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
Тема проекта «Производство и передача электроэнергии: районная электрическая сеть»
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 0,67 о. е.
При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке “а”
Qмакс = Рмакс · tg φ = 20 · 0.52= 10,4 МВАр;
Qмин = Qмакс· 0,67 = 10,4 ·0,67 = 6,97 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 =20· 0,3 = 6 МВАр;
Qэмин = Рмин · tg φэ = 13,4 · 0,3 = 4,02 МВАр.
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции “а” с учетом резерва, в послеаварийном режиме – увеличение на 15%:
Qкумакс=1,15 ·Qмакс-Qэмакс= 1,15 ·10,4 – 6 = 5,96 МВАр.
Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле
Qкумин= Qмин - Qэмин = 6.97 – 4,02 = 2,95 МВАр
Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.
Таблица 1
|
Показатель |
Приёмная подстанция |
||||
|
а |
б |
в |
д |
е |
|
|
Рмакс |
20 |
18 |
27 |
18 |
26 |
|
cos φi |
0,89 |
0,87 |
0,79 |
0,86 |
0,85 |
|
tg φi |
0,52 |
0,56 |
0,78 |
0,59 |
0,62 |
|
Рмин |
13,4 |
12,1 |
18,1 |
12,1 |
17,42 |
|
Qмакс |
10,4 |
10,1 |
21,1 |
10,62 |
16,12 |
|
Qмин |
6,97 |
6,77 |
14,14 |
7,12 |
10,8 |
|
Qзмакс |
6 |
5,4 |
8,1 |
5,4 |
7,8 |
|
Qзмин |
4,02 |
3,63 |
5,43 |
3,63 |
5,23 |
|
Qкумакс |
5,96 |
6,22 |
16,17 |
6,81 |
10,74 |
|
Qкумин |
2,95 |
3,14 |
8,71 |
6,99 |
5,57 |
|
Si |
20+10,4i |
18+10,1i |
27+21,1i |
18+10,62i |
26+16,12i |
По величинеQкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.
Для “а”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, стоимостью 57 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин ), мощностью 5,3 МВАр.
Для “б”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общей стоимостью 57 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки ( выбираем по Qкумин ) мощностью 5,3МВАр.
Для “в”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общей стоимостью 96 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки ( выбираем по Qкумин ), мощностью 10,6 МВАр.
Для “д”
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 5,3МВАр, стоимостью 57 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 |
в |
д |
е |
|
|
20+4,44i |
18+3,88i |
27+4,94i |
18+3,81i |
26+5,38i |
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=9 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 |
5 |
|
|
nв , шт |
9 |
8 |
6 |
4 |
4 |
6 |
|
, км |
270.27 |
269.33 |
260.83 |
245.73 |
236.26 |
216.41 |
|
, км |
474,4 |
484.79 |
467.79 |
459.33 |
418.65 |
386 |
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 №5
мм2 >150 мм2
мм2 <240 мм2
Для схемы №6
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 №5
мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
Для схемы №6
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
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 №5
кВ
кВ
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
кВ <22 кВ
кВ <22 кВ
Для схемы №6
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ <22 кВ
Сравнивая полученные результаты сдопустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех двух вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.
На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 2 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 ТДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “б”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “в”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “д”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “е”
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. 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= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=8+2+1+1+2=14 шт
Подстанции “б”
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=7+2+1+1+2=13 шт
Подстанции “в”
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+2+1+2+2=18 шт
Подстанции “д”
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=7+2+1+1+2=13 шт
Подстанции “е”
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+2+1+2+2=17 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 №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 1-б · l1-б= 53.87 · 8.6=463.3 тыс. руб.
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол Г-1 · lГ-1)+( Кол 1-в · l1-в )+(Кол Г-3 · lГ-3)+ (Кол 3-д · l3-д) + (Кол 3-2 · l3-2) + +(Кол 2-а · l2-а) + (Кол 2-е · l2-е) = (16.4 · 13.23 )++( 14,3 · 35,91 )+(16,4·24,6)+ (13,9·39,69) + (15,5·17,01) + (13,9·21,74) + (14,3·31,2)=2697,62 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=463.3 +2697,62 =3160,92 тыс. руб.
где Колi – расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8.6 тыс руб./км(для АС-120, 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=14,3 тыс руб./км(для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=16.4 тыс руб./км(для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=15.5тыс руб./км(для АС-150, 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 =69 ·10=690 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 =34 ·2+ 3·24 =140 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·(43+5+10+10+7)=187.5 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· 2+57·3=363 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=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 =690+140+187.5+363+128+650 =2158.5тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=3160,92+2158.5=5319,42тыс. 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
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
, 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.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП = 104.1+1891.5=1995.6тыс. 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=0,0022 1/год,
tав=10.24 час/год
h – ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0, 63·18000·5200·2,5·10-6=147.4 тыс.руб.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ + У=0,25 ·5319,4+1995.6+147,4=3473тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения
3.2 Расчёт для схемы №6
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 а-б · lа-б = 8.6 · 46,31=398,3 тыс. руб.
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол Г-д · lГ-д )+( Кол Г-в · lГ-в )+(Кол Г-а · lГ-а) +(Кол а-е · lа-е)=(13.9 · 47,25 )++( 14,3 · 37,8) +(17,7·47,25)+(14,3·37.8)=2574,1 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=398.3+2574.1=2972.4тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района
Кт=∑Ктi ·ni =69 ·10=690 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 =19+34+3 ·24=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·(43+5+7+10+10)=187.5тыс. 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· 2+57·3=363 тыс. руб.
где Ккуоi – расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni – количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей
Кв=Квво·mвв∑=32 ·6=192 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 =690+125+187.5+363+192+650
=2208тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=2208+2972.4=5180.4тыс. 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
МВт·ч;
МВт·ч.
МВт·ч.
МВт·ч;
МВт·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.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП = 98.5+1896.3=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=0,0022 1/год,
tав=10,24 час/год
h – ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0, 63·25000·5200·2,5·10-6=147.4 тыс.руб.
Так как ущерб У получился меньше Кл , то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ + У=0,25 ·5180.4+1994,8+147,4=3437.2тыс. руб.
Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №6 , 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-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =114,4кВ – 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, %.
Последующие расчеты рассчитываются для половины линии.
Для пункта “д”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “в”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а”
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “б”
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si’+ SТ(i), кВА
Для подстанции “д”
кВА
Для подстанции “в”
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 Г-д
, кВА
где кВАр
Для пункта Г-в
где кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта а-б
где кВАр
Для пункта Г-а
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
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-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 Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-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 Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ΔUл(Г-а) =110000-4026=105974 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ΔUл(а-е) =105974-1858=104116 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ΔUл(а-б) =105974-2725=103249 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ΔUл(б-д) =110000-1960=108040 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ΔUл(Г-в) =110000-1898=108102 В.
4.2Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок
Нагрузка приемных пунктов соответствует величинам, указанным в задании для летнего периода. 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-95) = 2,65 ·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
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 “в”
, 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 “в”
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 Г-д
, кВА
где кВАр
Для пункта Г-в
где кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта а-б
где кВАр
Для пункта Г-а
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
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-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 Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-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 Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ΔUл(Г-а) =110000-2190=107810 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ΔUл(а-е) =107810-1156=106654 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ΔUл(а-б) =107810-1709=106101 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ΔUл(б-д) =110000-1206=108794 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ΔUл(Г-в) =110000-1182=108818 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-95) = 2,65 ·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
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 “в”
, 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 “в”
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 Г-д
, кВА
где кВАр
Для пункта Г-в
где кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта а-б
где кВАр
Для пункта Г-а
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
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-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 Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-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 Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ΔUл(Г-а) =110000-8304=101696 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ΔUл(а-е) =101696-2548=99148 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ΔUл(а-б) =101696-2858=98896 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ΔUл(б-д) =110000-1848=108152 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ΔUл(Г-в) =110000-2689=107371 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) = 105974 – 2361 = 103613 В.
где , В.
Для подстанции “б”
U’б=Uб - ΔUT(б) = 103249 – 2065 =101184 В.
где , В.
Для подстанции “в”
U’в=Uв - ΔUT(в) = 108102 – 2408 =105694 В.
где , В.
Для подстанции “д”
U’д=Uд - ΔUT(д) = 105974– 2048 = 105694 В.
где , В.
Для подстанции “е”
U’е=Uе - ΔUT(е) = 104116 –2899 = 101217 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 “в”
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 5.1. 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 “в”
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) = 107810 – 1449 = 101123 В.
где , В.
Для подстанции “б”
U’б=Uб - ΔUT(б) = 106101 – 1032= 105193 В.
где , В.
Для подстанции “в”
U’в=Uв - ΔUT(в) = 108818 – 1669 =107149 В.
где , В.
Для подстанции “д”
U’д=Uд - ΔUT(д) =108794– 1257 = 107537 В.
где , В.
Для подстанции “е”
U’е=Uе - ΔUT(е) = 106654 –1764 = 104890 В.
где , В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а”
В.
Для подстанции “б”
В.
Для подстанции “в”
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 “в”
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) = 101696 – 4292 = 97404 В.
где , В.
Для подстанции “б”
U’б=Uб - ΔUT(б) = 98838 – 2065= 96773 В.
где , В.
Для подстанции “в”
U’г=Uг - ΔUT(г) = 107371 – 4571 =102800 В.
где , В.
Для подстанции “д”
U’д=Uд - ΔUT(д) = 108152– 3716 = 104436 В.
где , В.
Для подстанции “е”
U’е=Uе - ΔUT(е) = 99118 –5271 = 93847 В.
где , В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а”
В.
Для подстанции “б”
В.
Для подстанции “в”
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 “в”
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:
1.Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс.руб.):
К∑= Кл + Кп=2208+2972=5180тыс. руб.
Удельные капиталовложения:
руб/кВт руб/кВт*км
2. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс.руб./г);
И∑=ИЛ+ИП =1995тыс. 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.
МВт
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 шин низшего напряжения понижающих подстанций.
В дополнение к прямому использованию солнечного тепла, в регионах с высоким уровнем солнечной радиации ее можно использовать для получения пара, который вращает турбину и вырабатывает электроэнергию. Производство солнечной тепловой электроэнергии в крупных масштабах достаточно конкурентоспособно. Промышленное применение этой технологии берет свое начало в 1980-х; с тех пор эта отрасль быстро развивалась. В настоящее время энергокомпаниями США уже установлено более 400 мегаватт солнечных тепловых электростанций, которые обеспечивают электричеством 350 000 человек и замещают эквивалент 2,3 млн баррелей нефти в год. Девять электростанций, расположенных в пустыне Мохаве (в американском штате Калифорния) имеют 354 МВт установленной мощности и накопили 100 лет опыта промышленной эксплуатации. Эта технология является настолько развитой, что, по официальным сведениям, может соперничать с традиционными электрогенерирующими технологиями во многих районах США. В других регионах мира также скоро должны быть начаты проекты по использованию солнечного тепла для выработки электроэнергии. Индия, Египет, Марокко и Мексика разрабатывают соответствующие программы, гранты для их финансирования предоставляет Глобальная программа защиты окружающей среды (GEF). В Греции, Испании и США новые проекты разрабатываются независимыми производителями электроэнергии.
По способу производства тепла солнечные тепловые электростанции подразделяют на солнечные концентраторы (зеркала) и солнечные пруды.
СОЛНЕЧНЫЕ КОНЦЕНТРАТОРЫ.
Такие электростанции концентрируют солнечную энергию при помощи линз и рефлекторов. Так как это тепло можно хранить, такие станции могут вырабатывать электричество по мере надобности, днем и ночью, в любую погоду.
Большие зеркала - с точечным либо линейным фокусом - концентрируют солнечные лучи до такой степени, что вода превращается в пар, выделяя при этом достаточно энергии для того, чтобы вращать турбину. Фирма "Luz Corp." установила огромные поля таких зеркал в калифорнийской пустыне. Они производят 354 МВт электроэнергии. Эти системы могут превращать солнечную энергию в электричество с КПД около 15 %.
Все описываемые технологии, кроме солнечных прудов, для достижения высоких температур применяют концентраторы, которые отражают свет Солнца с большей поверхности на меньшую поверхность приемника. Обычно такая система состоит из концентратора, приемника, теплоносителя, аккумулирующей системы и системы передачи энергии.
Солнечное тепло можно сберегать разными способами. Современные технологии включают параболические концентраторы, солнечные параболические зеркала и гелиоэнергетические установки башенного типа. Их можно комбинировать с установками, сжигающими ископаемое топливо, а в некоторых случаях адаптировать для аккумуляции тепла. Основное преимущество такой гибридизации и теплоаккумуляции - это то, что такая технология может обеспечивать диспетчеризацию производства электричества (то есть выработка электроэнергии может производиться в периоды, когда в ней есть необходимость). Гибридизация и аккумулирование тепла могут повысить экономическую ценность производимого электричества и снизить его среднюю стоимость.
Солнечные параболические концентраторы.
В этих установках используются параболические зеркала (лотки), которые концентрируют солнечный свет на приемных трубках, содержащих жидкость-теплоноситель. Эта жидкость нагревается почти до 400 оC и прокачивается через ряд теплообменников; при этом вырабатывается перегретый пар, приводящий в движение обычный турбогенератор для производства электричества. Для снижения тепловых потерь приемную трубку может окружать прозрачная стеклянная трубка, помещенная вдоль фокусной линии цилиндра. Как правило, такие установки включают в себя одноосные или двуосные системы слежения за Солнцем. В редких случаях они являются стационарными.
Построенные в 80-х годах в южно-калифорнийской пустыне фирмой "Luz International", девять таких систем образуют крупнейшее на сегодняшний день предприятие по производству солнечного теплового электричества. Эти электростанции поставляют электричество в коммунальную электросеть Южной Калифорнии. Еще в 1984 г. "Luz International" установила в Деггетте (Южная Калифорния) солнечную электрогенерирующую систему "Solar Electric Generating System I" (или SEGS I) мощностью 13,8 МВт. В приемных трубках масло нагревалось до температуры 343 оC и вырабатывался пар для производства электричества. Конструкция "SEGS I" предусматривала 6 часов аккумулирования тепла. В ней применялись печи на природном газе, которые использовались в случае отсутствия солнечной радиации. Эта же компания построила аналогичные электростанции "SEGS II - VII" мощностью по 30 МВт. В 1990 г. в Харпер Лейк были построены "SEGS VIII и IX", каждая мощностью 80 МВт. Из-за многочисленных законодательных и политических трудностей компания "Luz International" и ее филиалы 25 ноября 1991 года известили о своем банкротстве. Теперь станциями "SEGS I - IX" управляют другие фирмы по старому контракту с "Southern California Edison". От планов постройки "SEGS X, XI, XII" пришлось отказаться, что означает потерю дополнительных 240 МВт запланированной мощности.
Оценки технологии показывают ее более высокую стоимость, чем у солнечных электростанций башенного и тарельчатого типа (см. ниже), в основном, из-за более низкой концентрации солнечного излучения, а значит, более низких температур и, соответственно, эффективности. Однако, при условии накопления опыта эксплуатации, улучшения технологии и снижения эксплуатационных расходов параболические концентраторы могут быть наименее дорогостоящей и самой надежной технологией ближайшего будущего.
Солнечная установка тарельчатого типа.
Этот вид гелиоустановки представляет собой батарею параболических тарелочных зеркал (схожих формой со спутниковой тарелкой), которые фокусируют солнечную энергию на приемники, расположенные в фокусной точке каждой тарелки. Жидкость в приемнике нагревается до 1000 оС и непосредственно применяется для производства электричества в небольшом двигателе и генераторе, соединенном с приемником.
В настоящее время в разработке находятся двигатели Стирлинга и Брайтона. Несколько опытных систем мощностью от 7 до 25 кВт работают в Соединенных Штатах. Высокая оптическая эффективность и малые начальные затраты делают системы зеркал/двигателей наиболее эффективными из всех гелиотехнологий. Системе из двигателя Стирлинга и параболического зеркала принадлежит мировой рекорд по эффективности превращения солнечной энергии в электричество. В 1984 году на Ранчо Мираж в штате Калифорния удалось добиться практического КПД 29%.
Вдобавок к этому, благодаря модульному проектированию, такие системы представляют собой оптимальный вариант для удовлетворения потребности в электроэнергии как для автономных потребителей (в киловаттном диапазоне), так и для гибридных (в мегаваттном), соединенных с электросетями коммунальных предприятий.
Эта технология успешно реализована в целом ряде проектов. Один из них - проект STEP (Solar Total Energy Project) в американском штате Джорджия. Это крупная система параболических зеркал, работавшая в 1982-1989 гг. в Шенандоа. Она состояла из 114 зеркал, каждое 7 метров в диаметре. Система производила пар высокого давления для выработки электричества, пар среднего давления для трикотажного производства, а также пар низкого давления для системы кондиционирования воздуха на той же трикотажной фабрике. В октябре 1989 г. энергокомпания закрыла станцию из-за повреждений на главной турбине и нехватки средств для ремонта станции.
Совместное предприятие "Sandia National Lab" и "Cummins Power Generation" в настоящее время пытается поставить на коммерческие рельсы систему мощностью 7,5 кВт. "Cummins" надеется продавать 10 000 единиц в год к 2004 г. Совместным использованием параболических зеркал и двигателей Стирлинга заинтересовались и другие компании. Так, фирмы "Stirling Technology", "Stirling Thermal Motors" и "Detroit Diesel" совместно с корпорацией "Science Applications International Corporation" создали совместное предприятие с капиталом 36 млн долларов с целью разработки 25-киловаттной системы на базе двигателя Стирлинга.
Солнечные электростанции башенного типа с центральным приемником .
"Solar Two" - башенная электростанция мощностью 10 МВт в Калифорнии - это прототип крупных промышленных электростанций. Она впервые дала электричество в апреле 1996 г., что явилось началом 3-летнего периода испытаний, оценки и опытной выработки электроэнергии для демонстрации технологии расплавленных солей. Солнечное тепло сохраняется в расплавленной соли при температуре 550 оC, благодаря чему станция может вырабатывать электричество днем и ночью, в любую погоду. Успешное завершение проекта "Solar Two" должно способствовать строительству таких башен на промышленной основе в пределах мощности от 30 до 200 МВт.
Сопоставление технических характеристик.
В таблице сведены ключевые характеристики трех вариантов солнечной тепловой электрогенерации. Башни и параболоцилиндрические концентраторы оптимально работают в составе крупных, соединенных с сетью электростанций мощностью 30-200 МВт, тогда как системы тарельчатого типа состоят из модулей и могут использоваться как в автономных установках, так и группами общей мощностью в несколько мегаватт. Параболоцилиндрические установки - на сегодня наиболее развитая из солнечных энергетических технологий и именно они, вероятно, будут использоваться в ближайшей перспективе. Электростанции башенного типа, благодаря своей эффективной теплоаккумулирующей способности, также могут стать солнечными электростанциями недалекого будущего. Модульный характер "тарелок" позволяет использовать их в небольших установках. Башни и "тарелки" позволяют достичь более высоких значений КПД превращения солнечной энергии в электрическую при меньшей стоимости, чем у параболических концентраторов. Однако, остается неясным, смогут ли эти технологии достичь необходимого снижения капитальных затрат. Параболические концентраторы в настоящее время - уже апробированная технология, ожидающая своего шанса на совершенствование. Башенные электростанции нуждаются в демонстрации эффективности и эксплуатационной надежности технологии расплавленных солей при использовании недорогих гелиостатов. Для систем тарельчатого типа необходимо создание хотя бы одного коммерческого двигателя и разработка недорого концентратора.
Характеристики солнечных тепловых электростанций (по состоянию на 1993 г.)
|
|
Параболический концентратор |
"Тарелка" |
Электростанция башенного типа |
|
Мощность |
30-320 МВт |
5-25 МВт |
10-200 МВт |
|
Рабочая температура (C/F) |
390/734 |
750/1382 |
565/1049 |
|
Коэффициент готовности |
23-50 % |
25 % |
20-77 % |
|
Пиковый КПД |
20%(d) |
29.4%(d) |
23%(p) |
|
Практический годовой КПД |
11(d)-16% |
12-25%(p) |
7(d)-20% |
|
Промышленное применение |
Прототип, пропорциональный промышленной установке |
В стадии демонстрации |
Существующие демонстрационные проекты |
|
Риск, связанный с развитием технологии |
Низкий |
Высокий |
Средний |
|
Аккумулирование тепла |
Ограничено |
Аккумулятор |
Да |
|
Гибридные системы |
Да |
Да |
Да |
|
Стоимость, доллар/Вт |
2,7-4,0 |
1,3-12,6 |
2,5-4,4 |
Сравнение основных солнечных тепловых технологий
|
|
Параболический концентратор |
"Тарелка" |
Электростанция башенного типа |
|
Где применяется |
Соединенные с сетью электростанции; техническое тепло для промышленных процессов. |
Небольшие автономные энергоустановки; поддержка сети |
Соединенные с сетью электростанции; техническое тепло для промышленных процессов |
|
Преимущества |
Диспетчеризация пиковой нагрузки; накоплено 4500 ГВтч опыта работы на коммерческом рынке; гибридная система (солнечная энергия/ископаемое топливо). |
Диспетчеризация нагрузки, высокий коэффициент преобразования; модульность; гибридная система (солнечная энергия/ископаемое топливо). |
Диспетчеризация базовой нагрузки; высокий коэффициент преобразования; аккумулирование тепла; гибридная система (солнечная энергия/ископаемое топливо). |
Некоторые экономические и конструкторские проблемы тепловых солнечных электростанций.
Стоимость электричества, произведенного тепловыми солнечными электростанциями, зависит от множества факторов. Среди них капитальные затраты, эксплуатационные затраты и расходы на техническое обслуживание, производительность системы. Однако важно заметить, что стоимость технологии и конечная стоимость выработанной электроэнергии подвержены существенному влиянию внешних факторов, не относящихся непосредственно к данной технологии. Например, параболические концентраторы и башни в виде небольших автономных установок могут стоить весьма дорого. Чтобы снизить их стоимость и сделать конкурентоспособными по отношению к современным электростанциям, работающим на органическом топливе, необходимо постепенно повышать их мощность и строить солнечные энергоцентры, где на одной площадке размещаются несколько энергетических объектов.
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, 2010.
2.Елгин А. А., Методические указания по дипломному проектированию для студентов заочного отделения по курсу “Производство и передача электроэнергии”, ТГУ, 2009
3. Правила устройства электроустановок, Энергоатомиздат, М. 1985г.
4. Гологорский Е.Г., Справочник по строительству линий электропередачи напряжение 0.4-500 кВ, М. 2007.