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
Ом/км	0,301	0,301	0,422	0,422	0,118
Ом/км	0,434	0,434	0,444	0,444	0,405
мкСм/км	2,611	2,611	2,547	2,547	2,808
Ом	13.461	21.705	25.408	15.361	2.639
Ом	19.409	31.296	26.732	16.162	9.056
МВАр	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.

2 42Мвт

15Мвт 15Мвт

120Мвт 5

8Мвт 83Мвт

25Мвт

3 35Мвт 35Мвт 83Мвт Рис. 4 Схема оптимального варианта сети Литература 1. Электропитающие сети систем электроснабжения Учебное пособие по курсовому проектированию В.Я. Боос, В.И. Стасяк, А.В. Хлопова, Р.Г. Валеев 2. ПУЭ 3. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича Москва «Издательство НЦ ЭНАС» 2006