регистрация / вход

Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

Исследование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему. Основные технико-экономические показатели.

МИНИСТЕРСТВООБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО

УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА(ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)

Факультет “Энергетики и электротехники”

Кафедра “Электрические системы”

Курсовой проект

По курсу: “Дальние линии электропередачи СВН”

Тема: “Выбор параметров и анализ режимов электропередачи”

Смоленск, 2003


ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.

Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.

В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.


1. Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Сопоставляя три заданные величины:

наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0 = 1340 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст = 600 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв = 470 МВт.

Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:

Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.

Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.

При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:


где К02 и К01 – удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];

Ен = 0,12 – коэффициент эффективности капиталовложений;

а – коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ [1];

dРк1 и dРк2 – среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения [1];

r02 и r01 – погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха [1];

n - стандартное число проводов в фазе;

Зi и Зii – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;

tпотерь – время потерь.

tпотерь = ∑(Рiнб )2 ∙ti

tпотерь = 12 2000+0,72 2500+0,52 2500+0,32 1760 = 4008,4 час.

Вариант 1

Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax . л. /(N∙√3∙Uном ∙cosφ)

Iрасч = 1340. /(1∙√3∙750∙0,99) = 1041,952 А

Fрасч = Iрасч /(n∙jрасч )


Fрасч = 1041,952/(4∙1) = 260.488 мм2

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.

Т. о. выбираем провод 4АС 400/93.

Iдоп = 4∙860 = 3440 А, где

860 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные)

3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax . л. /(N∙√3∙Uном ∙cosφ) = (P0 – Рпс ). /(N∙√3∙Uном ∙cosφ)

Iрасч = 740. /(1∙√3∙500∙0,98) = 871,917 А

Fрасч = Iрасч /(n∙jрасч )

Fрасч = 871,917 /(3∙1) = 290,639 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.

Iдоп = 3∙730 = 2190 А

730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

2190 > 872 , значит провод по нагреву проходит.

Вариант 2

Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):

Iрасч = Pmax . л. /(N∙√3∙Uном ∙cosφ)

Iрасч = 1340. /(2∙√3∙500∙0,99) = 781,464 А

Fрасч = Iрасч /(n∙jрасч )

Fрасч = 781,464/(3∙1) = 260,488 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.

Iдоп = 3∙730 = 2190 А

730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

Iав.пер. = 2∙ Iрасч = 1564 А

2190 > 1564 , значит провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.


2. Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

Ррасч = 1,15∙1340 = 1541 МВт.

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ – 712/227 – 24.

Номинальные данные:

Sном.г = 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Хd = 1,653, Хd = 0,424, Хd = 0,279.

Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 2 3 + 1 ОРЦ 417000/750 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 417 МВ∙А, Uвн ном = 787/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх = 0,4 МВт, Rт = 0,96 Ом, Хт = 69,3 Ом.

При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.

На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.

Расчётная мощность первой трансформации:

Sрасч = Р0. /(1,4∙cosφп/ст ) = 1340. /(1.4∙ 0,99) = 966,8 МВ∙А

Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 417 МВ∙А, Uвн ном = 750/√3 кВ, Uсн ном = 500/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Δ Рк = 0,7 МВт, ΔРх = 0,28 МВт, Хт н = 309 Ом, Хт в = 55,1 Ом.

Расчётная мощность второй трансформации:

Sрасч = Рп/ст. /(1,4 cosφп/ст ) = 600. /(1,4∙ 0,99) = 432,9 МВ∙А

Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 со следующими номинальными параметрами:


Sном. тр = 267 МВ∙А, Uвн ном = 500/√3 кВ, Uсн ном = 230/√3 кВ, Uнн ном = 11 кВ,

ΔРк = 0,325 МВт, ΔРх = 0,125 МВт, Хт н = 113,5 Ом, Хт в = 61,1 Ом.

На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:

n = Рп/ст /135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.

Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор – шины с присоединением линий через два выключателя.

На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итогесхемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:


Рис.2.1 Схемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи.

Вариант 2

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 1000 МВ∙А, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

ΔРк = 2 МВт, ΔРх = 0,6 МВт, Rт = 0,55 Ом, Хт = 40 Ом.

При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:


Рис.2.2 Схемаэлектрических соединений для второго варианта электропередачи.

Выбор выключателей на РУ

В цепи генераторов: Imax = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,213 кА

ВВГ – 20 – 160 /20000 У3

U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА

ОРУ 750 кВ: Imax = 1340/(1,73∙750∙0,99) = 1,042 кА

ВВБ – 750 – 40/3150У1

U ном = 750 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 500 кВ: Imax = 1340/(1,73∙500∙0,99) = 1,563 кА

ВНВ – 500А – 40/3150У1

U ном = 500 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 220 кВ: Imax = 600/(1,73∙220∙0,99) = 1,59 кА

ВВБК – 220Б – 56/3150У1

U ном = 220 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 56 кА.


3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен К +У, где

Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

Ен = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);

К - капиталовложения в сеть;

И - издержки всей сети;

У – ущерб.

К = Кл + Кп/ст .

Кл = Ко · ℓ, где

Ко – удельная стоимость сооружения линий,

ℓ – длина линии, км

Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч

В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0

Кору = Корувн + Корусн

Ктр - капиталовложение трансформаторов,

Кпч – постоянная часть затрат

И = И∑а.о.р. + И∑потери ээ , где

И - издержки всей сети;

И∑.о.р а. - издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;

И∑потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.

И∑а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст

И∑потери ээпотери ээВЛ + Ипотери тр

Иа.о.р.вл = ал ·кл

ал – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

Ипотери ээ = Ипотери ээ ВЛ + И∑потери ээ тр , где

И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.

Схема 1

З = Ен · Кå + Иå

Кå = Кå вл + КГЭС + Кп/ст

1) Квл = ко · L

Квл = к0(400)) · ℓ1 = 97∙630 = 43470 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр пч

Корувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр = 2∙1980 = 3960 тыс. руб.

Кпч = 6800 тыс. руб.

КГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.

3) Кп/ст = Кору вн 750 тр 750 + К пч 750

Кору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр 750 = 2∙2150 = 4300 тыс. руб.

Кп/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.

Тогда Кå = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

Иåå а.о.р. + Иå потери ээ

Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р. ГЭС + Иå а.о.р.н/ст

Иå а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.

Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.

Иå а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.

Иå а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ΔWл1 = ΔР л1 τл1 ·αt , где αt , = 1

ΔP л1 = S2 мах / U2 ном Rл = 1353,52 /7502 11,97 = 38,98 МВт

τл1 = (0,124 + Тмах. /10000)2 8760

Wгод = 1340∙2000 +1340∙0,7∙2500 +1340∙0,5∙2500 +1340∙0,3∙1760 = 7,408∙106 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 7,408∙106 /1340 = 5528 час.

τ л1 = (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,59 час

ΔW л1 = 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч

ΔWкор л1 = 160∙630 = 100800 МВт·ч

Ипотери ээ ВЛ = ЗI ∙ΔWл1 + ЗII ∙ΔWкор л1 = 2∙10-2 ∙156410,8 + 1,75∙10-2 ∙100800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:


Ипотери ээ тр = ЗI ∙ΔРк.з (Sнг.мах. /Sном.т )2т + ЗII ∙ΔР х.х ·8760

1) Т 750/10:

Ипотери ээ тр 750/10 = 2∙10-2 ∙1/2∙0,8∙(1353,5. /1251)2 ∙4012,59 + 1,75∙10-2 ∙2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.

2) Т 750/500/10:

Ипотери ээ тр 750/500 = 2∙10-2 ∙1/2∙0,7∙(1353,5. /1251)2 ∙ 4012,59 + 1,75∙10-2 ∙2·0,28∙8760 = 118,73 тыс. руб.

Ипотери ээ тр Σ = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр Σ

Ипотери ээ Σ = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.

И = И∑а.о.р. + И∑потери ээ

И = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.

У = ω∙Тв ∙(Рнб – Ррез )∙εн ∙Уов

ω = 0,2∙10-2 ∙630 = 1,26

εн = (Рнб – Ррез )/Рнб = (1340 – 470)/1340 = 0,649

Тв = 1,7∙10-3

Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.

У = 1,26∙1,7∙10-3 ∙870∙0,649∙4,5∙1000 = 5442,47 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:

З = Ен · Кå + Иå + У

З1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.

Схема 2

З = Ен · Кå + Иå + У

Кå = К л1 + КГЭС

1) Кл1 = 2∙к0(500)) · ℓ1 = 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр пч

Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

Ктр = 2∙932 = 1864 тыс. руб.

Кпч = 2400 тыс. руб.

КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.

Тогда Кå = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

Иåå 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.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.

Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.

Иå а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔWл1 = ΔР л1 · τл1 · αt , где αt , = 1

ΔP л1 = (S2 мах / U2 ном )∙ 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт

Wгод = 7,408∙106 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 7,408∙106 /1340 = 5528 час.

τ л1 = (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,5 час

ΔW л1 = 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч

ΔWкор л1 = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч

ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)

Ипотери ээ ВЛ = ЗI ∙ΔWл1 + ЗII ∙ΔWкор л1 = 2∙10-2 ∙134298,37+ 1,75∙10-2 ∙75600 = 4008,97 тыс. руб.

2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:

Ипотери ээ тр = ЗI ∙ΔР к.з (Sнг.мах. /Sном.т )2т + ЗII ∙ΔР х.х ·8760

Ипотери ээ тр = 2∙10-2 ∙1/2∙2(1353,5. /2000)2 ∙4012,5+1,75∙10-2 ∙2∙0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

Ипотери ээ Σ = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.

И = И∑а.о.р. + И∑потери ээ

И = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.

Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2

З1 = 22889,86 тыс. руб. . З2 = 14688,188 тыс. руб.

Оценим эту разницу в %: ε = (22889,86 – 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%

Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.


Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 13АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR ∙ℓ∙r0 = [1 – (0,664)2 /3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом

Xл1 = КХ ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,664)2 /6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом

Вл1 = КВ ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,664)2 /12]∙630∙3,6∙10–6 = 2,351 ∙10–3 См

Где 0,664 = β0 ∙ℓ , где ℓ = 630 км и

Линия 2 3АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR ∙ℓ∙r0 = [1 – (0,443)2 /3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом

Xл1 = КХ ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,443)2 /6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом

Вл1 = КВ ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,443)2 /12]∙420∙3,6∙10–6 = 1,537∙10–3 См

Где 0,443 = β0 ∙ℓ , где ℓ = 420 км.


3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи



Произведём расчёт линии 2.


Произведём проверку режима:

1) UННдоп min = 10,45кВ <UНН = 10,46 кВ < UННдоп max =11,55кВ

2) UСН max = 195,5≤ UСН = 228,731≤ UСНдоп max = 264,5кВ

3) UГдоп min =14,96 кВ < Uг = 15,104 кВ < UГдоп max =16,54 кВ

4) cosφг = 0,956 > cosφгном = 0,85

5) kз1 = 124,5 % >20% ; kз2 = 197,49 % >20%

kз1 = (Рпр1 – Р0 )/ Р0 = (U1 ∙U2 /Xл1 – Р0 )/Р0 = (525∙515/89,89 – 1340)/1340 = 124,5 %

kз2 = (Рпр2 – Р0 )/ Р0 = (U2 ∙Uсис /Xл2 – Рсис )/Рсис = (515∙492,533/125,13– 681,421)/681,421 = 197,49 %

Расчёт режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме, мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна из цепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточной подстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.


С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотрена установка двух групп реакторов 3xРОДЦ – 60/500 в начале головной линии и одной группы в конце.

В данном режиме U1 = 500 кВ.

Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.


Произведём расчёт линии 2.

Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ – 60/500.


Произведём проверку режима

1) UННдоп min = 10,45кВ <UНН = 10,869 кВ < UННдоп max = 11,55кВ

2) UСН = 195,5< UСН max = 227,826<UСНдоп max = 264,5кВ

3) UГдоп min =14,96 кВ < Uг = 15,135 кВ < UГдоп max = 16,54 кВ

4) cosφг = 0,98 > cosφгном = 0,85

5) kз1 = 245,9 % >20%; kз2 = 838 %>20%

kз1 =(Рпр1 – Р0 )/ Р0 = (U1 ∙U2 /Xл1 – Р0 )/Р0 =(500∙500/179,78 – 402)/402 = 245,9 %

kз2 = (Рпр2 – Р0 )/ Р0 =(U2 ∙Uсис /Xл2 – Рсис )/Рсис =(500∙488,1/125,13 – 207,9)/207,9 = 838 %

Расчёт послеаварийного режима

В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.

При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (Pc =852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05∙Uном = 525 кВ; учтём резерв и УПК.

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 490 кВ.



Для выработки необходимой реактивной мощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.

В данном случае считаем, что вторая линия генерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другая её часть поступает в систему.

Произведём проверку режима:

1) UННдоп min = 10,45кВ <UНН = 10,524 кВ < UННдоп max =11,55кВ

2) UСН = 195,5 кВ < UСН = 231,364 кВ < UСНдоп max = 264,5кВ

3) UГдоп min =14,96 кВ < Uг = 16,04 кВ < UГдоп max =16,54 кВ

4) cosφгном = 0,961 > cosφгном = 0,85

5) kз1 =64,27 % >20 %; kз2 =509%>20%


kз1 =(Рпр1 – Р0 )/ Р0 = (U1 ∙U2 /Xл1 – Р0 )/Р0 =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 %

kз2 = (Рпр2 – Р0 )/ Р0 =(U2 ∙Uсис /Xл2 – Рсис )/Рсис =(490∙481,88/66,82 – 580)/580 = 509 %

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки

УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-100-11, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1 и трёх групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 2

Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции


Рис 3.1 Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах промежуточной подстанции

В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок.

Рассчитаем участок электропередачи система – промежуточная подстанция.

Параметры схемы замещения :

Принимаем Рсистемы = 1,05∙Рп/ст = 1,05∙1100 = 1155 МВт, Uсис = 510 кВ

Р′′л2 = Рсистемы – ΔРк2 /2 = 1155 – 6,3/2 = 1151,85 МВт

Q′′л2 = Q′′з2 /2 = Uсис 2 ∙Y2 /2 = 474,42 Мвар

Определим значение Q′′л2 , при котором U2 будет не более 500 кВ.

Q′′л2 = [(Uсис – U2 )∙ Uсис – Р′′л2 ∙R2]/X2 = [(510 – 500)∙510 – 1151,85∙7,015]/66,82

Q′′л2 = – 44,6 Мвар

Устанавливаем в конце второй линии три группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью 3∙180∙( Uсис /525)2 = 509,58 Мвар

Q′′л2 = 474,42 – 509,58 = – 35,58 Мвар

Р′л2 = Р′′л2 – [Р′′л2 2 + Q′′л2 2 ]∙ R2/ Uсис 2 = 1151,85 – [1151,852 + 35,582 ]∙ 7,015/ 5102

Р′л2 = 1116 МВт

Q′л2 = Q′′л2 – [Р′′л2 2 + Q′′л2 2 ]∙ Х2/ Uсис 2 = –35,58 – [1151,852 + 35,582 ]∙ 66,82/ 5102

Q′л2 = – 376,75

U2 = Uсис – ( Р′′л2 ∙R2+ Q′′л2 ∙X2)/ Uсис = 510 – (1151,85 ∙7,015– 35,58 ∙66,82)/510

U2 = 498,86 кВ.

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Рат = Р′л2 – ΔРк2 /2 = 1116 – 6,3/2 = 1112,85 МВт

Qат = Q′л2 + U2 2 ∙Y2 /2 = – 376,75 + 498,822 ∙3, 648∙10-3 /2 = 77,1 Мвар

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее по условию работы электропередачи в режиме наибольших нагрузок.

Uнн = 11,045 < Umax ск = 11,55 кВ.

Следовательно, режим допустим.

Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.

Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.

Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.

U2 = 498,86 кВ.

U2 = U1 /cos(β0 ∙L) = 525/ cos(1,052∙10–3 ∙500∙180/3,14) = 607,15 кВ

Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.

Определим необходимое количество этих реакторов:

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда


Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

а) ЛЭП – 1

Qр = 2∙180∙ (U2хх /525)2 = 2∙180∙ (497,868/525)2 = 323,75 Мвар

Q′′л1 = Qр – U2хх 2 ∙Y1 /2 = 323,75 – 497,8682 ∙1,862∙10–3 /2 = 92,98 Мвар

Q′л1 = Q′′л1 + Q′′л1 2 ∙Х1 / U2хх 2 = 92,28 + 92,282 ∙145/ 497,8682 = 97,26 Мвар

Qл1 = Q′л1 – U1 2 ∙Y1 /2 = 97,26 – 5252 ∙1,862∙10–3 /2 = –159,35 Мвар

Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Тогда Qл1 = –159,35 + 180 = 20,65 Мвар.

Qг = Qл1 + Qл1 2 ∙Хт1 / U1 2 = 20,65 + 20,652 ∙61,3/5252 = 20,745 Мвар

Iг = 0,764 кА < Iг ном = 10,997 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = 1/[j∙Y1 /2] = 1/[ j∙1,862∙10–3 /2] = – j∙1074,11 Ом

Хр = j∙ Uном 2 /Qр = j∙ 5252 /180 = j∙1531,25 Ом

Х1 = Zл1с ∙Хр /(Хср )= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙1531,25)

Х1 = 9,08 – j∙819,26 Ом

Zвнешс ∙Х1 /(Хс1 ) = – j∙1074,11∙[9,08–j∙819,26] /(– j∙1074,11+ 9,08– j∙819,26)

Zвнеш = 0,511 – j∙819,26 Ом

Хd = Х d ∙Uном 2 /Sном + j∙Хт1 = j∙1,31∙5002 /353 + j∙61,3 = j 989 Ом

Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. Xd = 989 Ом < Xвн = 819,26 Ом, то рабочая точка попадает в зону самовозбуждения.

Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов

в начале головной линии.

Тогда Qл1 = –159,35 + 360 = 200,65 Мвар.

Qг = Qл1 + Qл1 2 ∙Хт1 / U1 2 = 200,65 + 200,65 2 ∙61,3/5252 = 209,6 Мвар

Напряжение генератора находится в допустимых пределах.

Iг =8,04 кА < Iг ном = 10,997 кА

Следовательно, генератор не перегружен по току.Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = 1/[j∙Y1 /2] = 1/[ j∙1,862∙10–3 /2] = – j∙1074,11 Ом

Хр = j∙ Uном 2 /(2∙Qр ) = j∙ 5252 /360 = j∙765,625 Ом

Х1 = Zл1с ∙Хр /(Хср )= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙765,625)

Х1 = 9,08 + j∙2,811 Ом

Zвнешс ∙Х1 /(Хс1 )+j∙Хт1 = – j∙1074,11∙[9,08 + j∙2,811] /(– j∙1074,11+ 9,08 + j∙2,811)

Zвнеш = 3,473 – j∙1738+ j∙61,3 = 0.511 – j∙1677

Хd = Х d ∙Uном 2 /Sном = 1,31∙5002 /353 = 927,76 Ом

Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. Xd = 989 <Xвн = 1677Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Rвн
X

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 = U1хх 2 ∙Y1 /2 – Qр = 519,712 ∙1,862∙10–3 /2 – 180 = 71,46 Мвар

Q′′л1 = Q′л1 – Q′л1 2 ∙Х1 /U1хх 2 = 71,46 – 71,462 ∙145/ 519,712 = 68,72 Мвар

Q2 = Q′′л1 + U2 2 ∙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′2тр = 483,81∙230/500 = 222,55 кВ

Q′ат = Qат – [Рсис 2 + Qат 2 ]∙ Хт2 / U2 2 = 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. О ПРЕДЕЛЕНИЕ 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 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.

Иåå 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 ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

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 = (S2 мах / U2 ном )∙ 0,5Rл = 23472 /5002 ·5 = 110,17 МВт

Wгод = 1,294∙107 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 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 ээ ВЛ1 = 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 = (S2 мах / U2 ном )∙ 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 ээ ВЛ2 = ЗI ∙ΔWл1 + ЗII ∙ΔWкор л1 = 2∙10-2 ∙173608+ 1,75∙10-2 ∙54000 =

4417,2 тыс. руб.

Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =9711,5 + 4417,2 =14128,66 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

Ипотери ээ тр ГЭС = ЗI ∙ΔР к.з (Sнг.мах. /Sном.т )2т + ЗII ∙ΔР х.х ·8760

Ипотери ээ тр 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 ээ тр п/ст = ЗI ∙ΔР к.з (Sнг.мах. /Sном.т )2т + ЗII ∙ΔР х.х ·8760

Ипотери ээ тр 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 ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 266,33 + 141,28 = 407,61 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 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.

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий