Мегаобучалка Главная | О нас | Обратная связь  


Батареи конденсаторов (БК)




Введение

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных электропитающих систем и электрических сетей являются: правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов. Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электропитающих систем источниками активной и реактивной мощности, воздушными и кабельными линиями электропередачи, различными токопроводами, трансформаторными и преобразовательными подстанциями, распределительными устройствами, техническими средствами регулирования напряжения и другими устройствами для поддержания требуемого качества электроэнергии. Построение схем электрической сети предприятия в основном определяется мощностью и взаимным расположением потребителей, их требованиями к бесперебойности электроснабжения, числом, мощностью, напряжением и расположением источников питания, принятым номинальным напряжением, значением токов короткого замыкания, особенностями генплана местности, а также конструктивным выполнением и технико-экономическими характеристиками электротехнического оборудования, принятого в электрической сети. Предприятия могут получать электроэнергию от высоковольтной сети энергосистемы через одну или несколько понизительных подстанций, от своей или районной электростанции на генераторном напряжении, от электростанции и высоковольтной сети энергосистемы одновременно. В электропитающей системе промышленного предприятия обычно можно выделить систему внешнего электроснабжения, систему внутреннего электроснабжения (внецеховые сети) и внутрецеховые электрические сети.




Исходные данные

1. Электроснабжение района осуществляется электростанцией расположенной в пункте А. На электростанцию предполагается установить не менее двух генераторов.

2. Во всех пунктах кроме второго имеются потребители первой, второй и третьей категории, причем потребители третьей категории составляют 10% от общей нагрузки. Во втором пункте потребителей первой категории нет, а потребители третьей категории составляют 20% от всей нагрузки.

3. В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах станции выше номинального на 5%.

4. Связь с энергосистемой осуществляется через сборные шины электростанции.

5. Стоимость потерь электроэнергии составляет 80 коп/кВтч. Коэффициент инфляции составляет 30%.

6. Вторичное напряжение на всех подстанциях принято 10 кВ.

7. На понизительных подстанциях должно быть осуществлено встречное регулирование напряжения.

8. Электрическая сеть проектируется для третьего района климатических условий и по ветру и по гололеду.

9. Через пункт 3 осуществляется транзит активной мощности по ЛЭП высокого напряжения.

10. Взаимное расположение электростанции и пунктов приведено ниже.

Тнаиб=4800 ч

Р3 транз=30 МВт, cos φ=0,75

Пункт 3*
Р, МВт
cos φ 0,6 0,58 0,9 0,85 0,85

Выбор вариантов конфигурации сети

1.

Рис 1. Радиальная сеть

2.

Рис 2. Радиально-магистральная сеть

3.

Рис 3. Замкнутая сеть


Выбор ориентировочных значений номинального напряжения электрической сети

Наивыгоднейшее напряжение Uэк может быть предварительно определено по формуле, предложенной Г. И. Илларионовым. Для ЛЭП между станцией и пунктом 1 оно равно

кВ

1. Активные нагрузки для радиальной сети:

PA1=P1=41 МВт

PA2=P2=54 МВт

PA3=P3+Pтр=39+30=69 МВт

PA4=P4=42 МВт

PA5=P5=37 МВт

 

Наивыгоднейшее напряжение ЛЭП

ЛЭП А1 А2 А3 А4 А5
Uэк, кВ

 

3. Активные нагрузки для радиальной сети по средневыпрямленным значениям:

;

 

;

 

;

 

Pср.в=41,66МВт Lср.в=35,8 км

 

Uэк=116,27 кВ.

В объединенной системе Урала сложилась система стандартных номинальных напряжений 110 – 220 – 500 – 1150 кВ, поэтому будем рассматривать варианты выполнения электрической сети на напряжение 110 и 220 кВ.


Выбор трансформаторов для подстанций

Определим полные мощности нагрузок на сборных шинах напряжением 10 кВ подстанций:

Мвар

МВА МВА

Аналогично для других подстанций:

МВА МВА

МВА МВА

МВА МВА

МВА МВА

 

Во всех пунктах принимаем к установке не менее двух понизительных трансформаторов с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой.

1 пункт:

Для 25:

Для 32:

Принимаем к установке 2 х ТРДН – 32000/110

Остальные выбираем аналогично.

 

В пункте 1 - два трансформатора ТРДН – 32000/110;

два трансформатора ТРДН – 32000/220.

В пункте 2 - два трансформатора ТРДН – 40000/110;

два трансформатора ТРДН – 40000/220.

В пункте 3 - два трансформатора ТРДН – 40000/110;

два трансформатора ТРДН – 40000/220.

В пункте 4 - два трансформатора ТРДЦН – 63000/110;

два трансформатора ТРДЦН – 63000/220.

В пункте 5 - два трансформатора ТРДЦН – 63000/110;

два трансформатора ТРДЦН – 63000/220.


Определение потерь мощности в понизительных трансформаторах подстанции

Пункт 1

- для 2x ТРДН – 32000/110

;

;

кВт;

кВар;

- для 2xТРДН – 32000/220

кВт;

кВар.

 

Пункт 2


- для 2xТРДН – 40000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДН – 40000/220

кВт;

кВар.


 

Пункт 3


- для 2xТРДН – 40000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДН – 40000/220

кВт;

кВар.


 

Пункт 4


- для 2xТРДЦН – 63000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДЦН – 63000/220

кВт;

кВар.


 

Пункт 5


- для 2xТРДЦН – 63000/110

кВт;

кВар;

- для 2xТРДЦН – 63000/220

кВт;

кВар.


 


Потери мощности в трансформаторах подстанций

Напряжение 110 кВ 220 кВ
Потери мощности, кВА dPхх+dPНТ=dP dQ dPхх+dPНТ=dP dQ
п/с 1 70+130.06=200,06 106+149.79=255,79
п/с 2 84+136.7=220,7 100+132.8=232,8
п/с 3 84+158.6=242,6 100+154=254
п/с 4 118+187.75=305,75 164+216.63=380,63
п/с 5 118+255=373 164+294.2=458,2

 

Приведение нагрузки к шинам ВН подстанций выполним по формуле

МВА

 

Приведенные нагрузки подстанций

Напряжение 110 кВ 220 кВ
Нагрузка, МВА P’T+iQ’T S’T P’T+iQ’T S’T
п/с 1 30.2+34.1i 45,551 30.256+34.626i 45.982
п/с 2 40.221+33.841i 52.564 40,309+i35,263 53,556
п/с 3 35.243+45.285i 57.383 35.254+45.989i 57.947
п/с 4 53.306+59.667i 80.01 53.381+60.538i 80.712
п/с 5 60.373+72i 93.964 60.458+73.118i 94.876

 

Нагрузки одной секции шин 110 и 220 кВ п. 3 с учетом транзита мощности

SТР=50+i51,01 МВА

Одной секции шин SТР=25+i25,5 МВА

 

Нагрузка одного трансформатора подстанции

Напряжение 110 кВ 220 кВ
Нагрузки, МВА P’T+iQ’T S’T P’T+iQ’T S’T
п/с 1 15.1+17.05i 22,776 15.128+17.313i 22.991
п/с 2 20.11+16.921i 26.282 20.116+17.235i 26.49
п/с 3 17.621+22.643i 28.691 17.627+22.994i 28.973
С учетом транзита мощности п/с 3 42.621+48.148i 64.302 42.627+48.499i 64.57
п/с 4 26.653+29.834i 40.005 26.69+30.269i 40.356
п/с 5 30.187+36.001i 46.982 30.229+36.559i 47.438

Определение технико-экономических показателей электрической сети

1. Радиальная сеть (110 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 1) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

SA1=S’T1=15.1+17.05i МВА; | SA1|=22,776 МВА;

SA2=S’T2=20.11+16.921i МВА; | SA2|=26.282 МВА;

SA3=S’T3=42.621+48.148i МВА; | SA3|=64.302 МВА.

SA4=S’T4=26.653+29.834i МВА; | SA4|=40.005 МВА;

SA5=S’T5=30.187+36.001i МВА; | SA5|=46.982 МВА.

Токи в линиях:

;

А;

А;

А;

А;

А;

При jэк=1 А/мм2 расчетные сечения проводов равны

FA1=119,5 А/мм2; FA4=210 А/мм2

FA2=137 А/мм2; FA5=246 А/мм2

FA3=337,5 А/мм2.

На участке А-4 и А-5 принимаем двухцепную линию на железобетонных опорах АС-240/32. На участке А-2 принимаем двухцепную линии на железобетонных опорах АС-150/24. На участке А-1 принимаем двухцепную линии на железобетонных опорах АС-120/19. На участке А-3 принимаем 2 двухцепные линии на железобетонных опорах АС-185/29

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r0=0,121 Ом/км x0=0,405 Ом/км q0=0,038 Мвар/км

Iдоп=605 А k0=25 тыс. руб/км

для АС-150/24:

r0=0,198 Ом/км x0=0,42 Ом/км q0=0,036 Мвар/км

Iдоп=450 А k0=22,2 тыс. руб/км

для АС-120/19:

r0=0,249 Ом/км x0=0,427 Ом/км q0=0,0365 Мвар/км

Iдоп=390 А k0=16.9 тыс. руб/км

для АС-185/29:

r0=0,162 Ом/км x0=0,413 Ом/км q0=0,037 Мвар/км

Iдоп=520 А k0=23.6 тыс. руб/км

 

Уточненный расчет потокораспределения:

Линия А-1

Мощность в конце линии:

МВА;

МВА.

Потери мощности:

МВА.

Мощность вначале линии:

МВА.

Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию А-1:

МВА.

 

Линия А-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-4

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-5

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

;

МВА; МВА.

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cos φг.ном=0,8. При этом

МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор – трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими характеристиками:

ΔPхх=120 кВт; dPk=400 кВт; dQхх=687,5 квар Uk=10,5%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

;

кВт;

;

квар.

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА;

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

Мвар.

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

Мвар.

Определим технико-экономические показатели варианта радиальной сети напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4.

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

тыс.руб.

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции:

тыс. руб.

Всего капитальных вложений:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии:

тыс. руб,

где кВтч.

 

 

 

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Наибольшая потеря напряжения:

кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;

 

 

кВ;

%.

Расход металла на провода ЛЭП:

алюминий

=1338т,

сталь

=565т.


2. Радиальная сеть (220 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 1) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

Приведенные нагрузки к шинам ВН подстанций

SA1=S’T1=30.256+34.63i МВА; | SA1|=45.982 МВА;

SA2=S’T2=40.233+34.47i МВА; | SA2|=52.98 МВА;

SA3=S’T3=85.254+96.999i МВА; | SA3|=129.14 МВА.

SA4=S’T4=53.381+60.538i МВА; | SA4|=80.712 МВА;

SA5=S’T5=60.458+73.118i МВА; | SA5|=94.876 МВА.

Токи в линиях:

А;

А; А;

А; А.

При jэк=1 А/мм2 расчетные сечения проводов равны

FA1=60,3 А/мм2; FA4=105,9 А/мм2

FA2=69,5 А/мм2; FA5=124,5 А/мм2

FA3=169,5 А/мм2.

На всех участках принимаем двухцепные линии на железобетонных опорах АС-240/32.

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r0=0,12 Ом/км x0=0,435 Ом/км q0=0,038 Мвар/км

Iдоп=605 А k0=30.6 тыс. руб/км

 

Уточненный расчет потокораспределения:

 

Линия А-1

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-4

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-5

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

;

МВА; МВА.

 

Принимаем к установке на электростанции 3 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cos φг.ном=0,8. При этом

МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор – трансформатор» выбираем 3 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими характеристиками:

ΔPхх=135 кВт; dPk=380 кВт; Iхх=0,5% Uk=11%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

кВт;

Мвар.

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА;

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

Мвар.

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

Мвар.

 

Определим технико-экономические показатели варианта радиальной сети напряжением 220 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой изображенной на рис. 5.

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

тыс. руб.

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции:

тыс. руб.

Всего капитальных вложений:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии:

тыс. руб,

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Наибольшая потеря напряжения:

кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;

 

 

кВ;

%.

Расход металла на провода ЛЭП:

Алюминий 1612 т,

Сталь 594 т.



3. Радиально-магистральная сеть (110 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 3) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

S12=S’T1= 30.2+34.1iМВА; | S12|= 45.55 МВА;

SA4=S’T4= 53.306+59.667i МВА; | SA4|=80.01 МВА;

SA2=S’T2+ S12= 70.421+67.941i МВА; | SA2|= 97.852 МВА.

SA3=S’T3+ S53+Sтр= 145.616+168.297i МВА; | SA3|= 222.549 МВА.

S53=S’T5= 60.373+72.002i МВА; | S53|= 93.964 МВА.

км
км
км
км
км

Токи в линиях:

А; А.

А; А.

А.

При jэк=1 А/мм2 расчетные сечения проводов равны

F12=119 А/мм2; FA3=584 А/мм2.

FA4=210 А/мм2; F53=247 А/мм2.

FA2=257 А/мм2.

Учитывая, что по ПУЭ экономическая плотность тока для Tнб=6000 ч равна jэ=1 А/мм2, принимаем на участке 1-2 двухцепную линии с проводами АС - 120/19.На участках А-2, 5-3, А-4 двухцепные линии на железобетонных опорах с проводами АС-240/32 На участке А-3 две двухцепные линии на железобетонных опорах с проводами АС-240/32.

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r0=0,12 Ом/км x0=0,435 Ом/км q0=0,038 Мвар/км

Iдоп=605 А k0=25 тыс. руб/км

для АС-120/19:

r0=0,249 Ом/км x0=0,427 Ом/км q0=0,0365 Мвар/км

Iдоп=390 А k0=16.9 тыс. руб/км

 

Уточненный расчет потокораспределения:

Линия 1-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-2

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия A-4

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия 5-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Линия А-3

МВА; МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

 

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

МВА; МВА.

 

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cos φг.ном=0,8. При этом

МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор – трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими характеристиками:

ΔPхх=120 кВт; dPk=400 кВт; Iхх=0,55 квар Uk=10,5%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

кВт;

квар.

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА;

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

Мвар.

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

Мвар.

 

Определим технико-экономические показатели варианта радиально-магистральной сети напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой изображенной на рис. 6.

Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

тыс. руб.

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции:

тыс. руб.

Всего капитальных вложений:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии:

тыс. руб,

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Наибольшая потеря напряжения:

кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;

 

 

кВ.

%.

Расход металла на провода ЛЭП:

Алюминий 1446 т,

Сталь 545 т.



 

4. Радиально-магистральная сеть (220 кВ)

Согласно структурной схеме сети (рис. 3) приближенный расчет потокораспределения в сети имеет следующие результаты:

S12=S’T6= 30.256+34.626i МВА; | S12|= 45.982 МВА;

SA4=S’T9= 53.381+60.538i МВА; | SA4|= 80.712 МВА;

SA2=S’T7+ S12= 70.489+69.096i МВА; | SA2|= 98.706 МВА.

SA3=S’T8+ S53+Sтр= 145.712+170.117i МВА; | SA3|= 223.991 МВА.

S53=S’T10= 60.458+73.118i МВА; | S53|= 94.876 МВА.

км
км
км
км
км

Токи в линиях:

А; А.

А; А.

А.

При jэк=1 А/мм2 расчетные сечения проводов равны

F12=60.3 А/мм2; FA3=293 А/мм2.

FA4=105.9 А/мм2; F53=124.5 А/мм2.

FA2=129.5 А/мм2.

Учитывая, что по ПУЭ экономическая плотность тока для Tнб=6000 ч равна jэ=1 А/мм2, принимаем на всех участках двухцепные линии АС - 240/32.

Технико-экономические характеристики проводов

для АС-240/32:

r0=0,12 Ом/км x0=0,435 Ом/км q0=0,038 Мвар/км

Iдоп=605 А k0=30.6 тыс. руб/км

Уточненный расчет потокораспределения:

Линия 1-2

МВА; МВА;

Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Читайте также:
Организация как механизм и форма жизни коллектива: Организация не сможет достичь поставленных целей без соответствующей внутренней...
Почему человек чувствует себя несчастным?: Для начала определим, что такое несчастье. Несчастьем мы будем считать психологическое состояние...
Как вы ведете себя при стрессе?: Вы можете самостоятельно управлять стрессом! Каждый из нас имеет право и возможность уменьшить его воздействие на нас...



©2015-2020 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (729)

Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку...

Система поиска информации

Мобильная версия сайта

Удобная навигация

Нет шокирующей рекламы



(0.168 сек.)
Поможем в написании
> Курсовые, контрольные, дипломные и другие работы со скидкой до 25%
3 569 лучших специалисов, готовы оказать помощь 24/7