Режим наибольшей нагрузки трансформатора
Нагрузка узла 120 МВт
Коэффициент загрузки ТЭЦ - 1
Мощность генераторов ТЭЦ 180 МВт
Мощность собственных нужд ТЭЦ 10 % от мощности генератора ([3] стр. 59-60)
Загрузка обмоток трансформатора (полная мощность, МВА)
НН – 168,7 МВА, СН – 102,7 МВА, ВН – 69,6 МВА
Результаты выбора трансформаторов
Табл. 6
Мощность узла, МВт | |||||
Рекомендуемый ![]() | 0,55 | 0,42 | 0,39 | 0,39 | 0,36 |
Количество трансформаторов | |||||
Минимальная мощность трансформатора, МВА | 85.714 | 38.736 | 26.834 | 11.5 | 18.979 |
Марка трансформатора ([3], табл. 5.18 и 5.19) | ТДТН 80000/110 | ТРДН 40000/110 | ТРДН 40000/110 | ТДН 16000/110 | ТРДН 25000/110 |
Номинальное напряжение (ВН), кВ | |||||
Номинальная мощность, МВА |
Примечание*: для узла 1 указана мощность наиболее загруженной обмотки трансформатора.
Суммарная мощность ТЭЦ должна приблизительно равняться нагрузке узла 1 и близлежащего узла, что обеспечивается при коэффициенте загрузки ТЭЦ 0.5 в ми-нимальном режиме и 0.9 в максимальном режиме.
Расчет приведенных мощностей([3], табл. 5.18 и 5.19)
Марка трансформатора | ТДТН 80000/110 | ТРДН 40000/110 | ТРДН 40000/110 | ТДН 16000/110 | ТРДН 25000/110 |
Номинальная мощность, МВА | |||||
Потери холостого хода, кВт | |||||
Потери короткого замыкания, кВт | |||||
Ток холостого хода, % | 0,6 | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 |
Напряжение короткого замыкания, % | ВС18,5;ВН11; СН7 | 10,5 | 10,5 | ||
Активное сопротивление обмотки, Ом | 0.737 | 1.323 | 1.323 | 4.018 | 2.323 |
Реактивное сопротивление обмотки, Ом | 16.621 | 48.382 | 48.382 | 79.305 | 50.767 |
Максимальный режим | |||||
Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 |
Потери активной мощности, МВт | 0.827 | 0.245 | 0.157 | 0.093 | 0.112 |
Потери реактивной мощности, МВАр | 5.217 | 6.442 | 3.224 | 1.317 | 1.716 |
Приведенная активная мощность МВт | -2.573 | 50.245 | 34.157 | 17.093 | 24.112 |
Приведенная реактивная мощность МВт | -19.333 | 27.442 | 16.484 | 7.947 | 10.356 |
Максимальный режим | |||||
Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
Потери активной мощности, МВт | 1.01 | 0.245 | 0.157 | 0.093 | 0.112 |
Потери реактивной мощности, МВАр | 5.926 | 6.442 | 3.224 | 1.317 | 1.716 |
Приведенная активная мощность МВт | -18.59 | 50.245 | 34.157 | 17.093 | 24.112 |
Приведенная реактивная мощность МВт | -30.774 | 27.442 | 16.484 | 7.947 | 10.356 |
Максимальный режим | |||||
Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 |
Потери активной мощности, МВт | 1.243 | 0.245 | 0.157 | 0.093 | 0.112 |
Потери реактивной мощности, МВАр | 7.199 | 6.442 | 3.224 | 1.317 | 1.716 |
Приведенная активная мощность МВт | -34.557 | 50.245 | 34.157 | 17.093 | 24.112 |
Приведенная реактивная мощность МВт | -41.651 | 27.442 | 16.484 | 7.947 | 10.356 |
Минимальный режим | |||||
Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
Потери активной мощности, МВт | 0.516 | 0.15 | 0.109 | 0.061 | 0.071 |
Потери реактивной мощности, МВАр | 3.467 | 2.969 | 1.482 | 0.681 | 0.815 |
Приведенная активная мощность МВт | 5.516 | 32.15 | 20.109 | 11.061 | 14.071 |
Приведенная реактивная мощность МВт | -9.983 | 16.409 | 9.282 | 4.971 | 5.855 |
Минимальный режим | |||||
Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 0,6 |
Потери активной мощности, МВт | 0.641 | 0.15 | 0.109 | 0.061 | 0.071 |
Потери реактивной мощности, МВАр | 3.817 | 2.969 | 1.482 | 0.681 | 0.815 |
Приведенная активная мощность МВт | -10.559 | 32.15 | 20.109 | 11.061 | 14.071 |
Приведенная реактивная мощность МВт | -21.783 | 16.409 | 9.282 | 4.971 | 5.855 |
Минимальный режим | |||||
Коэффициент загрузки ТЭЦ | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 |
Потери активной мощности, МВт | 0.816 | 0.15 | 0.109 | 0.061 | 0.071 |
Потери реактивной мощности, МВАр | 4.729 | 2.969 | 1.482 | 0.681 | 0.815 |
Приведенная активная мощность МВт | -26.584 | 32.15 | 20.109 | 11.061 | 14.071 |
Приведенная реактивная мощность МВт | -33.021 | 16.409 | 9.282 | 4.971 | 5.855 |
Технико-экономическое сравнение вариантов
Цель расчета: выбор варианта с меньшими затратами.
Исходные данные: приведенные мощности узлов (п.3), координаты узлов (задание на курсовой проект), схемы вариантов (п.2), время максимальных потерь (п.1).
Справочные данные: о параметрах линий (указать источник), о капитальных и эксплуатационных затратах (указать источник), стоимости электроэнергии (указать источник), экономической плотности тока (указать источник).
Методика выбора линий
Экономическая плотность тока зависит от напряжения сети
, марки провода и времени использования наибольшей нагрузки
и выбирается из справочника.
Расчет мощностей линий выполняется аналогично п.2 для приведенных комплексных мощностей узлов. По результатам расчета токов линий
в максимальном режиме загрузки выбирают экономически целесообразное сечение линий
.
Выбранные сечения проверяют по условию потерь на корону мм2. Если условие не выполняется, то изменяют марку провода.
Выбранные сечения проверяют по условию нагрева в длительном (послеаварийном) режиме. Для этого выполняется расчет (аналогично п.2) всех возможных послеаварийных режимов. В результате расчета получают максимально возможное значение тока линии, которое сравнивают с допустимым значением тока
(из справочника) при выбранной марке провода. Если требование на допустимый ток
не выполняется, то увеличивают количество цепей в линии или сечение проводов линии.
Для окончательных марок проводов выбирают погонные параметры: активное сопротивление (Ом
км), реактивное сопротивление
(Ом
км), реактивную проводимость
(См
км).
По этим параметрам рассчитывают параметры схемы замещения линий и их зарядную мощность
(Ом),
(Ом),
(ВАр), где
-- длина линии.
Методика сравнения вариантов
Сравниваемые варианты одинаковы по доходам, поэтому наилучшим считается вариант с меньшими затратами. Затраты состоят из капитальных и эксплуатационных затрат, а также потерь электроэнергии и затрат на компенсацию ущерба.
Требование ПУЭ к резервированию элементов СЭС выполнено для всех узлов, то ущерб незначителен по сравнению с капитальными и эксплуатационными затратами и им можно пренебречь.
По времени максимальных потерь и току линии
рассчитывают потери электроэнергии
(кВт
ч). Умножая на стоимость 1 кВт
ч получаем стоимость потерь электроэнергии. Для расчета капитальных и эксплуатационных расходов выбирают из справочника данные о расходах на 1 км. линии.
Результат расчета: вариант с наименьшими затратами и его схема замещения с указанием погонных сопротивлений линий (для п.5).
Вариант 1
Расчет режимов для варианта 1
Табл. 8
Номер линии | ||||||
Кол-во цепей | ||||||
Ток, А | 188.147 | 169.264 | 98.613 | 49.306 | 286.159 | |
Кол-во цепей | ||||||
Ток, А | 298,25 | 98.613 | 49.306 | 355.293 | ||
Кол-во цепей | ||||||
Ток, А | 298,25 | 98.613 | 49.306 | 147.919 | ||
Кол-во цепей | ||||||
Ток, А | 188.147 | 169.264 | 197,2 | 49.306 | 286.159 | |
Кол-во цепей | ||||||
Ток, А | 49.306 | 286.159 | 98.613 | 98,612 | 286.159 | |
Кол-во цепей | ||||||
Ток, А | 188.147 | 169.264 | 98.613 | 49.306 | 572,318 |
Примечание: режим 1 – нормальный при максимальной загрузке, режимы 2-6 аварийные.
Для времени использования максимальной нагрузки 7758 ч и марки проводов АС экономическая плотность тока 1А/ мм2 ([2] табл. 1.3.36).
Выбор сечений проводов для варианта 1
Табл. 9
Номер линии | |||||
Предварительный выбор | |||||
Эк. сечение, мм2 | 70/11 | 70/11 | 35/6,2 | 35/6,2 | 95/16 |
Марка провода | АС70/11 | АС70/11 | АС35/6,2 | АС35/6,2 | АС95/16 |
Корректировка по условию на корону | |||||
Мин. сечение мм2 ([3] табл. 3.7) | |||||
Марка провода | АС70/11 | АС70/11 | АС70/11 | АС70/11 | АС95/16 |
Корректировка по условию длительного нагрева | |||||
Допустимый ток, А ([3] табл. 3.15) | |||||
Максимальный ток А | 298,25 | 298,25 | 197,2 | 98,612 | 572,318 |
Кол-во цепей | |||||
Марка провода | АС95/16 | АС95/16 | АС70/11 | АС70/11 | АС240/39 |
Расчет параметров линий для варианта 1 ([3] табл. 3.8)
Табл. 10
Номер линии | |||||
![]() | 0,301 | 0,301 | 0,422 | 0,422 | 0,118 |
![]() | 0,434 | 0,434 | 0,444 | 0,444 | 0,405 |
![]() | 2,611 | 2,611 | 2,547 | 2,547 | 2,808 |
![]() | 13.461 | 21.705 | 25.408 | 15.361 | 2.639 |
![]() | 19.409 | 31.296 | 26.732 | 16.162 | 9.056 |
![]() | 0.706 | 1.139 | 3.711 | 2.244 | 1.519 |
Экономические показатели для варианта 1
Табл. 11
Номер линии | Сумма | |||||
Мощность потерь, МВт | 1.43 | 1.866 | 0.741 | 0.112 | 0.648 | 4,797 |
Тариф ([3] табл. 6.3 цены 2000 г.) | 0,9 руб за 1 кВт ч | |||||
Стоимость потерь за 20 лет, мил. руб. | 178.605 | 233.083 | 92.608 | 13.997 | 80.984 | 599.278 |
Стоимость 1 км линии тыс. руб. [3] Табл. 7.2, 7.4 В ценах 2005 г | 850/ 2,713 | 850/ 2,713 | 1150/ 3.671 | 1150/ 3.671 | 1650/ 5.267 | |
Длина линии, км | 44.721 | 72.111 | 111.803 | 72.801 | 44.721 | 346,157 |
Кап. затраты, мил. руб | 121.338 | 195.652 | 442.023 | 267.238 | 235.538 | |
Экспл. затраты за 20 лет, мил. руб | 24,4 | 39,2 | 88,4 | 53,4 | 47,2 | 252,6 |
Итого |
Примечание: в стоимости линии учтен районный коэффициент для Урала – 1,2; коэффициент инфляции с 2000 по 2005 годы – 2,66 ([3] табл. 7.1); нормативный срок эксплуатации 20 лет; годовые эксплуатационные затраты приняты 1% от стоимости капитальных затрат.
Затраты на вариант 1 составляют 2114 мил. руб.
.
Результаты расчета:
В результате технико-экономического сравнения выбран вариант 1. Параметры линий представлены в табл. 10. Схема замещения показана на рис. 4.
![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() |