|
Показатель
|
Номер варианта
соединения
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
nв, шт.
|
6
|
5
|
4
|
4
|
5
|
4
|
|
 , км218,7213,3188,3193,7207,1201,7
|
|
|
|
|
|
|
|
 , км333,8328,4303,4327,6360,1354,5
|
|
|
|
|
|
|
По минимуму расхода оборудования и длины линий для
дальнейшего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения: третий и четвёртый.
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 S’j - 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 №3
мм2 >150мм2;
мм2 <240 мм2.
Для схемы №4
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 S’j - 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 №3
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).
мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);
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-150, (r0=0,210; x0=0,422);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).
Для схемы №4
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).
мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);
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-150, (r0=0,210; x0=0,422);
мм2, марка провода АС-95, (r0=0,33; x0=0,429);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).
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 №3
кВ;
;
;
;
;
.
Для схемы №4
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 S’i - полная мощность подстанции за минусом
мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 2.
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 ТРДН
32000/110. Каждый из них мощностью по 32000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с
РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб.
Подстанция «б»:
МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН
10000/110, мощностью 10000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 140 тыс.
руб.
Подстанция «е»:
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 «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.
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 «б»:
шт.;
пвр = псекций= 2 шт.;
пвс = псекций /2=1 шт.;
пвку = пвку =1 шт.;
пвв = побм= 2 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=5+1+2+1+2=11 шт.
Подстанции «в»:
шт.;
пвр = псекций= 2 шт.;
пвс = псекций /2=1 шт.;
пвку = пвку =1 шт.;
пвв = побм= 2 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=11+1+2+1+2=17 шт.
Подстанции «г»:
шт.;
пвр = псекций= 4 шт.;
пвс = псекций /2=2 шт.;
пвку = пвку =2 шт.;
пвв = побм=4 шт.;
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=19+4+2+2+4=31 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=10+4+2+2+4=22 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=11+4+2+2+4=23 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 №3
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 1-б · l1-б+ Кол е-д · lе-д = 33 · 8,1+40,2· 9=629,1
тыс. руб.;
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол г-в · lг-в)+(Кол 1-г · l1-г)+(Кол 1-А · l1-А)+ (Кол А-е · lАе) =(13,9 · 33)+
(16,4 · 12,5)+(17,3·20,53)+ (17,3·49,1) =1868,3 тыс. руб.;
Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=629,1+1868,3=2497,4
тыс. руб.
где Колi - расчетная стоимость
одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц
укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб./км (для АС-70, одноцепная с
железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс руб./км (для АС-150, одноцепная с
железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб./км (для АС-185, 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=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 = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций
района:
Кт=∑Ктi ·ni =69 ·2+47
·2+98 ·4+109·2=842 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 + 19·2+34 ·2=130
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):
Кзру=Квно·(nф∑+nвс∑+nвв∑+nр∑+nку∑)=2,5·(104)=260 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· 2+100·
2+96·1=610 тыс. руб.,
где Ккуоi - расчетная стоимость
конденсаторной установки данной мощности; ni - количество
конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
Кв=Квво·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:
Кпост=Кпостi · 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 = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2620 тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4
тыс. руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки:
И∑=ИЛ+ИП
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;
,
где 
часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
, МВт·ч,
где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение
года; ΔРхх
- потери холостого хода в
трансформаторе, кВт; ΔРкз
- потери короткого
замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S’i - мощность, протекающая через
трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
.
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП = 77,5+260,5=338
тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб.,
где Рнб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных
потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 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=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0,197
тыс. руб.
Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ +
У=0,2 ·5117,4+338+0,197=1361,7 тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения
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 1-б · l1-б+ Кол 2-д · l2-д = 33 · 8,1+26,8· 9=508,5 тыс. руб.;
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол г-в · lг-в)+(Кол 1-г · l1-г)+(Кол 1-А · l1-А) + (Кол А-2 · lА-2)+ (Кол 2-е · l2-е) =(13,9 · 33) +
(16,4 · 12,5)+(17,3·20,53)+ (17,3·38,4) + (14,3·28,56) =2091,6 тыс.
руб.,
где Колi - расчетная стоимость одного километра одноцепной или
двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости
электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб./км (для АС-70, одноцепная с железобетонными
опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс руб./км (для АС-150, одноцепная с железобетонными
опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб./км (для АС-185, 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=17.3 тыс руб./км (для АС-240, двухцепная с железобетонными
опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс руб./км (для АС-95, двухцепная с железобетонными
опорами, и второму району по гололёду);
Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=508,5+2091,6=2600,1
тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций
района:
Кт=∑Ктi ·ni =69 ·2+47 ·2+98
·4+109·2=842 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):
Кзру=Квно·(nф∑+nвс∑+nвв∑+nр∑+nку∑)=2,5·(104)=260 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· 2+100·
2+96·1=610 тыс. руб.,
где Ккуоi - расчетная стоимость
конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных
установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
Кв=Квво·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:
Кпост=Кпостi · 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 = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2610 тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=2600,1+2610=5210,1
тыс. руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки:
И∑=ИЛ+ИП,
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;
,
где часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
, МВт·ч,
где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение
года; ΔРхх
- потери холостого хода в
трансформаторе, кВт; ΔРкз
- потери короткого
замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S’i - мощность, протекающая через
трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
.
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП = 80,7+260=340,7
тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб.,
где Рнб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных
потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 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=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0,197
тыс. руб.
Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ +
У=0,2 ·5210,1 +340,7 +0,197=1383 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 №3, исходя из лучшей надёжности электроснабжения
по сравнению с остальными вариантами.
.
Расчёт 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-150) = 2,74 ·10-6 См/км;
bо (АС-185) = 2,75 ·10-6 См/км;
bо (АС-240) = 2,78 ·10-6 См/км;
где Uном =111,1 кВ - номинальное напряжение данное в задании
для режима наибольших нагрузок; li - длина
линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр.
При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в
схеме замещения уменьшаются в два раза, а ΔSTXX 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.
, кВАр;
, кВт,
где ΔРкз - потери активной мощности на нагрев
обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S’i - 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 «б»:
, 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 «б»:
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 в-г:
, МВА,
где 
МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где 
МВАр.
Для пункта д-е:
,
где 
МВАр.
Для пункта А-е:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта г-1:
, МВА,
где 
МВАр.
Для пункта А-1:
, 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 в-г:
МВт,
где 
Ом.
МВАр,
где 
Ом.
Для д-е:
МВт,
где 
Ом.
МВАр,
где 
Ом.
Для 1-б:
МВт,
где 
Ом.
МВАр,
где 
Ом.
Для А-е:
МВт,
где 
Ом.
МВАр,
где 
Ом.
Для 1-г:
МВт,
где 
Ом.
МВАр,
где 
Ом.
Для А-1:
МВт,
где 
Ом.
МВАр,
где 
Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’, кВА.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта 1-г:
, МВА,
где 
МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
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-ΔUлj,
где Ui - напряжение в первом от электростанции
(УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой
подстанции); ΔUлj - 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 А-1:
В;
U(Б-1)=109022 В.
Для 1-б:
В;
U(1-а)=106940В.
Для 1-г:
В;
U(1-г)=107962 В.
Для г-в:
В;
U(в-г)=106025 В.
Для А-е:
В;
U(Б-3)=106347 В.
Для е-д:
В;
U(3-д)=103047 В.
Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок
В схеме замещения для данного режима работы сети изменений по
начертанию нет.
Нагрузка приемных пунктов соответствует величинам, указанным в
задании для летнего периода.
Потери мощности трансформаторе:
, кВАр;
, кВт,
где ΔРкз - потери активной мощности на нагрев
обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S’i - 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 «б»:
, 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 «б»:
МВА.
Для подстанции «в»:
МВА.
Для подстанции «г»:
МВА.
Для подстанции «д»:
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 в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта г-1:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, 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 в-г:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для д-е:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 1-б:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для А-е:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 1-г:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для А-1:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’, кВА.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта 1-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
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-ΔUлj,
где Ui - напряжение в первом от электростанции
(УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой
подстанции); ΔUлj - 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 А-1:
В;
U(Б-1)=108541 В.
Для 1-б:
В;
U(1-а)=107071В.
Для 1-г:
В;
U(1-г)=107774 В.
Для г-в:
В;
U(в-г)=106410 В.
Для А-е:
В;
U(Б-3)=107246 В.
Для е-д:
В;
U(3-д)=105052 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 ΔРкз - потери активной мощности на нагрев
обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S’i - 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 «б»:
, 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 «б»:
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 в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
, МВА,
МВАр.
Для пункта г-1:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, 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 в-г:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для д-е:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 1-б:
МВт,
где Ом.
МВАр.
где Ом.
Для А-е:
МВт,
где Ом
МВАр,
где Ом.
Для 1-г
МВт.
где Ом,
МВАр,
где Ом.
Для А-1:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’, кВА.
Для пункта в-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-б:
,
где МВАр.
Для пункта 1-г:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта д-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-е:
,
где МВАр.
Для пункта А-1:
, МВА,
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-ΔUлj,
где Ui - напряжение в первом от электростанции
(УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой
подстанции); ΔUлj - 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 А-1:
В;
U(Б-1)=103242 В.
Для 1-б:
В;
U(1-а)=101160В.
Для 1-г:
В;
U(1-г)=100649 В.
Для г-в:
В;
U(в-г)=96236 В.
Для А-е:
В;
U(Б-3)=100129 В.
Для е-д:
В;
U(3-д)=96729 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 ΔUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора,
приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U’i=Ui - ΔUTi.
Для подстанции «б»:
U’б=Uб - ΔUT(б) = 107670 - 3836 = 103834
В,
где 
В.
Для подстанции «в»:
U’в=Uв - ΔUT(в) = 101802 В,
где 
В.
Для подстанции «г»:
U’г=Uг - ΔUT(г) =106656 В,
где 
В.
Для подстанции «б»:
U’д=Uд - ΔUT(д) = 105798 В,
где 
В.
Для подстанции «е»:
U’е=Uе - ΔUT(е) = 103199 В,
где 
В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) 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
регулирования
|
Напряжение
|
|
9
|
127622
|
|
8
|
125664
|
|
7
|
123706
|
|
6
|
121748
|
|
5
|
119790
|
|
4
|
117832
|
|
3
|
115874
|
|
2
|
113916
|
|
1
|
111958
|
|
0
|
110000
|
|
-1
|
108042
|
|
-2
|
106084
|
|
-3
|
104126
|
|
-4
|
102168
|
|
-5
|
100210
|
|
-6
|
98252
|
|
-7
|
96294
|
|
-8
|
94336
|
|
-9
|
92378
|
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.
Минимальный режим
U’i=Ui - ΔUTi.
Для подстанции «б»:
U’б=Uб - ΔUT(б) = 107490 - 3058 = 104432 В,
где, 
В.
Для подстанции «в»:
U’в=Uв - ΔUT(в) = 102003 В,
где, 
В.
Для подстанции «г»:
U’г=Uг - ΔUT(г) =105943 В,
где, 
В.
Для подстанции «а»:
U’д=Uд - ΔUT(д) = 105868 В,
где, 
В.
Для подстанции «е»:
U’е=Uе - ΔUT(е) = 103780 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.
Послеаварийный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ΔUTi.
Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке
трансформатора,
U’i=Ui - ΔUTi.
Для подстанции «б»:
U’б=Uб - ΔUT(б) = 98720 - 3836 = 94884 В,
где, 
В.
Для подстанции «в»:
U’в=Uв - ΔUT(в) = 92258 В,
где, В.
Для подстанции «г»:
U’г=Uг - ΔUT(г) =97626 В,
где, В.
Для подстанции «а»:
U’д=Uд - ΔUT(д) = 98308 В,
где, В.
Для подстанции «е»:
U’е=Uе - ΔUT(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).
6.
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:
. Суммарные капиталовложения на сооружение
линий подстанций (тыс. руб.):
К∑= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4
тыс. руб.
Удельные капиталовложения:
руб./кВт 
руб./кВт*км.
. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций
(тыс. руб./г);
И∑=ИЛ+ИП =
77,5+260,5=338 тыс. руб.
3. Себестоимость передачи электроэнергии
по сети (коп/кВтч);
.
4. 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.
7.
Компоновка Жигулевской ГЭС
Жигулёвская гидроэлектростанция (Волжская (Куйбышевская) ГЭС
им. В.И. Ленина) - ГЭС на реке Волга вСамарской области, у городов Жигулёвск и
Тольятти. Является шестой ступенью и второй по мощности ГЭС Волжско-Камского
каскада ГЭС. Входит в структуру Российской энергетической корпорации ОАО
РусГидро.
Строительство ГЭС началось в 1950 году, закончилось в 1957
году. Особенностью геологического строения гидроузла является резкое различие
берегов Волги. Высокий обрывистый правый берег сложен трещиноватыми
верхнекаменноугольными известняково-доломитовыми породами. Левый коренной берег
долины сложен песками с прослоями и линзами суглинков.
Состав сооружений ГЭС:
· земляная намывная дамба
длиной 2800 м, шириной 750 и высотой 52 м;
· бетонная водосливная
плотина длиной 980 м (максимальный пропускаемый расход - до 40 тыс. м³/с);
· здание ГЭС совмещённого
типа длиной 700 м;
· двухниточные судоходные
шлюзы с подходными каналами.
По плотине ГЭС проложены железнодорожный и
автомобильный переходы через Волгу на магистрали Москва ―Самара. Мощность Жигулёвской ГЭС - 2320 МВт, среднегодовая
выработка - 10,5 млрд кВт∙ч. В здании ГЭС установлены 16
поворотно-лопастных гидроагрегатов мощностью по 115 МВт и 4 поворотно-лопастных
гидроагрегата мощностью по 120 МВт, работающих при расчётном напоре 22,5 м.
Оборудование ГЭС устарело и проходит модернизацию и замену. Плотина ГЭС
образует крупное Куйбышевское водохранилище. ГЭС спроектирована институтом
«Гидропроект».
Жигулевская ГЭС входит в состав ОАО
«РусГидро» на правах филиала. Жигулёвская ГЭС участвует в покрытии пиковых
нагрузок и регулировании частоты в Единой энергосистеме страны, регулирует сток
воды в Волге, способствует эффективному её использованию нижележащими волжскими
гидроэлектростанциями, обеспечивает создание судоходных глубин и создает
благоприятные условия для орошения больших площадей засушливых земель Заволжья.
Электроэнергия, вырабатываемая ГЭС, передается по четырём высоковольтным линиям
500 кВ: по двум из них - в ОЭС Центра, по двум другим ― в ОЭС Урала и Средней Волги.
Рисунок 1 - Разрез Жигулевской ГЭС
Идея энергетического использования Волги у
Самарской Луки была выдвинута Глебом Кржижановским ещё в 1910 г. Спустя
десятилетие инженер К.В. Богоявленский предложил построить гидроэлектростанцию
у поселка Переволоки на водоразделе между Волгой и Усой, использовав
естественную разность уровней воды. Однако бедственное положение экономики
страны не позволило реализовать этот проект.
В начале 1930-х гг. в районе Самарской
Луки и Ярославля начались проектно-изыскательские работы по энергетическому
использованию Волги, по итогам которых было предложено множество схем
различного расположения гидроузлов. 1 августа 1937 г. совместным постановлением
СНК СССР и ЦК ВКП (б) было принято решение о строительстве гидроэлектростанции
на Волге в створе Жигулёвских гор Для ведения строительства приказом НКВД от 2
сентября 1937 года организовывался крупный лагерь - Самарлаг. По численности
заключённых он занимал восьмое место из 42 лагерей НКВД и второе - среди
лагерей, находившихся в европейской части СССР. Так на 1 января 1939 года в нём
находилось 36 761 заключённых (2,81% от общей численности заключённых в системе
ГУЛАГа). Общий объём работ оценивался в 1,5 млрд рублей. Однако организационные
проблемы привели к свёртыванию всех работ. За период с с сентября 1937 по май
1941 г. общие убытки составили 45 млн рублей. Частые смены руководства
строительством привели к тому, что уже летом 1940 года началась фактическая
консервация стройки, а 11 октября 1940 года строительство Куйбышевского гидроузла
было официально приостановлено. Заключённых, управление строительства и
инженерно-технический персонал перевели на строительство Волго-Балтийского
водного пути.
Специалисты института «Гидропроект»
продолжили изыскания в 1949 г. Итогом исследований стало решение о сооружении
Куйбышевского гидроузла в районе города Жигулёвск. 21 августа 1950 г. утверждён
проект строительства Куйбышевской ГЭС мощностью 2,1 млн кВт. На месте будущей
гидроэлектростанции развернулись строительные работы, которые вновь велись с использованием
труда заключённых (Кунеевский ИТЛ, 46600 человек). Для строительства был создан
специальный трест «Куйбышевгидрострой». Волжская ГЭС им. В.И. Ленина была
построена в рекордно короткие сроки ― с 1950 по 1957 гг.
В июле 1955 г. через нижние судовые шлюзы
плотины прошёл первый пароход. В ноябре того же года было перекрыто основное
русло Волги, а 29 декабря ― запущен в промышленную
эксплуатацию первый гидроагрегат. Меньше чем через год после этого события, в
октябре 1956 г., Куйбышевская ГЭС выработала первый миллиард
киловатт-часовэлектроэнергии.
Строительство ГЭС шло ударными темпами.
Так, в 1956 г. в эксплуатацию были введены 12 агрегатов, в 1957 г. ― ещё 7. 10 августа 1958 г. станцию переименовали в Волжскую ГЭС им.
Ленина, а в мае 1959 г. все сооружения гидроузла были приняты в промышленную
эксплуатацию.
Куйбышевский гидроузел - уникальное
сооружение, не имеющее аналогов в мировой практике гидротехнического
строительства. За семь лет на строительстве было выполнено 193,9 млн м³ земляных работ, уложено 7,67 млн м³
бетона,
смонтировано 200 тыс. т металлоконструкций и оборудования. Максимальная
суточная интенсивность укладки бетона достигала в 1955 г. здесь 19 тыс. м³ (на 3,3 тыс. м³/сут. выше, чем
интенсивность укладки бетона на строительстве ГЭС Гранд-Кули в США).
Волга была также перекрыта за рекордно
короткое время - 19,5 ч в период, когда её расход составлял 3800 м³/с. Каждый агрегат мощностью 105 тыс. кВт монтировался в среднем
около 1 месяца, то есть принятое в отечественной и зарубежной практике время
было сокращено более чем в два раза. Однако эксплуатация агрегатов показала,
что их реальная развиваемая мощность в отличие от проектной составляет не 105
МВт, а 115 МВт, что позволило произвести перемаркировку агрегатов и довести
установленную мощность гидроэлектростанции до 2,3 ГВт.
В начале 1960-х гг. напряжение
оборудования ГЭС возросло до 500 кВ, что позволило увеличить мощность
электропередачи на Москву на 40% и завершить объединение энергосистем Центра и
Урала. 30 августа 1966 г. Волжская ГЭС имени В.И. Ленина выработала первые 100
млрд кВт∙ч электроэнергии.
За досрочное выполнение семилетнего плана
по выработке электроэнергии и успешное проведение работ по комплексной
автоматизации производственных процессов 14 сентября 1966 г. Волжская ГЭС имени
В.И. Ленина была награждена орденом Ленина. С середины 1960-х до конца 1970-х
гг. на ГЭС происходила модернизация оборудования: гидрогенераторы были
переведены в режим синхронных компенсаторов. В 1979 г. на Волжской ГЭС впервые
в стране начал эксплуатироваться новый трансформатор типа ОРЦ-135000/500 со
сниженным уровнем изоляции.
февраля 1993 г. Волжская ГЭС имени В.И.
Ленина была реорганизована в Открытое акционерное общество «Волжская ГЭС имени
В.И. Ленина» (ОАО «ВоГЭС»), учредителем общества выступило РАО «ЕЭС России».
июля 2001 г. станция вошла в состав
Управляющей компании «Волжский гидроэнергетический каскад».
В 2001 г. Волжская ГЭС имени В.И. Ленина
стала участником эксперимента по разработке единой концепции построения и
развития автоматизированных систем управления (АСУ ТП и АСДТУ).
В октябре 2003 г. Волжская ГЭС имени В.И.
Ленина стала одним из первых поставщиков электроэнергии на конкурентный
сектороптового рынка «5-15»: гидроэлектростанция продаёт в конкурентном секторе
до 15% всей выработанной электроэнергии, а 85% гарантировано поставляет в
регулируемый сектор ― на Федеральный оптовый
рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). В 2004 году Волжская ГЭС имени
В.И. Ленина реализовала в конкурентном секторе 1,421 млрд кВт∙ч
электроэнергии на сумму 770 млн рублей.
Рисунок 2 - Машинный зал Жигулёвская ГЭС
1 июля 2004 ОАО «Волжская ГЭС им. В.И.
Ленина» была переименована в ОАО «Жигулёвская ГЭС».
В 2004 году ГЭС победила в ежегодном
конкурсе «Компания года: лучшие предприятия Самарской области».
Гидроэлектростанция стала лауреатом в номинации «За динамичное развитие».
В конце декабря 2007 года ОАО «Жигулёвская
ГЭС» было ликвидировано в связи с присоединением к ОАО «ГидроОГК». Устаревшее
оборудование станции активно реконструируется. Благодаря вводу в эксплуатацию в
1998 году микропроцессорной системы автоматического коммерческого учёта
электроэнергии, а также цифровой АТС кабельной локальной сети подстанций и
машинного зала информационное снабжение диспетчерского и управленческого персонала
поднялось на новый, более современный качественный уровень. В 2000-х годах
полностью обновлён тракт выдачи электроэнергии, произведена реконструкция
распределительных устройств 110 и 220 кВ, ведутся работы по реконструкции
распределительного устройства 500 кВ. Также производится постепенная
модернизация гидросилового оборудования. Ещё в 1980-х годах были
реконструированы гидрогенераторы, что позволяет в дальнейшем увеличить мощность
гидроагрегатов. В 2000-х годах началась замена гидротурбин. На первом этапе
заменяется шесть гидротурбин, причём мощность четырёх из них возрастает на 5
МВт, а двух - на 7,5 МВт, таким образом, мощность станции после первого этапа
реконструкции достигнет 2335 МВт. 5 февраля 2007 года мощность Жигулевской ГЭС
возросла на 15 МВт за счёт замены трёх гидротурбин (станционные номера 5, 10 и
15) и достигла 2315 МВт, в 2008 году реконструкция турбин была продолжена, в
частности, 1 ноября 2008 года после замены турбины была произведена
перемаркировка гидроагрегата №3, мощность станции составила 2320 МВт. Поставщик
рабочих колёс первых шести реконструируемых гидроагрегатов - ОАО «Силовые
машины».
Заключение
В данном проекте была спроектирована районная электрическая
сеть. В ходе выполнения работы были проверены шесть вариантов соединения, из
которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы.
В проекте было выбрано и рассчитано для районной электрической сети:
1. Трансформаторы ТРДН-32000/110, ТРДН-25000/110,
ТДН-10000/110, ТДН-16000/110 и их количество в каждом приёмном пункте.
2. Сечения проводов: АС-70, АС-150, АС-240, АС-185.
3. Компенсирующие устройства и их количество в
каждом приёмном пункте.
4. Рассчитали основные режимы районной электрической
сети.
5. Определили номинальное напряжение сети.
В результате, была спроектирована районная электрическая сеть
с номинальным напряжением 110 кВ, удовлетворяющая всем техническим нормам и
требованиям, обеспечивающая питание потребителей электроэнергией надлежащего
качества при приемлемых эксплуатационных издержках.
Список
использованной литературы
1
Елгин А.А., Справочные данные к решению задач, к проектированию, ТГУ, 2010.
.
Елгин А.А., Методические указания по проектированию для студентов заочного
отделения по курсу «Производство и передача электроэнергии», ТГУ, 2009
.
Правила устройства электроустановок, Энергоатомиздат, М. 2007 г.
.
Герасимов В.Г., Электротехнический справочник, МЭИ, М. 2004 г.