного использования: для выработки электроэнергии, улучшения условий судоходства или мелиорации. Предполагалось, что в течение 10-15 лет в стране можно соорудить ГЭС общей мощностью 21 254 тыс. лошадиных сил (около 15 млн. кВт), в том числе в европейской части России — мощностью 7394, в Туркестане — 3020, в Сибири — 10 840 тыс. л.с. На ближайшие 10 лет намечалось сооружение ГЭС мощностью 950 тыс. кВт, однако в последующем было запланировано сооружение десяти ГЭС общей рабочей мощностью первых очередей 535 тыс. кВт.
Хотя уже за год до этого в 1919 году Совет труда и обороны признал строительства Волховской и Свирской гидростанций объектами, имеющими оборонное значение. В том же году началась подготовка к возведению Волховской ГЭС, первой из гидроэлектростанций возведенных по плану ГОЭЛРО.
Однако и до начала строительства Волховской ГЭС Россия имела достаточно богатый опыт промышленного гидростроительства, в основном, частными компаниями и концессиями. Информация об этих ГЭС, построенных в России за последнее десятилетие 19-го века и первые 20 лет двадцатого столетия достаточно разрознена, противоречива и требует специальных исторических исследований.
Компоновка ГЭС.
ГЭС - это комплекс сооружений и оборудования, посредством которого энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию.
Гидроэлектростанции являются весьма эффективными источниками энергии. Они используют возобновимые ресурсы - механическую энергию падающей воды. Необходимый для этого подпор воды создается плотинами, которые воздвигают на реках и каналах. Гидравлические установки позволяют сокращать перевозки и экономить минеральное топливо (на 1 кВт-ч расходуется примерно 0,4 т угля). Они достаточно просты в управлении и обладают очень высоким коэффициентом полезного действия (более 80%). Себестоимость этого типа установок в 5-6 раз ниже, чем ТЭС, и они требуют намного меньше обслуживающего персонала.
ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.
Напор ГЭС создаётся концентрацией падения реки на используемом участке плотиной, либо деривацией, либо плотиной и деривацией совместно. Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции — гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления — пульт оператора-диспетчера или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.
Классификация ГЭС.
По схеме использования водных ресурсов и концентрации напоров ГЭС обычно подразделяют на русловые, приплотинные, деривационные с напорной и безнапорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные. В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинные ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых долинах.
Выбор схемы использования водотока.
Наиболее эффективное использование энергии водотока возможно при концентрации перепадов уровней воды на сравнительно коротком участке. При наличии естественного водопада решение этой задачи упрощается, однако подобные условия встречаются очень редко. Для использования падений рек, распределенных по значительной длине водотока, прибегают к искусственному сосредоточению перепада. Такое сосредоточение может быть осуществлено различными способами.
Плотинная схема создания напора, т.е. концентрации перепада в наиболее удобном для использования месте, предусматривает подпор уровня реки путем создания плотины. Образующееся при этом водохранилище используется в качестве регулирующей емкости, позволяющей периодически создавать запасы воды и более полно использовать энергию водотока.
Деривационная схема позволяет получить сосредоточенный перепад путем отвода воды из естественного русла по искусственному водоводу, имеющему меньший продольный уклон, чем уклон русла. Благодаря этому уровень воды в конце водовода оказывается выше уровня воды в реке. Этой разностью уровней и создается напор гидроэлектростанции.
ГЭС, у которых напор частично создается с помощью плотины достаточно большой высоты и частично с помощью деривации, называют смешанными (смешанная схема энергоиспользования реки).
Выбор схемы энергетического использования водотока - плотинной, деривационной, смешанной - определяется падением реки, расходом воды, топографическими и инженерно-геологическими уровнями русла, поймы и долины.
Плотинные ГЭС более выгодны при малых уклонах рек, так в этом случае получение необходимого напора с помощью деривации потребует значительной длины последней и она будет дороже плотины. При очень больших расходах воды плотинные схемы энергоиспользования тоже более выгодны, так как каналы больших сечений оказываются дороже плотин.
Расходы воды, используемые в плотинных ГЭС, в настоящее время достигают 14000 м3/с (Волжская им. В. И. Ленина на р. Волге). Напоры, используемые на плотинных ГЭС, колеблются в очень широких пределах. Минимальные значения используемого напора достигают 1,5 - 3,0 м. Например, на ГЭС Диксон (США) используемый напор равен 2,45 м (ее мощность 2800 кВт, максимальный расход 140 м3/с). Максимальный напор ГЭС плотинного типа около 280 м (Нурекская ГЭС).
На горных реках с большими падениями (выше 6 - 8 м на 1 км длины реки) деривационные ГЭС выгоднее плотинных. Напоры деривационных ГЭС колеблются от нескольких метров до 1767 м (ГЭС Райссек в Австрии). Расходы на деривационных ГЭС колеблются в очень значительных пределах - от нескольких кубических метров в секунду до 1530 м3/с (ГЭС Донзер-Мондрагон на р. Роне во Франции). Самый большой напор на деривационных ГЭС в СССР достигает 600 м, а самый большой расход 700 м3/с на Нарвской ГЭС.
Выбор схемы использования водотока есть один из сложных вопросов гидроэнергетики и выполняется на основе технического и экономического сопоставлений ряда возможных вариантов.
В данном дипломном проекте была спроектирована районная электрическая сеть. В ходе выполнения работы были проверены пять вариантов соединения, из которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы. На основании расчётов из оставшихся вариантов выбрана схема с наименьшими потерями электрической энергии в максимальных, минимальныхи послеаварийных режимах работы. Также были выбраны сечения проводов, номинальное напряжение, типы и мощности компенсирующих устройств и трансформаторов.
1 Елгин А. А., Справочные данные к решению задач, к дипломному проектированию, ТГУ, 2009.
2.Елгин А. А., Методические указания по дипломному проектированию для студентов заочного отделения по курсу “Производство и передача электроэнергии”, ТГУ, 2010
3. Правила устройства электроустановок, Энергоатомиздат, М. 1985г.