Расчет основных параметров электростанции

Энергосистемы уже длительное время являются основой энергетики нашей страны.

Первые энергосистемы были созданы на основе использования линий 110 кВ к 1932 г. работало шесть энергосистем с годовой выработкой свыше 1 млрд. кВт ч каждая, в том числе Московская около 4 млрд. кВт ч., Ленинградская, Донецкая и Днепропетровская более чем 2 млрд. кВт ч. Для передачи электроэнергии Днепропетровской ГЭС было освоено напряжение 154 кВ.

Со следующим этапом развития энергосистемы, соединением в энергосети смежных энергосистем, появлением первых энергетических объединений — связано освоение электропередачи класса 220 кВ. для передачи мощности 100 МВт от Нижне-Сибирской ГЭС в Ленинграде в 193 г. была построена первая линия 220 кВ. протяженностью 240 км. В 1940 г. для связи двух крупных энергосистем Юга, была сооружена линия 220 кВ. Донбасс — Днепр.

Из 101 энергосистемы страны в составе ЕЭС параллельно работает 84 энергосистемы, обеспечивающие электроснабжение народного хозяйства одиннадцати стран с территориальной площадью около 10 млн. км² и населением численностью около 220 млн. человек. Расстояние между крайними точками территорий в ЕЭС составляет с севера на юг около 3000 км, а с востока на запад 4000 км.

Мощность электростанций параллельно работающих в ЕЭС 1984 г. составила 250 млн. кВт или выработано около 1325 млрд. кВт или почти 90% общего производства электроэнергиеи в стране. Структура установленной мощности электростанций ЕЭС ТЭЦ — 71,6%, АЭС — 9,4%, ГЭС — 19%.Более 30 электростанций имели мощность 2 млрд. кВт и более.

Введен опытный образец блока 1200 МВт на Костромской ГРЭС, на Игналинской АЭС — 1500 МВт, на Саяно-Шушенской ГЭС — 640 МВт. Наиболее мощные электростанции по типам Экибастузская ГРЭС — 4 млн. кВт, Рефтинская — 3,8 млн. кВт, Красноярская ГЭС — 6 млн. кВт.

Объединенные энергосистемы, входящие в ЕЭС, связаны между собой сетями напряжением 220−330−500−750 кВ. Сочетание сетей 500 и 220 кВ применяют в центральной и восточной зонах ЕЭС, в западной зоне системообразующей являются сети 300 и 750 кВ. Введены первые линии электропередачи новой ступени напряжения 1150 кВ. для восточной зоны ЕЭС, Экибастузская ГРЭС — Кокчетав — Кустанай (участки межсистемного транзита 1150 кВ Сибирь — Казахстан — Урал). В изолированно работающих ОЭС Средней Азии и Востока используют сети напряжением 220 и 500 кВ.

1. Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Полная мощность ПС в максимальном и минимальных режимах рассчитывается по формуле:

МВА Реактивная мощность для каждой ПС в максимальном и минимальном режимах рассчитывается по формуле:

Мвар ПС- 1

10кВ

ПС- 2

110кВ ПС- 3

35кВ ПС-3

10кВ

Данные расчетов сводим в таблицу

Таблица 1 Нагрузка ПС

трансформатор электрический сеть подстанция На каждой ПС устанавливается по два трансформатора. Мощность каждого из них выбирается равной 0,65−0,7 максимальной нагрузки ПС. При этом предполагается, что при аварийном отключении одного из них оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить бесперебойную работу потребителей первой и второй категории с учетом допустимого перегруза трансформатора.

ПС-1

Принимаем группу однофазных трансформаторов: 2ТДЦ-125 000/330

ПС-2

Принимаем: 2АТДЦТН-200 000/330

ПС-3

Принимаем: 2ТДЦ-125 000/330

Данные трансформаторов сводим в таблицу

Таблица 2 Трансформаторы

Расчет сопротивлений трансформаторов ПС-1

ПС-2

ПС-3

Результаты сводим в таблицу Таблица 3 Сопротивлений трансформаторов

Приведенные мощности подстанции Приведенные мощности в максимальном режиме

ПС-1

ПС-2

ПС-3

Приведенные мощности в минимальном режиме

ПС-1

ПС-2

ПС-3

Результаты сводим в таблицу

Таблица 4 Приведенные мощности

2 Составление вариантов схем электрической сети, электрический расчет двух из них в максимальном режиме

Варианты схем Разомкнутая сеть

Замкнутая сеть

Данные сводим в таблицу Таблица 5 Длина ЛЭП

Из 8 вариантов для дальнейших расчетов выбираем варианты № 1 и № 5, так как у этих вариантов меньшая длина ЛЭП по проводам и меньшее число выключателей.

Электрический расчет выбранных схем в максимальном режиме Разомкнутая сеть Определяем токи на участках цепи Определяем сечение провода на каждом участке, по экономической плотности тока

(при Т_max=6000ч)

2ЧАС-240/39 I_доп=2Ч610=1220 А Проверяем выбранное сечение провода в аварийном режиме

<

Замкнутая сеть

Определяем мощность головного участка схемы

Определяем токи на каждом участке сети Определяем сечение провода на каждом участке, по экономической плотности тока

(при Т_max=6000ч)

2ЧАС-240/39 I_доп=2Ч610=1220 А

Проверяем выбранное сечение провода в аварийном режиме Отключаем головной участок А1

Таблица 6 Характеристика ВЛ

; ;

3. Уточненный электрический расчет выбранных схем сети в максимальном режиме

Разомкнутая сеть Определяем мощность головного участка Определяем расчетные мощности подстанций Рассчитываем полное сопротивление участков Определяем мощность головного участка и распределяем мощности Определяем потери мощности на каждом участке сети

4. Технико-экономическое сравнение двух выбранных вариантов схем проектируемой сети и выбор оптимального варианта

Разомкнутая сеть ПС-1

К_об=4Ч160=640

К_пост=1160=1160

ПС-2

К_об=4Ч160+2Ч42=640+84=722

К_пост=1160+290=1450

ПС-3

К_об=2Ч160=320

К_пост=1160

К_ПС=К_об+К_пост

К_ПС1=640+1160=1800т.у.е.

К_ПС2=722+1450=2172т.у.е.

К_ПС3=320+1160=1480т.у.е.

(из табл.6)

Определяем ежегодные эксплуатационные издержки

Определяем ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети

где — (1,051,1) для сети 110кВ и выше;

— удельные затраты, связанные с необходимостью расширения сети, для компенсации потерь мощности (=24,2 у.е.кВт/ч);

=1 — коэффициент совпадения расчетной нагрузки проектируемой сети с максимумом энергосистемы;

— суммарные потери активной мощности на всех участках заданной схемы в максимальном режиме нагрузок;

— средняя удельная электрическая энергия, теряемая в сети;

— потери электроэнергии в сети;

— время максимальных потерь.

Определяем приведенные затраты Замкнутая сеть ПС-1

К_об=2Ч160=320

К_пост=1160=1160

ПС-2

К_об=2Ч160+2Ч42=404

К_пост=1160+290=1450

ПС-3

К_об=2Ч160=320

К_пост=1160

К_ПС=К_об+К_пост

К_ПС1=320+1160=1480т.у.е.

К_ПС2=404+1450=1854т.у.е.

К_ПС3=320+1180=1440т.у.е.

Определяем ежегодные эксплуатационные издержки

Определяем ежегодные затраты на возникновение потерь электроэнергии в сети

где — (1,051,1) для сети 110кВ и выше.

— удельные затраты, связанные с необходимостью расширения сети, для компенсации потерь мощности. (=24,2 у.е.кВт/ч)

=1 — коэффициент совпадения расчетной нагрузки проектируемой сети с максимумом энергосистемы.

— суммарные потери активной мощности на всех участках заданной схемы в максимальном режиме нагрузок

— средняя удельная электрическая энергия, теряемая в сети.

— потери электроэнергии в сети.

— время максимальных потерь.

Определяем приведенные затраты Данные расчетов сводим в таблицу Таблица 7 Технико-экономическое сравнение

В результате технико-экономического сравнения оптимальной получается замкнутая сеть.

5. Уточненный расчёт оптимального варианта схемы проектируемой электрической сети

Уточненный электрический расчёт замкнутой сети в минимальном режиме.

Определяем мощность головного участка схемы

Определяем токи на каждом участке сети Определяем сечение провода на каждом участке сети

(при Т_max=6000ч)

2ЧАС-240/39

I_доп=2Ч610=1220А

Уточнённый электрический расчёт разомкнутой сети в минимальном режиме Определяем мощность головного участка и распределим мощности

Определяем потери мощности на участках схемы

Определяем потери мощности на участках схемы

6. Определяем напряжение на шинах ПС во всех режимах

Определяем напряжение на шинах ПС в максимальном режиме

Определяем напряжение ПС с учётом потерь напряжения в трансформаторах в максимальном режиме ПС-1

ПС-2

ПС-3

Расчет в минимальном режиме Определяем напряжение ПС с учётом потерь напряжения в трансформаторах в минимальном режиме ПС-1

ПС-2

ПС-3

Послеаварийный режим определяем напряжение энергосистемы Напряжение отключено на участке, А Напряжение отключено на участке А1

Определяем напряжение ПС с учётом потерь напряжения в трансформаторах в максимальном режиме

ПС-1

ПС-2

ПС-3

ПС-1

ПС-2

ПС-3

1. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. — М. Энергоатомиздат 1989 г.

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

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ И.М. ШапироМ. Энергоатомиздат.