МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ 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

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 Р_п/ст = 600 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Р_резерв = 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 при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];

Е_н = 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 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;

t_потерь — время потерь.

t_потерь = ?(Р_i/Р_нб)²•t_i

t_потерь = 1²?2000+0,7²?2500+0,5²?2500+0,3²?1760 = 4008,4 час.

Вариант 1

Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).

I_расч = P_{max. л.}/(N•v3•U_ном•cosц)

I_расч = 1340_./(1•v3•750•0,99) = 1041,952 А

F_расч = I_расч/(n•j_расч)

F_расч = 1041,952/(4•1) = 260.488 мм²

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.

Т. о. выбираем провод 4? АС 400/93.

I_доп = 4•860 = 3440 А, где

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

3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км (одна цепь).

I_расч = P_{max. л.}/(N•v3•U_ном•cosц) = (P₀ — Р_пс)_./(N•v3•U_ном•cosц)

I_расч = 740_./(1•v3•500•0,98) = 871,917 А

F_расч = I_расч/(n•j_расч)

F_расч = 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.

I_доп = 3•730 = 2190 А

730 А — длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 (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):

I_расч = P_{max. л.}/(N•v3•U_ном•cosц)

I_расч = 1340_./(2•v3•500•0,99) = 781,464 А

F_расч = I_расч/(n•j_расч)

F_расч = 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.

I_доп = 3•730 = 2190 А

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

I_ав.пер. = 2• I_расч = 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

Р_расч = 1,15•1340 = 1541 МВт.

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ — 712/227 — 24.

Номинальные данные:

S_ном.г= 306 МВ? А, Р_{ном. г} = 260 МВт, U _ном = 15,75 кВ, cosц =0,85, Х_d = 1,653, Х_d' = 0,424, Х_d^" = 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 417 000/750 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 417 МВ•А, U_вн ном = 787/v3 кВ, U_нн ном = 15,75 кВ, Д Р_к = 0,8 МВт, ДР_х = 0,4 МВт, R_т = 0,96 Ом, Х_т = 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:

S_расч = Р_0./(1,4•cosц_п/ст) = 1340_./(1.4• 0,99) = 966,8 МВ•А Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 417 000/750/500 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 417 МВ•А, U_вн ном = 750/v3 кВ, U_сн ном = 500/v3 кВ, U_нн ном = 15,75 кВ, Д Р_к = 0,7 МВт, ДР_х = 0,28 МВт, Х_{т н} = 309 Ом, Х_{т в} = 55,1 Ом.

Расчётная мощность второй трансформации:

S_расч = Р_п/ст./(1,4 cosц_п/ст) = 600_./(1,4• 0,99) = 432,9 МВ•А Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 167 000/500/220 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 267 МВ•А, U_вн ном = 500/v3 кВ, U_сн ном = 230/v3 кВ, U_нн ном = 11 кВ, ДР_к = 0,325 МВт, ДР_х = 0,125 МВт, Х_{т н} = 113,5 Ом, Х_{т 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 = Р_п/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 итоге схема электрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:

Рис. 2.1 Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи.

Вариант 2

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1 000 000/500 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 1000 МВ•А, U_вн ном = 525 кВ, U_нн ном = 15,75 кВ, ДР_к = 2 МВт, ДР_х = 0,6 МВт, R_т = 0,55 Ом, Х_т = 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 Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи.

Выбор выключателей на РУ

В цепи генераторов: I _max = 260/(1,73•15,75• 0,85) = 11,213 кА ВВГ — 20 — 160 /20 000 У3

U _ном = 20 кВ, I _ном = 20 кА, I _откл = 160 кА

ОРУ 750 кВ: I _max = 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: I _max = 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: I _max = 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_? +И_? +У, где Е_н — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

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

К_? — капиталовложения в сеть;

И_? — издержки всей сети;

У — ущерб.

К_? = К_л + К_п/ст.

К_л = К_о· ?, где

Ко — удельная стоимость сооружения линий,

? — длина линии, км К_п/ст = К_ору + К_тр + К_ку + К_пч

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

К_ору = К_орувн + К_орусн

К_тр— капиталовложение трансформаторов, К_пч — 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 = И_а.о.р.л + И _{а.о р п/ст}

И_{?потери ээ} =И_{потери ээВЛ} + И_{потери тр}

И_{а.о.р.вл} = а_л· к_л

а_л — ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И_{потери ээ} = И_{потери 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 = Е_н· К + И

К = К _вл + К_ГЭС + К_п/ст

1) К_вл = к_о· L

К_вл = к_0(400))· ?₁ = 97•630 = 43 470 тыс. руб.

2) К_ГЭС = К_орувн + К_тр + К _пч

К_орувн = 3· 700 = 2100 тыс. руб.

К_тр = 2•1980 = 3960 тыс. руб.

К_пч = 6800 тыс. руб.

К_ГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12 860 тыс. руб.

3) К_п/ст = К_{ору вн 750} + К_тр 750 + К _пч 750

К_{ору вн 750} = 3· 700 = 2100 тыс. руб.

К_тр 750 = 2•2150 = 4300 тыс. руб.

К_п/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13 200 тыс. руб.

Тогда К = 48 500 + 12 860 + 13 200 = 74 560 тыс. руб.

И =И _а.о.р. + И _{потери ээ}

И _а.о.р. = И _{а.о.р.вл} + И _{а.о.р. ГЭС} + И _{а.о.р.н/ст}

И _{а.о.р.вл} = 0,028· 43 470 = 1217,16 тыс. руб.

И _{а.о.р. ГЭС} = 0,078· 12 860 = 1003,08 тыс. руб.

И _{а.о.р.п/ст} = 0,084· 13 200 = 1108,8 тыс. руб.

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

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ДW_л1 = ДР _л1 ф _л1· б _t, где б _t, = 1

ДP _л1= S²_мах/ U²_ном R_л = 1353,5² /750² 11,97 = 38,98 МВт

ф _л1= (0,124 + Т_мах./10 000)² 8760

W_год= 1340•2000 +1340•0,7•2500 +1340•0,5•2500 +1340•0,3•1760 = 7,408•10⁶ МВт· ч Т_мах = W_год/Р_мах = 7,408•10⁶/1340 = 5528 час.

ф _л1= (0,124 + 5528/10 000)² · 8760 = 4012,59 час ДW _л1= 38,98 · 4012,59 = 156 410,8 МВт· ч ДW_{кор л1} = 160•630 = 100 800 МВт· ч

И_{потери ээ ВЛ}= З^I•ДW_л1 + З^II•ДW_{кор л1} = 2•10^-2•156 410,8 + 1,75•10^-2•100 800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:

И_{потери ээ тр} = З^I•ДР_к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².ф _т + З^II•ДР _х.х · 8760

1) Т 750/10:

И_{потери ээ тр 750/10} = 2•10^-2•½•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:

И_{потери ээ тр 750/500} = 2•10^-2•½•0,7•(1353,5_./1251)²• 4012,59 + 1,75•10^-2•2· 0,28•8760 = 118,73 тыс. руб.

И_{потери ээ тр У} = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

И_{потери ээ У} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр У}

И_{потери ээ У} = 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 = щ•Т_в•(Р_нб — Р_рез)•е_н•У_ов

щ = 0,2•10^-2•630 = 1,26

е_н = (Р_нб — Р_рез)/Р_нб = (1340 — 470)/1340 = 0,649

Т_в = 1,7•10^-3

У_ов = 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 = Е_н· К + И + У З₁ = 0,12· 74 560+ 8500,19 + 5442,47 = 22 889,86 тыс. руб.

Схема 2

З = Е_н· К + И + У К = К _л1 + К_ГЭС

1) К_л1 = 2•к_0(500))· ?₁ = 2•49,9•630 = 62 874 тыс. руб.

2) К_ГЭС = К_орувн + К_тр + К _пч

К_орувн = 6· 260 = 1560 тыс. руб.

К_тр = 2•932 = 1864 тыс. руб.

К_пч = 2400 тыс. руб.

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

Тогда К = 62 874 + 5824 = 68 698 тыс. руб.

И =И _а.о.р. + И _{потери ээ}

И _а.о.р. = И _{а.о.р.вл} + И _{а.о.р.ору вн ГЭС}

И _{а.о.р.вл} = 0,028· 62 874 = 1760,472 тыс. руб.

И _{а.о.р. ГЭС} = 0,078· 5824 = 454,272 тыс. руб.

И _а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ДW_л1 = ДР _л1· ф _л1 · б _t, где б _t, = 1

ДP _л1= (S²_мах/ U²_ном)• 0,5R_л = 1353,5² /500² · 0,5·9,135 = 33,47 МВт

W_год = 7,408•10⁶ МВт· ч Т_мах = W_год/Р_мах = 7,408•10⁶ /1340 = 5528 час.

ф _л1= (0,124 + 5528/10 000)² · 8760 = 4012,5 час ДW _л1= 33,47 · 4012,5 = 134 298,37 МВт· ч ДW_{кор л1} = 2•60•630 = 75 600 МВт· ч

З^I = 2 коп/(кВт•час), З^II = 1,75 коп/(кВт•час) И_{потери ээ ВЛ}= З^I•ДW_л1 + З^II•ДW_{кор л1} = 2•10^-2•134 298,37+ 1,75•10^-2•75 600 = 4008,97 тыс. руб.

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

И_{потери ээ тр} = З^I•ДР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².ф _т + З^II•ДР _х.х · 8760

И_{потери ээ тр} = 2•10^-2•½•2(1353,5_./2000)²•4012,5+1,75•10^-2•2•0,6· 8760 = 220,714 тыс. руб.

И_{потери ээ У} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр}

И_{потери ээ У} = 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· 68 698 + 6444,428 = 14 688,188 тыс. руб.

Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2

З₁ = 22 889,86 тыс. руб_.. З₂ = 14 688,188 тыс. руб.

Оценим эту разницу в %: е = (22 889,86 — 14 688,188) · 100% /22 889,86 = 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:

R_л1 = К_R•?•r₀ = [1 — (0,664)²/3]•630•0,029 = 15,58 Ом

X_л1 = К_Х•?•x₀ =[1 — (0,664)²/6]•630•0,308 = 179,78 Ом

В_л1 = К_В•?•b₀ =[1 + (0,664)²/12]•630•3,6•10-⁶ = 2,351 •10-³ См

Где 0,664 = в₀•?, где? = 630 км и

Линия 23АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

R_л1 = К_R•?•r₀ = [1 — (0,443)²/3]•420•0,029 = 11,38 Ом

X_л1 = К_Х•?•x₀ =[1 — (0,443)²/6]•420•0,308 = 125,13 Ом В_л1 = К_В•?•b₀ =[1 + (0,443)²/12]•420•3,6•10-⁶ = 1,537•10-³ См Где 0,443 = в₀•?, где? = 420 км.

3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

Произведём расчёт линии 2.

Произведём проверку режима:

1) U_ННдоп^min = 10,45кВ НН = 10,46 кВ < U_ННдоп^max =11,55кВ

2) U_СН^max = 195,5? U_СН = 228,731? U_СНдоп^max = 264,5кВ

3) U_Гдоп^min =14,96 кВ < U_г = 15,104 кВ < U_Гдоп^max =16,54 кВ

4) cosц_г = 0,956 > cosц_гном = 0,85

5) k_з1 = 124,5% >20%; k_з2 = 197,49% >20%

k_з1 = (Р_пр1 — Р₀)/ Р₀ = (U₁•U₂/X_л1 — Р₀)/Р₀ = (525•515/89,89 — 1340)/1340 = 124,5%

k_з2 = (Р_пр2— Р₀)/ Р₀ = (U₂•U_сис/X_л2— Р_сис)/Р_сис = (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 167 000/500/220 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) U_ННдоп^min = 10,45кВ НН = 10,869 кВ < U_ННдоп^max = 11,55кВ

2) U_СН = 195,5< U_СН^max = 227,826СНдоп^max = 264,5кВ

3) U_Гдоп^min =14,96 кВ < U_г = 15,135 кВ < U_Гдоп^max = 16,54 кВ

4) cosц_г = 0,98 > cosц_гном = 0,85

5) k_з1 = 245,9% >20%; k_з2 = 838%>20%

k_з1 =(Р_пр1 — Р₀)/ Р₀ = (U₁•U₂/X_л1 — Р₀)/Р₀ =(500•500/179,78 — 402)/402 = 245,9%

k_з2 = (Р_пр2— Р₀)/ Р₀ =(U₂•U_сис/X_л2— Р_сис)/Р_сис=(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 (P_c=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U₁ = 1,05•U_ном = 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) U_ННдоп^min = 10,45кВ НН = 10,524 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2) U_СН = 195,5 кВ < U_СН = 231,364 кВ < U_СНдоп^max= 264,5кВ

3) U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 16,04 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4) cosц_гном = 0,961 > cosц_гном = 0,85

5) k_з1=64,27% >20%; k_з2=509%>20%

k_з1 =(Р_пр1 — Р₀)/ Р₀ = (U₁•U₂/X_л1 — Р₀)/Р₀ =(525•490/87 -1800)/1800 = 64,27%

k_з2 = (Р_пр2— Р₀)/ Р₀ =(U₂•U_сис/X_л2— Р_сис)/Р_сис=(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 Р_{системы} = 1,05•Р_п/ст = 1,05•1100 = 1155 МВт, U_сис = 510 кВ Р?_л2 = Р_{системы} — ДР_к2/2 = 1155 — 6,3/2 = 1151,85 МВт

Q?_л2 = Q?_з2/2 = U_сис²•Y₂/2 = 474,42 Мвар

Определим значение Q?_л2, при котором U₂ будет не более 500 кВ.

Q?_л2 = [(U_сис — U₂)• U_сис — 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•(U_сис/525)² = 509,58 Мвар

Q?_л2 = 474,42 — 509,58 = - 35,58 Мвар Р?_л2 = Р?_л2 — [Р?_л2² + Q?_л2²]• R2/ U_сис² = 1151,85 — [1151,85² + 35,58²]• 7,015/ 510²

Р?_л2 = 1116 МВт

Q?_л2 = Q?_л2 — [Р?_л2² + Q?_л2²]• Х2/ U_сис² = -35,58 — [1151,85² + 35,58²]• 66,82/ 510²

Q?_л2 = - 376,75

U₂ = U_сис — (Р?_л2•R2+ Q?_л2•X2)/ U_сис = 510 — (1151,85 •7,015- 35,58 •66,82)/510

U₂ = 498,86 кВ.

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Р_ат = Р?_л2 — ДР_к2/2 = 1116 — 6,3/2 = 1112,85 МВт

Q_ат = Q?_л2 + U₂²•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.

U_нн = 11,045 < U^max_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 (в₀•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

Q_р= 2•180• (U_2хх/525) ² = 2•180• (497,868/525) ² = 323,75 Мвар

Q?_л1 = Q_р — U_2хх²•Y₁/2 = 323,75 — 497,868²•1,862•10-³/2 = 92,98 Мвар

Q?_л1 = Q?_л1 + Q?_л1²•Х₁/ U_2хх² = 92,28 + 92,28²•145/ 497,868² = 97,26 Мвар

Q_л1 = Q?_л1 — U₁²•Y₁/2 = 97,26 — 525²•1,862•10-³/2 = -159,35 Мвар Для уменьшения U_г ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3•РОДЦ — 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Тогда Q_л1 = -159,35 + 180 = 20,65 Мвар.

Q_г = Q_л1 + Q_л1²•Х_т1/ U₁² = 20,65 + 20,65²•61,3/525² = 20,745 Мвар

I_г = 0,764 кА < I_г ном = 10,997 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = 1/[j•Y₁/2] = 1/[ j•1,862•10-³/2] = - j•1074,11 Ом Х_р = j• U_ном²/Q_р = j• 525²/180 = j•1531,25 Ом

Х₁ = Z_л1+Х_с•Х_р/(Х_с+Х_р)= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•1531,25)

Х₁ = 9,08 — j•819,26 Ом

Z_внеш=Х_с•Х₁/(Х_с+Х₁) = - j•1074,11•[9,08-j•819,26] /(- j•1074,11+ 9,08- j•819,26)

Z_внеш = 0,511 — j•819,26 Ом Х_d = Х_d •U_ном²/S_ном + j•Х_т1= j•1,31•500²/353 + j•61,3 = j 989 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

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

Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов в начале головной линии.

Тогда Q_л1 = -159,35 + 360 = 200,65 Мвар.

Q_г = Q_л1 + Q_л1²•Х_т1/ U₁² = 200,65 + 200,65 ²•61,3/525² = 209,6 Мвар Напряжение генератора находится в допустимых пределах.

I_г =8,04 кА < I_г ном = 10,997 кА

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

Х_с = 1/[j•Y₁/2] = 1/[ j•1,862•10-³/2] = - j•1074,11 Ом Х_р = j• U_ном²/(2•Q_р) = j• 525²/360 = j•765,625 Ом

Х₁ = Z_л1+Х_с•Х_р/(Х_с+Х_р)= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•765,625)

Х₁ = 9,08 + j•2,811 Ом

Z_внеш=Х_с•Х₁/(Х_с+Х₁)+j•Х_т1= - j•1074,11•[9,08 + j•2,811] /(- j•1074,11+ 9,08 + j•2,811)

Z_внеш = 3,473 — j•1738+ j•61,3 = 0.511 — j•1677

Х_d = Х_d •U_ном²/S_ном = 1,31•500²/353 = 927,76 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. X_d = 989 вн = 1677Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

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, P_C, Q_C берем из предыдущего режима:

U₂=497,87кВ, P_C=559,3МВт, Q_C=10,56Мвар

U_1хх = U₂/cos (в₀•?) = 498,86 /cos (1,052•10-³•500•180/3,14) = 575,69 кВ.

Необходимо, чтобы U_1хх? 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы. Y_р = 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 = U_1хх²•Y₁/2 — Q_р = 519,71²•1,862•10-³/2 — 180 = 71,46 Мвар

Q?_л1 = Q?_л1 — Q?_л1²•Х₁/U_1хх²= 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 Р_пс = Р_сис = 1112,85 МВт

Q_сис = 77,1 Мвар

Q_ат = Q₂ + Q_сис = 300,4 + 77,1 = 377,5 Мвар

U?₂ = U₂ — Q_ат•Х_т2/ U₂ = 498,87 — 377,5 •19,9/498,87 = 483,81 кВ

U_сн = U?₂/К_тр = 483,81•230/500 = 222,55 кВ

Q?_ат = Q_ат — [Р_сис ² + Q_ат ²]• Х_т2/ U₂²= 377,5 — [1112,85 ² + 377,5 ²]•19,9/ 498,87²

Q?_ат = 267 Мвар

Q?_нн = Q?_ат — Q_атс = 267 — 221,334 = 45,67 Мвар

U_нн = [U?₂ — Q?_нн •Х_тн2/ U?₂]•11/500 = [483,81 — 45,67•37,8/483,81]•11/500 =10,56 кВ

Q_нн = Q?_нн — Х_тн2•(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-60 000/500

Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.

З = Е_н· К + И

К = К _л1 + К _л2 + К_ГЭС + К_П/СТ

1) К_л1 = 2•к_0(500))· ?₁ = 2•63,5•500 = 63 500 тыс. руб.

2) К_л2 = 2•к_0(300))· ?₂ = 2•48,4•450 = 43 560 тыс. руб.

3) К_ГЭС = К_орувн + К_тр + К _пч

К_орувн = 6· 260 = 1560 тыс. руб.

К_тр = 4•705 = 2820 тыс. руб.

К_пч = 4100 тыс. руб.

К_ГЭС = 1560 + 2820+ 4100 = 8480 тыс. руб.

4) К_П/СТ = К_{ОРУ ВН} + К_{ОРУ СН} + К_ТР + К _пч + К_КУ

К_{ОРУ ВН} = 260•6 =1560 тыс. руб.

К_{ОРУ СН} = 110•12 =1320 тыс. руб.

К_ТР = 2•1260 = 2520 тыс. руб.

К _пч = 2800 тыс. руб.

К_КУ = К_Р + К_СК

К_КУ = 380•8 + 1150 = 4190 тыс. руб.

К_П/СТ = 1560 + 1320 + 2520 + 2800 + 4190 = 12 390 тыс. руб.

Тогда К = 63 500 +43 560+ 8480 + 12 390 = 127 930 тыс. руб.

И =И _а.о.р. + И _{потери ээ}

И _а.о.р. = И _{а.о.р.вл} + И _{а.о.р.ору вн ГЭС} + И _{а.о.р.п/ст}

И _{а.о.р.вл} = 0,028· (63 500 +43 560) = 2997,7 тыс. руб.

И _{а.о.р. ГЭС} = 0,078· 8480 = 661,44 тыс. руб.

И _{а.о.р.п/ст} = 0,084•12 390 = 1040,76 тыс. руб.

И _а.о.р = 2997,7 + 661,44 + 1040,76 = 4699,9 тыс. руб.

И_{потери ээ У} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр}

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

а) в линии 1:

ДW_л1 = ДР _л1· ф _л1 · б _t, где б _t, = 1

ДP _л1= (S²_мах/ U²_ном)• 0,5R_л = 2347² /500² · 5 = 110,17 МВт

W_год = 1,294•10⁷ МВт· ч Т_мах = W_год/Р_мах = 1,294•10⁷/2300 =5626 час.

ф _л1= (0,124 + 5626/10 000)² · 8760 = 4129,6 час ДW _л1= 110,17 · 4129,6 = 454 950 МВт· ч ДW_{кор л1} = 2•35•500 = 35 000 МВт· ч

И_{потери ээ ВЛ1} = З^I•ДW_л1 + З^II•ДW_{кор л1} = 2•10^-2•454 950+ 1,75•10^-2•35 000 =

9711,5 тыс. руб.

б) в линии 2:

ДW_л1 = ДР _л1· ф _л1 · б _t, где б _t, = 1

ДP _л1= (S²_мах/ U²_ном)• 0,5•R_л = 1224² /500² · 7,015 = 42,04 МВт

Т_мах = 5626 час.

ф _л2= 4129,6 час ДW _л1= 42,04 · 4129,6 = 173 608 МВт· ч ДW_{кор л1} = 2•60•450 = 54 000 МВт· ч

З^I = 2 коп/(кВт•час), З^II = 1,75 коп/(кВт•час) И_{потери ээ ВЛ2} = З^I•ДW_л1 + З^II•ДW_{кор л1} = 2•10^-2•173 608+ 1,75•10^-2•54 000 =

4417,2 тыс. руб.

Тогда И_{потери ээ ВЛ} = И_{потери ээ ВЛ1} + И_{потери ээ ВЛ2} =9711,5 + 4417,2 =14 128,66 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

И_{потери ээ тр ГЭС} = З^I•ДР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².ф _т + З^II•ДР _х.х · 8760

И_{потери ээ тр ГЭС} = 2•10^-2•¼•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:

И_{потери ээ тр п/ст} = З^I•ДР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².ф _т + З^II•ДР _х.х · 8760

И_{потери 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.

И_{потери ээ тр} = И_{потери ээ тр ГЭС} + И_{потери ээ тр п/ст} = 266,33 + 141,28 = 407,61 тыс. руб.

И_{потери ээ У} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр} = 14 128,66 + 407,61 = 14 536,27 тыс. руб.

И_? = И_?а.о.р.+ И_{?потери ээ}

И_? = 4699,9 + 14 536,27 = 19 236,2 тыс. руб.

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

З = Е_н· К + И

З = 0,12· 127 930+ 19 236,2 = 34 587,8 тыс. руб.

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети:

С = И /W_год

С = 19 236,2 /1,294•10⁷ = 1,5 руб./МВт· ч = 0,15 коп/кВт•ч

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.