Разработка проекта районной электрической сети


Дипломная работа

тема: "Разработка проекта районной электрической сети"


Содержание


Введение

. Баланс мощности в проектируемой сети, расчет мощности компенсирующих устройств

. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети

. Приведенные затраты электрической сети

. Расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети

. Регулирование напряжения

. Технико - экономические показатели сети

7. Компоновка АЭС с реакторами типа ВВЭР - 1000

Заключение

Список использованных источников


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 2007.

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 проекта и задания выполнены в соответствии со стандартом СТП 2.201-87.


1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчет мощности компенсирующих устройств


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 ? является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности , так как при значениях cos ?, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощности tg ? = 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 ?i ;

Qмин = Рмин · tg ?i ,.


где · tg ?i определяется по cos ?i, величина которого указана в задании; Рмин и Qмин принимаются в доле от Рмакс и Qмакс согласно заданной нагрузке, в 0,8 о.е.

При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке "а":


Qмакс = Рмакс · tg ? = 32 · 0,72= 23,17 МВАр;

Qмин = Qмакс · 0,8 = 23,17 ·0,6 = 18,53 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.

Тогда tg ?э принимаем равным 0,3.

Величины Qзмакс и Qзмин определяем по максимальной Рмакс и минимальной Рмин активным нагрузкам и заданному значению tg ?э.


Qэмакс = Рмакс · tg ?э =32 · 0,3 = 9,6 МВАр;

Qэмин = Рмин · tg ?э = 25,6 · 0,3 = 7,68 МВАр.


Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции "а" с учетом резерва, в послеаварийном режиме - увеличение на 10%:


Qкумакс=1,1 ·Qмакс-Qэмакс = 15,88 МВАр.


Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле:


Qкумин= Qмин - Qэмин = 10,85 МВАр.

Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.


Таблица 1 - Результаты расчетов для каждой приемной подстанции

ПоказательПриёмная подстанцияавгдеРмакс3225203224cos ?i0,810,80,760,720,88tg ?i0,7230,750,8550,960,54Рмин25,6201625,619,2Qмакс23,1718,7517,130,8412,95Qмин18,531513,6824,6710,36Qзмакс9,67,569,67,2Qзмин7,6864,87,685,76Qкумакс15,8813,12512,8124,337,05Qкумин10,8598,8816,994,6Si32+23,17i25+18,75i20+17,1i32+30,8i24+12,95 i

По величине Qкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.

Для подстанции "а":

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.

Для подстанции "в":

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.

Для подстанции "г":

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.

Для подстанции "д":

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.

Для подстанции "е":

Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.

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 - Расчет приемных пунктов с учетом КУ

ПоказательПункт, приёмная подстанцияавгде32+7,29i25+5,62i20+4,3i32+9,6i24+5,9i

2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети


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, 7,5 км/см.

Расчёт длин трасс и линий электропередач

Для схемы соединения №1.

Суммарная длина трасс:



где lTi - длина трассы любой линии (одно и двухцепной), км.

Суммарная длина линии 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=8 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 - Расчет основных показателей для расчетных схем

ПоказательНомер варианта соединения123456nв , шт875454, км335,18307,44273242,76258,72238,56, км551,8524,2445,3425,04430,9408,2По минимуму расхода оборудования и длины линий для дальнейшего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения.

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 Sj - 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 №4.


мм2 >150мм2.

мм2 <240 мм2.


Для схемы №6.


мм2 >150мм2.

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 Sj - 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 №4.


мм2,


марка провода АС-300,(r0=0,108; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-95,(r0=0,33; x0=0,429);

мм2, марка провода АС-240,(r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416);

мм2, марка провода АС-70,(r0=0,46; x0=0,44);

мм2, марка провода АС-240,(r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-95,(r0=0,33; x0=0,429);

мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,422).

Для схемы №6.


мм2,


марка провода АС-300,(r0=0,108; x0=0,396);

мм2 марка провода АС-240,(r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416);

мм2, марка провода АС-70,(r0=0,46; x0=0,44);

мм2, марка провода АС-240,(r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-95,(r0=0,33; x0=0,429);

мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,422).

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 №4.


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 №6.


кВ;


;

;

;

;

;

.


кВ;

кВ <22 кВ.


Сравнивая полученные результаты с допустимыми 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.

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 Si - полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 2.

Подстанция "а":


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 "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 "г":

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 ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой,с РПН. Общая стоимость 196 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.

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/2, 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=4 шт;


пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=14+4+2+2+4=26 шт.


Подстанции "в":

шт;


пвс = псекций /2=2 шт;

пвку= пвку =2 шт;

пвв = побм=4 шт;

пвр = псекций= 4 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+4+2+2+4=23 шт.


Подстанции "г":

шт;


пвр = псекций= 2 шт;

пвс = псекций /2=1 шт;

пвку = пвку =2 шт;

пвв = побм= 2 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=9+2+1+2+2=16 шт.


Подстанции "д":

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 "е":

шт;


пвр = псекций= 4 шт;

пвс = псекций /2=2 шт;

пвку = пвку =2 шт;

пвв = побм=4 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=9+4+2+2+4=21 шт.


3. Приведенные затраты электрической сети


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.

Расчёт для схемы №4.


3 = Рн · К? + И? + У,


где Рн=0,2 - 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


где Кл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.

Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные+ Кл_двухцепные;

Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 2-е · l2-е+ Кол 3-в · l3-в = 37,8 · 9+22,68 · 9=544,32 тыс. руб;

Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Б-1 · lБ-1)+( Кол 1-2 · l1-2 )+(Кол 1-а · l1-а)+ (Кол 2-г · l2-г) + (Кол Б-3 · lБ-3)+ (Кол 3-д · l3-д) =(19,1 · 45,36 )+ ( 17,3 · 10,9 )+(14,3·14,28)+ +(13,9·31,92) + (17,3·42) +(14,3 · 33,6 )=2910 тыс. руб.

Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=544,3+2910=3454,3 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, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс руб./км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб./км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей 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=19,1 тыс руб./км (для АС-300, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс руб./км (для АС-240, 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 = Кторузрукувпост.


Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:


Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+98 ·8=922 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 открытых распределительных устройств всех подстанций:


Кору = ?Коруi · ni =24 ·3+ 19·2=110 тыс. руб.,


где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;

схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.

схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):


Кзрувно·(nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·(58+18+9+10+18)=283 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 =157· 4+96·1=724 тыс. руб.


где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:


Кввво·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:


Кпостпостi · 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 = Кторузрукувпост =2817тыс. руб.

К?= Кл + Кп=3454+2817=6271 тыс. руб.


Суммарные годовые эксплуатационные издержки:


И?ЛП,

где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии сети:


руб.


Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии; ИП - годовые эксплуатационные издержки подстанций:


, руб.,


где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций; в = 0,01 - стоимость одного кВт·ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч.

Потери электроэнергии в линии:


, МВт·ч .


МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

где часов - число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах:


, МВт·ч,


где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года; ?Рхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ?Ркз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; Si - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;


.


тыс. руб.


И?ЛП = 107,3+286=393,3 тыс. руб.


Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=уо·Рнб·Тнб·h, руб,


где Рнб =24000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6700 ч.- число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63- удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч.

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии, где mab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; tab =19- продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

mав=0,002 1/год,

tав=10 час/год.

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения:


.

У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·24000·6700·2,28·10-6=0,231 тыс.руб.


Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:


= Рн · К? + И? + У=0,2 ·6271+393,3+0,231=1647,7 тыс. руб.


Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения.

Расчёт для схемы №6


= Рн · К? + И? + У,


где Рн=0,2 - 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,


где Кл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.


Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные


Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 2-е · l2-е+ Кол 3-в · l3-в = 50,4 · 9+22,68 · 9=658 тыс. руб;

Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Б-1 · lБ-1)+( Кол 1-а · l1-а)+ (Кол а-г · lа-г) + (Кол Б-3 · lБ-3)+(Кол 3-д · l3-д) =(19,1 · 40,32 )+(17,3·8,4)+ (13,9·43,62) + (17,3·42) + (14,3 · 33,6 )=2728,8 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, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс руб./км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб./км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей 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=19,1 тыс руб./км (для АС-300, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс руб./км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду).


Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=658+2728,8=3387 тыс. руб.


Капиталовложения в подстанции:


Кп = Кторузрукувпост.


Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:


Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+98 ·8=922 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 открытых распределительных устройств всех подстанций:


Кору = ?Коруi · ni =24 ·2+ 19·2+34=120 тыс. руб.


где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;

схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.

схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):


Кзрувно·(nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·98=245 тыс. руб,


где Квно =2,5 тыс. руб.- расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:


Кку=?Ккуоi · ni =157· 4+96·1=724 тыс. руб.


где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:


Кввво·mвв?=32·4=128 тыс. руб.


где Квво=70 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции:


Кпостпостi · 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 = Кторузрукувпост =922+110+245+724+96+650=2789 тыс. руб.

К?= Кл + Кп=3387+2789=6176 тыс. руб.


Суммарные годовые эксплуатационные издержки:


И?ЛП,


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;

.

где часов - число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах:


, МВт·ч,


где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года;

?Рхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

?Ркз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт;

Si - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;


;


тыс. руб.


И?ЛП = 105+284=389 тыс. руб.


Ущерб от перерыва электроснабжения:


У=уо·Рнб·Тнб·h, руб


где Рнб =24000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6700 ч.- число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63- удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии, где mab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; tab =19- продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

mав=0,002 1/год,

tав=10 час/год,

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения:


.

У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·24000·6700·2,28·10-6=0,231 тыс.руб


Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:


3 = Рн · К? + И? + У=0,2 ·6176 +389 +0,231=1624 тыс. руб.


Так как ущерб У получился меньше Кл , то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.

Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №6 , исходя из лучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.


. Расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети


Расчёт нормального режима наибольших нагрузок

В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.

На первом этапе расчета режима составляем схему замещения сети.

Радиальные одно- или двухцепные линии на схеме замещения представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными трансформаторами.

Линейный элемент отображает активное и индуктивное сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно указать реактивную мощность генерируемую линией:


, МВАр,


где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6;

bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км;

bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км;

bо (АС-150) = 2,74 ·10-6 См/км;

bо (АС-300) = 2,80 ·10-6 См/км;

bо (АС-240) = 2,78 ·10-6 См/км.

Uном =113,3 кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.

Рассчитаем для каждого участка

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр.

При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ?STXX возрастает в два раза.

На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).

В результате расчета потокораспределения должны быть определены значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.

Потери мощности в 1 работающем двухобмоточном трансформаторе


, кВАр,

, кВт,


где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - 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 "а":


, МВАр;

, МВт;


МВА.

Для пункта "в":

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "г":

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "д":

МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "е":

МВАр;

, МВт;

МВА.

Тогда мощность на входе каждой подстанции:


Sni=Si+ SТ(i) , кВА.


Для подстанции "а":


МВА.


Для подстанции "в":


МВА.


Для подстанции "г":


МВА;


Для подстанции "д":


МВА.


Для подстанции "е":

МВА.


На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:


, МВА,


где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.


Для пункта 1-а:


, МВА,


где МВАр.

Для пункта 1-в:

,

где МВАр.

Для пункта а-г:

,

где МВАр.

Для пункта Б-1:

, МВА,

где МВАр

Для пункта 3-е:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 3-д:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта Б-3:

, МВА,

где МВАр.

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:


, кВт;

, кВАр,


где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для 3-д:


МВт,


где Ом.


МВАр,


где Ом.

Для 3-е:

МВт,

где Ом;

МВАр,

где Ом.

Для 1-в:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для а-г:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для Б-3:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для а-1:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для Б-1:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:


Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj , кВА.


Для пункта г-а:


, МВА,


где МВАр.

Для пункта 1-в:

,

где МВАр.

Для пункта 3-д:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 3-е:

,

где МВАр.

Для пункта Б-3:

,

где МВАр.

Для пункта а-1

, МВА,

где МВАр.

Для пункта Б-1:

,

где МВАр.

Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий:


;

Ui=Uэл-?Uлj ,


где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - 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 Б-1:

В;

U(Б-1)=109083 В.

Для 1-а:

В;

U(1-а)=108639В.

Для 1-в:

В;

U(2-в)=105433 В.

Для а-г:

В;

U(а-г)=106539 В.

Для Б-3:

В;

U(Б-3)=108930 В.

Для 3-д:

В;

U(3-д)=106650В.

Для 3-е:

В;

U(3-е)=107203 В.

Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети

В послеаварийном режиме одна из цепей двухцепных линий выходит из строя и схема замещения отличается, как по начертанию, так и по величине параметров элементов электрической сети.

Нагрузки приемных пунктов принимаются максимальными.

Потокораспределение и напряжение узлов электрической сети определяется по алгоритму, аналогичному для нормального режима работы. Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах:


, кВАр,

, кВт,


где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - 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 "а":


, МВАр,

, МВт,

МВА.


Для пункта "в":

, МВАр,

, МВт,

МВА.

Для пункта "г":

, МВАр,

, МВт,

МВА.

Для пункта "д":

, МВАр,

, МВт,

МВА.

Для пункта "е":

, МВАр,

, МВт,

МВА.

Тогда мощность на входе каждой подстанции:

Sni=Si+ SТ(i) , кВА.


Для подстанции "а":


МВА.


Для подстанции "в":


МВА.


Для подстанции "г":


МВА.


Для подстанции "д":


МВА.


Для подстанции "е":


МВА.


На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:


, МВА,


где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.

Для пункта 1-в:

,

где МВАр.

Для пункта 3-д:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта а-г:

,

где МВАр.

Для пункта 3-е:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта Б-3:

,

где МВАр.

Для пункта а-1:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта Б-1:

,

где МВАр.

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:


, кВт ,

, кВАр,

где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для 3-д:


МВт,


где Ом.


МВАр,


где Ом.

Для 3-е:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для 1-в:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для а-г:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для Б-3:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для а-1:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для Б-1:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:


Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj , кВА.


Для пункта г-а:


, МВА,


где МВАр.

Для пункта 1-в:

,

где МВАр.

Для пункта 3-д:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 3-е:

,

где МВАр.

Для пункта Б-3:

,

где МВАр.

Для пункта а-1:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта Б-1:

,

где МВАр.

Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий:


,

Ui=Uэл-?Uлj ,

где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - 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 Б-1:

В;

U(Б-1)=102710 В.

Для 1-а:

В;

U(1-а)=101770В.

Для 1-в:

В;

U(2-в)=98888 В.

Для а-г:

В;

U(а-г)=97159 В.

Для Б-3:

В;

U(Б-3)=102685 В.

Для 3-д:

В;

U(3-д)=97827В.

Для 3-е:

В;

U(3-е)=100995 В.

5. Регулирование напряжения


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 ?UTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:


Ui=Ui- ?UTi .


Для подстанции "б":


Uб=Uб- ?UT(б) = 107670 - 3836 = 103834 В.

где , В.


Для подстанции "в":


Uв=Uв - ?UT(в) = 101802 В,


где В.

Для подстанции "г":


Uг=Uг - ?UT(г) =106656 В,


где В.

Для подстанции "а":


Uд=Uд - ?UT(д) = 105798 В,


где В.

Для подстанции "е":


Uе=Uе - ?UT(е) = 103199 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 "б":


В.


Для подстанции "в":

В.

Для подстанции "г":

В.

Для подстанции "а":

В.

Для подстанции "е":

В.

По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям ответвления трансформатора (UH ± 9 x 1,78%) рассчитываем таблицу напряжений ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ и заносим в таблицу 4. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора.


Таблица 4 - Ступени регулирования трансформатора

Ступень регулированияНапряжение9127622812566471237066121748511979041178323115874211391611119580110000-1108042-2106084-3104126-4102168-5100210-698252-796294-894336-992378

По расчетному напряжению ответвления, UPотвi трансформатора находим ближайшее табличное напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень регулирования напряжения в данном режиме.

По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции:


.


Для подстанции "б":


кВ.


Для подстанции "в":

кВ.

Для подстанции "г":

кВ.

Для подстанции "д":

кВ.

Для подстанции "е":

кВ.

Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.

Послеаварийный режим

Определяем потери напряжения в трансформаторе ?UTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:


Ui=Ui- ?UTi .


Для подстанции "б":


Uб=Uб- ?UT(б) = 98720 - 3836 = 94884 В.

где , В.


Для подстанции "в":


Uв=Uв - ?UT(в) = 92258 В,


где В.

Для подстанции "г":


Uг=Uг - ?UT(г) =97626 В,

где В.

Для подстанции "а":


Uд=Uд - ?UT(д) = 98308 В,


где В.

Для подстанции "е":


Uе=Uе - ?UT(е) = 96323 В,


где В.

Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:


.


Для подстанции "б":


В.


Для подстанции "в":

В.

Для подстанции "г":

В.

Для подстанции "а":

В.

Для подстанции "е":

В.

По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции:


.


Для подстанции "б":


кВ.


Для подстанции "в":

кВ.

Для подстанции "г":

кВ.

Для подстанции "а":

кВ.

Для подстанции "е":

кВ.

Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.

Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что при таком выборе сечения проводов потери напряжения в послеаварийном режиме удовлетворяют порогу 20 % от номинального режима (по ГОСТу).


. Технико-экономические показатели сети


К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:

1. Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс.руб.):


К?= Кл + Кп=3086,2+2747=5733 тыс. руб.


Удельные капиталовложения:


руб/кВт;

руб/кВт*км.


. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс.руб./г):


И?ЛП = 95,85+248,3=344,2 тыс. руб.


3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВтч):


.


. 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.


. Компоновка АЭС с реакторами типа ВВЭР - 1000

нагрузка трансформатор реактор подстанция

Атомная электростанция - ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор (реакторы) и комплекс необходимых систем, устройств, оборудования и сооружений с необходимымиработниками (персоналом) (ОПБ-88/97).


Рисунок 1 - Технологическая схема АЭС

Технологическая схема энергоблоков с реакторами ВВЭР440 и ВВЭР1000 имеет два контура.

Первый контур - радиоактивный. Он включает в себя реактор типа ВВЭР и циркуляционные петли охлаждения. Каждая петля содержит главный циркуляционный насос (ГЦН), парогенератор и две главные запорные задвижки (ГЗЗ). К одной из циркуляционных петель первого контура подсоединен компенсатор давления, с помощью которого в контуре поддерживается заданное давление воды, являющейся в реакторе одновременно и теплоносителем и замедлителем нейтронов. На энергоблоках с ректором ВВЭР-440 имеется по 6 циркуляционных петель, на энергоблоке с реактором ВВЭР-1000 - 4 циркуляционные петли.

Второй контур - нерадиоактивный. Он включает в себя парогенераторы, паропроводы, паровые турбины, сепараторы-пароперегреватели, питательные насосы и трубопроводы, деаэраторы и регенеративные подогреватели. Парогенератор является общим оборудованием для первого и второго контуров. В нем тепловая энергия, выработанная в реакторе, от первого контура через теплообменные трубки передается второму контуру. Насыщенный пар, вырабатываемый в парогенераторе, по паропроводу поступает на турбину, которая приводит во вращение генератор, вырабатывающий электрический ток.

В системе охлаждения конденсаторов турбин на АЭС используются башенные градирни и водохранилище-охладитель.

Реактор ВВЭР является реактором корпусного типа с водой под давлением, которая выполняет функцию теплоносителя и замедлителя.

Корпус реактора представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд высокого давления с крышкой, имеющей разъем с уплотнением и патрубки для входа и выхода теплоносителя. Внутри корпуса закрепляется шахта, являющаяся опорой для активной зоны и части внутрикорпусных устройств и служащая для организации внутренних потоков теплоносителя.

Активная зона реакторов собрана из шестигранных тепловыделяющих сборок (ТВС), содержащих тепловыделяющие элементы (ТВЭЛ) стержневого типа с сердечником из диоксида урана в виде таблеток, находящихся в оболочке из циркониевого сплава. В тепловыделяющих сборках ТВЭЛы размещены по треугольной решетке и заключены в чехол из циркониевого сплава. В свою очередь, ТВС также собраны в треугольную решетку с шагом 147 мм (ВВЭР-440) и 241 мм (ВВЭР-1000). Нижние цилиндрические части ТВС входят в отверстия опорной плиты, верхние в дистанционирующую прижимную. Сверху на активную зону устанавливается блок зашитых труб, дистанционирующий кассеты в плане и предотвращающий всплытие и вибрацию. На фланец корпуса устанавливается верхний блок с приводами СУЗ, обеспечивающий уплотнение главного разъема. Регулирование реактора осуществляется перемещаемыми регулирующими органами, и как правило, жидким поглотителем.

Теплоноситель поступает в реактор через входные патрубки корпуса, проходит вниз по кольцевому зазору между шахтой и корпусом, затем через отверстия в опорной конструкции шахты поднимается вверх по тепловыделяющим сборкам. Нагретый теплоноситель выходит из головок ТВС в межтрубное пространство блока защитных труб и через перфорированную обечайку блока и шахты отводится выходными патрубками из реактора.

В качестве ядерного топлива используется спеченный диоксид урана с начальным обогащением ураном-235 в стационарном режиме в диапазоне от 2.4 до 4.4 % (масс).

Реактор ВВЭР обладает важным свойством саморегулирования: при повышении температуры теплоносителя или мощности реактора происходит самопроизвольное снижение интенсивности цепной реакции в активной зоне, и в конечной итоге снижение мощности реактора.

Первый контур установки предназначен для отвода тепла, выделяющегося в реакторе, и передачи его во второй контур в парогенератор.

В состав первого контура входят:

? реактор;

? парогенератор;

? главный циркуляционный насос (ГЦН);

? система компенсации давления:

? система подпитки и очистки контура;

? система аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ);

? газовые сдувки;

? организованные протечки и дренаж спецводоочистки.

Технический контроль параметров состояния оборудования и трубопроводов, управления и защиты оборудования от повреждений при нарушении в работе первого контура, а также других контуров и систем установки осуществляется системой контроля, управления и защиты.

Энергия деления ядерного топлива в активной зоне реактора тепловой мощностью 3000 МВт отводится теплоносителем с температурой 322°C. Расход воды через реактор 15800 кг/с, а рабочее давление в первом контуре 16 МПа. В парогенераторе теплоноситель отдает тепло рабочему телу и при помощи ГЦН возвращается в реактор.

Система компенсации давления теплоносителя - автономная система ядерного реактора, подключаемая к контуру теплоносителя с целью выравнивания колебаний давления в контуре во время работы реактора, возникающих за счет теплового расширения.

Система компенсации давления в установках с реакторами ВВЭР включает:

? паровой компенсатор давления;

? барбатер;

? импульсно-предохранительные устройства;

? трубопроводы и арматуру.

Давление в компенсаторе создается паровой "подушкой" за счет кипения теплоносителя, нагреваемого электронагревателями, размещенными под свободным уровнем. В переходных режимах при колебаниях средней температуры теплоносителя, связанных с изменением нагрузки или нарушениями в работе оборудования реакторной установки, в первом контуре меняется давление. При этом часть теплоносителя перетекает в контур или из контура в компенсатор давления по соединительным трубопроводам.

Ограничение отклонения давления от номинального значения достигается сжатием или расширением паровой "подушки" в верхней части компенсатора. При значительном росте давления открывают регулирующий клапан и подают воду по трубопроводу из "холодной" части контура в сопла, расположенные в верхней части компенсатора. В зависимости от параметров переходного процесса (величины и скорости изменения давления) регулирующий клапан увеличивает подачу "холодной" воды, прекращая или замедляя рост давления в первом контуре. При дальнейшем росте давления (из-за отказа системы или ее недостаточной эффективности) защита реактора от превышения давления обеспечивается срабатыванием импульсно-предохранительных устройств, из которых пар отводится в бак-барботер и конденсируется.

Система очистки теплоносителя - "совокупность устройств ядерного реактора, предназначенная для поддержания водного режима, дегазации и очистки теплоносителя в целях ограничения наращивания активности долгоживущих изотопов, примесей, исключения возможности образования пробок от окислов и других химических соединений, возникающих и переносимых в теплоносителе, и предотвращения ухудшения теплосъема и теплопередачи". Несмотря на применение в первом контуре коррозионно-стойкихаустенитных сталей и циркониевых сплавов, в теплоноситель переходят Продукты коррозии, которую удается регулировать соответствующим подбором водно-химического режима. Применение борного регулирования интенсифицирует процесс коррозии. Источником примесей в первом контуре является также вода первичного заполнения иподпиточная вода, содержащие определенное количество солей, а также случайные загрязнения, попадающие в контур в процессе монтажа и ремонта.


Рисунок 2 - Реактор ВВЭР - 1000

-верхний блок; 2-привод СУЗ(системы управления и защиты); 3-шпилька; 4-труба для загрузки образцов-свидетелей; 5-уплотнение; 6-корпус реактора; 7-блок защитных труб; 8-шахта; 9-выгородка активной зоны; 10-топливные сборки; 11-теплоизоляция реактора; 12-крышка реактора; 13-регулирующие стержни; 14-топливные стержни; 15-фиксирующие шпонки


Система аварийного охлаждения активной зоны.

Система аварийного охлаждения активной зоны предназначается для обеспечения безопасного снятия остаточных тепловыделений с реактора при авариях, связанных с разрывом трубопроводов первого и второго контуров установки.

Основными критериями обеспечения аварийного расхолаживания являются:

? исключение плавления оболочек твэлов при разрывах трубопроводов первого контура, включая мгновенный поперечный разрыв главного циркуляционного трубопровода;

? создание и поддержание подкритичности активной зоны реактора;

? обеспечение послеаварийного расхолаживания реактора.

Типовая система аварийного охлаждения активной зоны состоит из двух узлов: пассивного и активного. Пассивный узел предназначается для первоначального быстрого залива активной зоны водой с добавкой борной кислоты при разрыве трубопровода первого контура, который приводит к быстрому падению давления и обезвоживанию активной зоны. В него входят емкости САОЗ, соединенные трубопроводами с корпусом реактора. Одна половина из них сообщается с выходом активной зоны, другая-с входом в активную зону. На каждом трубопроводе от емкости к реактору устанавливаются две нормально открытые быстрозапорные задвижки, исключающие попадание азота из емкости в реактор при срабатывании системы, и два обратных клапана, отсекающих емкости САОЗ от реактора в процессе нормальной эксплуатации.

Активный узел САОЗ состоит из двух независимых контуров: аварийного расхолаживания и аварийного впрыска бора.

Контур аварийного расхолаживания реактора предназначен для расхолаживания реактора после отработки пассивного узла САОЗ. Кроме того, этот контур используется для планового расхолаживания реактора по схеме: реактор ® теплообменник расхолаживания ® насос ® реактор.

Контур аварийного расхолаживания включает насосы и теплообменники аварийного расхолаживания, трубопроводы и арматуру. Всас насосов соответствующей перекладкой арматуры может подключаться к трем точкам: к баку аварийного запаса раствора бора, к приямку реакторного помещения и к "горячему" трубопроводу неотключаемой от реактора части контура. В аварийном режиме контур осуществляет подачу воды в реактор над и под активную зону из бака аварийного запаса раствора бора, а после опустошения бака переходит на работу по схеме: реактор ® приямок реакторного помещения ® теплообменник расхолаживания ® насос ® реактор.

Контур аварийного впрыска бора предназначен для создания и поддержания подкритичности активной зоны, а также подпитки при аварийном расхолаживании. А в его состав входят насосы аварийного впрыска бора, бак запаса концентрированного раствора бора, трубопроводы и арматура.

Система очистки теплоносителя - "совокупность устройств ядерного реактора, предназначенная для поддержания водного режима, дегазации и очистки теплоносителя в целях ограничения наращивания активности долгоживущих изотопов, примесей, исключения возможности образования пробок от окислов и других химических соединений, возникающих и переносимых в теплоносителе, и предотвращения ухудшения теплосъема и теплопередачи". Несмотря на применение в первом контуре коррозионно-стойкихаустенитных сталей и циркониевых сплавов, в теплоноситель переходят Продукты коррозии, которую удается регулировать соответствующим подбором водно-химического режима. Применение борного регулирования интенсифицирует процесс коррозии. Источником примесей в первом контуре является также вода первичного заполнения иподпиточная вода, содержащие определенное количество солей, а также случайные загрязнения, попадающие в контур в процессе монтажа и ремонта.


Заключение


В данном 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, минимальных и послеаварийных режимах работы. Также были выбраны сечения проводов, номинальное напряжение, типы и мощности компенсирующих устройств и трансформаторов.


Список использованных источников


1. Блок, В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок. - М. Высшая школа, 2011г.

. Веников, В.А. Электрические сети. Электрические системы / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков, Л.А. Солдаткина. - М.: Высшая школа, 2007. - Т.2.

. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / под ред. Ю.Г. Барыбина - М.: Энергоатомиздат, 2007.

. Производство и передача электроэнергии: метод. Указания к проектированию / сост. А.А. Елгин, О.В. Самолина. - Тольятти: ТГУ, 2010. - 40 с.

. Правила устройства электроустановок - М. КНОРУС, 2007.


Теги: Разработка проекта районной электрической сети  Диплом  Физика
Просмотров: 15578
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Разработка проекта районной электрической сети
Назад