Рис.3.2 Зоны самовозбуждения генератора
Расчет режима синхронизации на шинах передающей станции
В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.
Значения U2, PC, QC берем из предыдущего режима:
U2=497,87кВ, PC=559,3МВт, QC=10,56Мвар
U1хх= U2/cos(β0∙ℓ) = 498,86 /cos(1,052∙10–3∙500∙180/3,14) = 575,69 кВ.
Необходимо, чтобы U1хх≤ 525 кВ.
Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы. Yр = 180/5252 = 6,53∙10–4 См
Т. о . в начале головной линии устанавливаем одну группу реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180 Мвар.
Q′л1 = U1хх2∙Y1/2 – Qр = 519,712∙1,862∙10–3/2 – 180 = 71,46 Мвар
Q′′л1 = Q′л1 – Q′л12∙Х1/U1хх2= 71,46 – 71,462∙145/ 519,712 = 68,72 Мвар
Q2 = Q′′л1 + U22∙Y1/2 = 68,72 + 498,872∙1,862∙10–3/2 = 300,4 Мвар
Рпс = Рсис = 1112,85 МВт
Qсис = 77,1 Мвар
Qат = Q2 + Qсис = 300,4 + 77,1 = 377,5 Мвар
U′2 = U2 – Qат∙Хт2/ U2 = 498,87 – 377,5 ∙19,9/498,87 = 483,81 кВ
Uсн = U′2/Ктр = 483,81∙230/500 = 222,55 кВ
Q′ат = Qат – [Рсис 2 + Qат 2]∙ Хт2/ U22= 377,5 – [1112,85 2 + 377,5 2]∙19,9/ 498,872
Q′ат = 267 Мвар
Q′нн = Q′ат – Qатс = 267 – 221,334 = 45,67 Мвар
Uнн = [U′2 – Q′нн ∙Хтн2/ U′2]∙11/500 = [483,81 – 45,67∙37,8/483,81]∙11/500 =10,56 кВ
Qнн = Q′нн – Хтн2∙(Q′нн/ U′2)2 = 45,97 – 37,8∙(45,67/483,81)2 = 45,63 Мвар
Учтём, что у нас уже имеются синхронные компенсаторы КСВБ0-100-11. В данном режиме они будут потреблять реактивную мощность.
Таким образом, наиболее тяжелым режимом для СК является послеаварийный режим: необходимо установить 2xКСВБ-100-11.
Для обеспечения всех режимов необходимо установить 8 групп реакторов 8x3xРОДЦ-60/500.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:
Двух СК КСВБ-320/20, восьми групп реакторов 3хРОДЦ-60000/500
Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.
З = Ен· Кå + Иå
Кå = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ
1) Кл1 = 2∙к0(500))· ℓ1 = 2∙63,5∙500 = 63500 тыс. руб.
2) Кл2 = 2∙к0(300))· ℓ2 = 2∙48,4∙450 = 43560 тыс. руб.
3) КГЭС = Корувн + Ктр +К пч
Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.
Ктр = 4∙705 = 2820 тыс. руб.
Кпч = 4100 тыс. руб.
КГЭС = 1560 + 2820+ 4100 = 8480 тыс. руб.
4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ
КОРУ ВН = 260∙6 =1560 тыс. руб.
КОРУ СН = 110∙12 =1320 тыс. руб.
КТР = 2∙1260 = 2520 тыс. руб.
К пч = 2800 тыс. руб.
ККУ = КР + КСК
ККУ = 380∙8 + 1150 = 4190 тыс. руб.
КП/СТ = 1560 + 1320 + 2520 + 2800 + 4190 = 12390 тыс. руб.
Тогда Кå = 63500 +43560+ 8480 + 12390 = 127930 тыс. руб.
Иå=Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС + Иå а.о.р.п/ст
Иå а.о.р.вл = 0,028·(63500 +43560) = 2997,7 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·8480 = 661,44 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст = 0,084∙12390 = 1040,76 тыс. руб.
Иå а.о.р = 2997,7 + 661,44 + 1040,76 = 4699,9 тыс. руб.
Ипотери ээΣ = Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:
а) в линии 1:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙ 0,5Rл = 23472 /5002 ·5 = 110,17 МВт
Wгод = 1,294∙107 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 1,294∙107/2300 =5626 час.
τ л1= (0,124 + 5626/10000)2 ·8760 = 4129,6 час
ΔW л1= 110,17 · 4129,6 = 454950 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙35∙500 = 35000 МВт·ч
Ипотери ээВЛ1 = ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙454950+ 1,75∙10-2∙35000 =
9711,5 тыс. руб.
б) в линии 2:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙ 0,5∙Rл = 12242 /5002 ·7,015 = 42,04 МВт
Тмах = 5626 час.
τ л2= 4129,6 час
ΔW л1= 42,04 · 4129,6 = 173608 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙60∙450 = 54000 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээВЛ2 = ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙173608+ 1,75∙10-2∙54000 =
4417,2 тыс. руб.
Тогда Ипотери ээВЛ = Ипотери ээВЛ1 + Ипотери ээВЛ2 =9711,5 + 4417,2 =14128,66 тыс. руб.
2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах
а) в трансформаторах ГЭС 500/10:
Ипотери ээтр ГЭС = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээтр ГЭС = 2∙10-2∙1/4∙0,121(2346./1251)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙4∙0,42 ·8760 =266,33 тыс. руб.
б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:
Ипотери ээтр п/ст = ЗI∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР х.х ·8760
Ипотери ээтр п/ст = 2∙10-2∙1/6∙0,49∙(1122,45./1602)2∙4129,6 + 1,75∙10-2∙6∙0,15 ·8760 =141,28 тыс. руб.
Ипотери ээтр = Ипотери ээтр ГЭС + Ипотери ээтр п/ст = 266,33 + 141,28 = 407,61 тыс. руб.
Ипотери ээΣ = Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр = 14128,66 + 407,61 = 14536,27 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑ = 4699,9 + 14536,27 = 19236,2 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå
З = 0,12· 127930+ 19236,2 = 34587,8 тыс. руб.
Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети:
С = Иå /Wгод
С = 19236,2 /1,294∙107 = 1,5 руб./МВт·ч = 0,15 коп/кВт∙ч
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986 – 648 с.: ил. М.:Энергоатомиздат, 1987.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов– 4-е изд., перераб. и доп. – М.: – Энергоатомиздат, 1989 – 608 с.: ил.
3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В. В. Ершевич, А. Н. Зейлингер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985 – 352 с.
4.Веников В.А.,Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока.– М.: Энергоатомиздат, 1985.–272 с.
5.Режимы дальних электропередач в примерах/Зарудский Г.К., Путятин Е.В.,
Рокотян И.С. и др.: Ред. Ю.П.Рыжов.–М.: Моск.энерг.ин-т, 1985.–180 с.
