Выбор параметров и анализ режимов электропередачи
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
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
= ∑(Рi/Рнб)2∙ti
tпотерь
= 122000+0,722500+0,522500+0,321760
= 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 4АС 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: 3АС
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: 3АС
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 МВА, 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.
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 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 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 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 /20000 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
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 ээ =Ипотери 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
Кå =
Кå вл + КГЭС + Кп/ст
1) Квл = ко· L
Квл = к0(400))· ℓ1 = 97∙630
= 43470 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн + Ктр + К
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 + Ктр 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.
Иå =Иå 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 τ л1·α t, где α t, = 1
ΔP л1= S2мах/ U2ном Rл = 1353,52 /7502
11,97 = 38,98 МВт
τ л1= (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 = Wгод/Рмах = 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)2.τ т + 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 + К
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.
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.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· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙ 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135
= 33,47 МВт
Wгод = 7,408∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 7,408∙106 /1340 = 5528
час.
τ л1= (0,124 + 5528/10000)2
·8760 = 4012,5 час
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)2.τ т + 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 23АС 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) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,46 кВ < UННдопmax =11,55кВ
2) UСНmax = 195,5≤ UСН = 228,731≤ UСНдопmax = 264,5кВ
3) UГдопmin =14,96
кВ < Uг = 15,104 кВ < UГдопmax =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) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,869 кВ < UННдопmax = 11,55кВ
2) UСН = 195,5< UСНmax = 227,826<UСНдопmax = 264,5кВ
3) UГдопmin =14,96 кВ < Uг = 15,135 кВ < UГдопmax = 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.
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) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,524 кВ < UННдопmax=11,55кВ
2) UСН = 195,5 кВ < UСН = 231,364 кВ < UСНдопmax= 264,5кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 16,04 кВ < UГдопmax=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
= Uсис2∙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′′л22
+ Q′′л22]∙
R2/ Uсис2 = 1151,85 - [1151,852 +
35,582]∙ 7,015/ 5102
Р′л2 = 1116 МВт
Q′л2 = Q′′л2 - [Р′′л22 +
Q′′л22]∙
Х2/ Uсис2 = -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 + 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.
Uнн = 11,045 < Umaxск = 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
- U2хх2∙Y1/2
= 323,75 - 497,8682∙1,862∙10-3/2 = 92,98 Мвар
Q′л1 = Q′′л1 + Q′′л12∙Х1/
U2хх2 = 92,28 + 92,282∙145/
497,8682 = 97,26 Мвар
Qл1 = Q′л1
- U12∙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.
Qг = Qл1 + Qл12∙Хт1/
U12 = 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∙ Uном2/Qр
= j∙ 5252/180 = j∙1531,25
Ом
Х1 = Zл1+Хс∙Хр/(Хс+Хр)=
9,08+ j∙145- j∙1074,11∙ j∙1531,25/(-j∙1074,11+j∙1531,25)
Х1 = 9,08
- j∙819,26 Ом
Zвнеш=Хс∙Х1/(Хс+Х1)
= - j∙1074,11∙[9,08-j∙819,26]
/(- j∙1074,11+ 9,08- j∙819,26)
Zвнеш = 0,511 - j∙819,26 Ом
Хd = Хd ∙Uном2/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 + Qл12∙Хт1/ U12 = 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∙
Uном2/(2∙Qр) = j∙ 5252/360 = j∙765,625
Ом
Х1 = Zл1+Хс∙Хр/(Хс+Хр)=
9,08+ j∙145- j∙1074,11∙ j∙1531,25/(-j∙1074,11+j∙765,625)
Х1 = 9,08
+ j∙2,811 Ом
Zвнеш=Хс∙Х1/(Хс+Х1)+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 = Хd ∙Uном2/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.
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.
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 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= (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 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= (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 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)2.τ т + 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)2.τ т + 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.