Проектирование дальней электропередачи сверхвысокого напряжения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    2,02 Мб
  • Опубликовано:
    2015-09-21
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Проектирование дальней электропередачи сверхвысокого напряжения

Содержание

Введение

. Расчет погонных, волновых параметров и натуральной мощности ЛЭП

. Расчёт режима наибольшей передаваемой мощности

. Расчёт наименьшей передаваемой мощности

. Расчет величины максимальной напряженности электрического поля на проводах средней фазы

. Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов и автотрансформаторов для установки их на концевых подстанциях

. Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН

7. Расчет установившихся режимов

8. Разработка схем распределительных устройств

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение


В качестве исходных данных к заданию приводятся возможная типовая схема одноцепной электропередачи сверхвысокого напряжения (СВН) (рис. 1). Схема представляет собой электропередачу от удаленной электростанции в приемную систему (связь с приемной системой осуществляется через автотрансформатор (АТ) связи).

Для схемы предполагается, что передающий конец электропередачи находится слева (со стороны U1), приемный конец-справа (со стороны U2).

Рис. 1. Типовая схема электропередачи

Для схемы №1 в качестве источника питания предлагается рассматривать ГЭС, что позволяет упростить расчеты за счет возможности поддержания неизменным напряжения в начале линии. Это становится возможным благодаря применению на генераторах ГЭС регуляторов возбуждения сильного действия.

В качестве исходных данных к курсовому проекту, помимо номера схемы, заданы:

-       Uном = 500 кВ - номинальное напряжение ЛЭП;

-       L = 510 км - длина ЛЭП;

-       Рнб = 1150 МВт - наибольшая передаваемая мощность в зимний период;

-       Рнм = 0,3*1150 = 345 МВт - наименьшая мощность, передаваемая летом (в долях от Рнб);

-       Марка и количество расщепленных проводов в фазе 3х400/51;

-       а= 50см =0,5 м - шаг расщепления;

-       Dмф=11,0 м - расстояние между фазами;

-       m=0,88 - коэффициент гладкости проводов

-       δ =1,02- относительная среднегодовая плотность воздуха;

-       tя=-10°С - среднемесячное значение температуры в январе;

-       tи=+25°С - среднемесячное значение температуры в июле;

-       Tнб=5750 ч - время использования максимальной нагрузки электропередачи;

-       Cosφ =0,94 - коэффициент мощности на шинах приёмной системы (в режимах передачи наибольшей и наименьшей мощности);

-       Qизб =280 Мвар - максимальная величина избыточной реактивной мощности, которую может принять система в режиме передачи наименьшей мощности.

1. Расчет погонных, волновых параметров и натуральной мощности ЛЭП


Определим среднегеометрическое расстояние между проводами фаз:

Среднегеометрическое расстояние между проводами фаз А, В и С при их произвольном положении определяется как:

Dcp =

Для одноцепных ЛЭП 330-1150 кВ основное применение нашли портальные опоры, таким образом, формула для расчета среднегеометрического расстояния между проводами примет вид:

= =  = 11* = 13,86 м

Определим радиус расщепления

=  =  = 28,87 см

Определим эквивалентный радиус:

Учет расщепления осуществляется заменой радиуса единичного провода эквивалентным радиусом расщепления фазы:

экв = Rp = 28.87 = 14.52 см, где

Рассчитываем погонные параметры ЛЭП.

Определим ёмкость средней фазы:

Ср =  =  = 0,01277 мкф/км

Определяем удельное индуктивное сопротивление

х0 = 0,1445log +  = 0.1445 +  = 0.291Ом/км

Определяем удельную ёмкостную проводимость

=  =  =3.83*10-6 См/км

Определим удельное активное сопротивление

Для АС 400/51 ,

таким образом, для трёх проводов в одной фазе:

,

Рассчитаем волновые параметры ЛЭП.

Волновое сопротивление линии, определяющее волновые свойства ЛЭП:

zb =  =

Постоянная распространения электромагнитной волны:

γ = = = α +jβ,

где α - коэффициент затухания;

β - коэффициент изменения фазы.

Для идеализированной линии:=0, g0 =0

=  =  = 275.64 Ом

β0 =  =  = 1.056*10-3 рад/км = 0,0605 град/км

Волновая длина линии, определяющая пропускную способность ЛЭП:

λ = β0 L = 0,0605*510 = 30,85

Натуральная мощность линии, определяющая пропускную способность ЛЭП:

Р нат =  =  = 907 МВт

2. Расчёт режима наибольшей передаваемой мощности


Расчётное напряжение

=U2=Uнб расч = 1,04 Uном =1,04*500 = 520 кВ

Базисная мощность

Sбаз =  =  = 981 МВА

Наибольшая передаваемая мощность в зимний период:

=  =  = 1,17

Реактивная мощность в конце линии:

 = -ctgλ +  = -ctg 30.85 +  = 0.11

Реактивная мощность в начале линии при kU = 1

 =

Строятся эпюры напряжения, тока и реактивной мощности вдоль линии. Для этого используются уравнения длинной линии в относительных единицах:

Ux= U2[cos (β0lx) + sin(β0lx)+j sin (β0lx)]

Ix =  [cos (β0lx) + j sin(β0lx) - cos(β0lx)]

Qx = Im( Ix)

С учётом базисных величин:

баз= U2 = 520 кВбаз= Iнат =  =  = 1,09 кА

 = cos (β0lx) + sin(β0lx)+j sin (β0lx)

 = cos (β0lx) + j(β0lx) - cos(β0lx)

 = Im()

 = cos (0.0605*210) +0.11 sin(0.0605*210)+j *1.17*sin (0.0605*210) =1,015∟6,0 o.e.

 = 1.17cos (0.0605*210) + j*sin(0.0605*210) - 0.11*cos(0.0605*210) = 0.700∟6,0 o.e.

 = Im(0.915∟0.6*0.9∟-0.6) = Im(0.824+j*0) = 0 о.е.

Остальные результаты приведём в таблице 1.

Таблица 1

L(x)

0

105

210

315

420


модуль

фаза

модуль

фаза

модуль

фаза

модуль

фаза

модуль

фаза

U(x)/U2

1

0

1,011

3,1

1,015

6,0

1,011

9,2

1

13,8

I(x)/Iнат

0,683

-4,5

0,694

0,6

0,700

6,0

0,694

12,6

0,683

18,3

Q(x)

0,1

0,048

0

-0,048

-0,1


По результатам вычислений строим эпюру распределения напряжения.

Рис. 1. Эпюра распределения напряжения

Рис. 2. Эпюра распределения тока

Рис. 3. Эпюра распределения реактивной мощности

Средний квадратичный ток

сркв =

 =  = =0.697 о.есркв = Iнаг =1,09*0,697 = 0,76 кА

По заданной температуре определяем погонное активное сопротивление:

r0янв = r0 (1+0.004*(tянв-20)) = 0,024*(1+0,004*(-10-20)) = 0,021 Ом/км

Рассчитаем потери активной мощности

∆Рне = 3r0L = 3*0.762*0.021*510 = 18.56 мВт

Оценим полученные потери в процентах от передаваемой мощности

∆Рне,% =  *100% =  *100% = 1,61%

3. Расчёт наименьшей передаваемой мощности


Расчётное напряжение

=U2=Uном= 500 кВ

Базисная мощность

баз =  =  = 907 МВАбаз = Iнат =  =  = 1.05кА

Наибольшая передаваемая мощность в зимний период:

=  =  = 0,17

Реактивная мощность в конце линии:

 = -ctgλ +  = -ctg 30.85 +  = 0.27

Реактивная мощность в начале линии при kU = 1

 =

Строятся эпюры напряжения, тока и реактивной мощности вдоль линии. Для этого используются уравнения длинной линии в относительных единицах:

Ux= U2[cos (β0lx) + sin(β0lx)+j sin (β0lx)]

Ix =  [cos (β0lx) + j sin(β0lx) - cos(β0lx)]

Qx = Im( Ix)

С учётом базисных величин:

баз= U2 = 520 кВбаз= Iнат =  =  = 1,05 кА

 = cos (β0lx) + sin(β0lx)+j sin (β0lx)

 = cos (β0lx) + j(β0lx) - cos(β0lx)

 = Im()

Остальные результаты приведём в таблице 2.

Таблица 2

L(x)

0

105

210

315

420


модуль

фаза

модуль

фаза

модуль

фаза

модуль

фаза

модуль

фаза

U(x)/U2

1

0

1,022

3,1

1,03

2,8

1,022

4,4

1

7,0

I(x)/Iнат

0,379

-16,7

0,385

-10

0,39

2,8

0,385

14,0

0,379

23,0

Q(x)

0,194

0,096

0

-0,096

-0,194


По результатам вычислений строим эпюру распределения напряжения.

Рис. 4. Эпюра распределения напряжения

Рис. 5. Эпюра распределения тока

Рис. 6. Эпюра распределения реактивной мощности

Средний квадратичный ток

сркв =

 =  = =0.49 о.есркв = Iнаг =1,05*0,49 = 0,51 кА

По заданной температуре определяем погонное активное сопротивление:

июл = r0 (1+0.004*(tиюл-20)) = 0,024*(1+0,004*(25-20)) = 0,024 Ом/км

Рассчитаем потери активной мощности

∆Рнм = 3r0L = 3*0.512*0.024*510 = 9,55 мВт

Оценим полученные потери в процентах от передаваемой мощности

∆Рнм,% =  *100% =  *100% = 2,8%

4. Расчет величины максимальной напряженности электрического поля на проводах средней фазы


Значения максимальной напряженности ограничиваются допустимыми значениями, исключающими возникновения общего коронирования проводов и интенсивных радиопомех.

Рассчитаем величину максимальной напряженности электрического поля на проводах средней фазы:

Наибольшее значение напряжения по расчетам п.2 и п.3:

=1,011Uнб расч = 1,011*520 = 525,72 кВ

Максимальная напряженность электрического поля рассчитывается по формуле:

 = 14,7* = 26,85 кВ/см

у - коэффициент, учитывающий усиление напряженности вследствие влияния зарядов соседних проводов расщепленной фазы,

у = 1+(n-1) * = 1+(3-1) * =1.08


Рассчитаем наибольшую допустимую напряженность, по условию ограничения радиопомех:

 = 31,1-17,4*lg(rпр) = 31,1-17,4* lg(1,225) = 29,83 кВ/см

Рассчитаем начальную напряженность общего коронирования провода с гладкой чистой поверхностью:

Ен = 24,5δ(1+) = 24,5*1,02*(1+) = 36,94 кВ/см

Рассчитаем наибольшую допустимую напряжённость:

 = 0,9mEн = 0,9*0,88*36,94 = 29,25 кВ/см

Таким образом, получаем:


Рассматриваемая конструкция фазы может быть применена, так как ограничение напряженности электрического поля по условию радиопомех превышает максимальную напряженность средней фазы.

5. Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов и автотрансформаторов для установки их на концевых подстанциях


Выбор трансформаторов на электрической станции и промежуточной подстанции производится в соответствии с выбранным номинальным напряжением ЛЭП СВН и шкалой номинальных напряжений в соответствии с заданными генерируемыми и потребляемыми мощностями. На электрической станции следует принять блочную схему.

Выбирают на станции 4 генератора марки CВФ-990/230-36 Характеристика представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Характеристики генератора

Тип

P, МВт

Q, Мвар

КПД,%

U, кВ

cos

СВФ -990/230-36

300

183

15,75

98,2

0,85


Условия выбора блочного трансформатора

) ;

) ;

) ,

Где

,

,

% = 7,8% (таблица 1.6 [2])

потери на собственные нужды электростанции.

Для блоков с генераторами ТВВ-300-2, потери на собственные нужды составляют согласно

,

,

;

Номинальная мощность трансформатора в блоке с генератором СВФ-990/230-36 будет равна

.

Выбирают трансформатор 3хОРЦ-417000/500/20.

Таблица 4 - Параметры трансформатора

Тип

Sном

Uном, кВ

Потери, кВт


МВА

ВН

НН

Px

3хОРЦ-417000/500/20

1251000

500

20

400

800


6. Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН


Отличительной особенностью расчета режимов электропередач, содержащих ЛЭП СВН значительной протяженности (более 300 км), является необходимость учета распределенности параметров этих линий по длине. Для этого линия разбивается на участки длиной порядка 50-100 км, составляется расчетная схема каждого участка (рисунок 5.1), параметры которой определяются по формулам:

;

;

,

где l - длина участка ЛЭП СВН, Nц - число параллельных цепей линии, R0, X0, b0 - соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления и емкостная проводимость линии.

Активная проводимость линии, определяемая в основном потерями на корону, при расчетах режимов не учитывается.

Удельные характеристики линии определяются по формулам

;

;

,

где ω - угловая частота, ρ - удельное сопротивление проводов (алюминия), - среднегеометрическое междуфазовое расстояние.

 Мвар/км;

 Ом/км;

 Ом/км;

 См/км.

Рис. 7. Расчетная схема одного участка ЛЭП СВН

Рассматривают участок от узла "А" (ТЭС) до ПС1.

Ом;

Ом;

См.

Важнейшими элементами электропередачи СВН являются трансформаторы и автотрансформаторы: повышающие трансформаторы электрических станций, автотрансформаторы связи распределительных устройств различных классов напряжения электрических станций, и автотрансформаторы (трансформаторы) потребительских подстанций.

Двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения представляются в расчетных схемах дальних электропередач схемой, приведенной на рисунке RТВ, RТН и XТВ, XТН - соответственно активные и индуктивные сопротивления обмоток высшего и низшего напряжений трансформатора (автотрансформатора), а КТВН - коэффициент трансформации обмоток высшего-низшего напряжений, определяемые по номинальным напряжениям соответствующих обмоток.

Рис. 8. - Расчетная схема двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН

Данные по трансформаторам сведены в таблицу 4.

Таблица 4 - Данные трансформаторов

Тип трансформатора


Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

кВ

кВ

кВ

3хОРЦ-533000/500

0,96/3

-

-

69,3/3

-

-

20(24)

2×(3хАОДЦТН-417000/500/330)

0,49/2

0,49/2

1,36/2

59,1/2

0

98,5/2

10,5


Проанализировав параметры и схемы отдельных элементов электропередачи, составляют общую расчетную схему, в которой фигурируют все входящие в электропередачу элементы.


Рис. 9 - Расчетная схема электропередачи

Таблица 5. Нагрузочные потери активной мощности и электроэнергии

Тип режима


по среднеквадратичному току линии

по параметрам П-образной схемы замещения

по среднеквадратичному току линии

по параметрам П-образной схемы замещения

НБ

86,154

87,826

448000,8

456695,2

СР

35,592

34,307

53388

51460,5

НМ

13,784

14,064

28395,04

28971,84




529783,84

537127,54


Таблица 6. Потери на корону

Тип погоды

Тип режима

по среднеквадратичному напряжения

по справочным данным

Снег

НБ

19023,67 19900,659 20002,265

22050


СР




НМ



Дождь

НБ

47106,23 49277,823 49529,418

54600


СР




НМ



Изморозь

НБ

65948,722 68988,952 69341,185

76440


СР




НМ



Хорошая

НБ

18535,215 19389,686 19488,683

21483,84


СР




НМ






174573,84


Таблица 7. Потери от токов утечки по поверхности изоляторов ВЛ

Тип погоды

Снег

246,75

Дождь

1512

Изморозь

115,15

Хорошая

914,62


2788,52


Суммарные потери электроэнергии:

а) 707146,2

б) 714489,9

электропередача напряженность трансформатор фаза

Рис. 10

Анализ графика

Вывод:

. Определение нагрузочных потерь активной мощности и электроэнергии для каждого периода нагрузки:

а) по среднеквадратичному току линии

б) по параметрам П-образной схемы замещения

. Определение потерь на корону для каждого периода нагрузки и каждого периода погоды:

а) по среднеквадратичному напряжению

б) по справочным данным

. Учет токов утечки по изоляторам воздушных линий

. Суммарные годовые потери

 

. Расчет установившихся режимов


Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах электропередачи, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения.

При исследовании условий передачи мощности по дальней электропередаче необходимо провести расчеты основных режимов, которые могут возникнуть в процессе ее эксплуатации.

Схема для расчетов установившихся режимов приведена на рисунке 11.

Для рассматриваемой электропередачи следует рассмотреть следующие режимы:

максимальная генерация мощности на ТЭС при минимальном потреблении на подстанции (режим 1);

максимальная генерация мощности на ТЭС при максимальном потреблении мощности на подстанции (режим 2);

отключение двух блоков на ТЭС при минимальном потреблении на подстанции (режим 3);

отключение двух блоков на ТЭС при максимальном потреблении на подстанции (режим 4);

отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении на подстанции (режим 5);

отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении на подстанции (режим 6).

Расчёт режимов работы электропередачи произведём на ЭВМ при помощи специализированной программы "Энергия".

Результаты расчета сведены в таблице 8.

Таблица 8 - Напряжения в узлах в различных режимах без установленных шунтирующих реакторов

№ узла Режим

Напряжение в узлах, кВ


1

4

5

30(2)

31

29

9

8

3

1 - максимальная генерация на ГЭС при максимальной нагрузке на В

787

805

819

827

828

821

805

784

780

2 - максимальная генерация на ГЭС при минимальной нагрузке на В

787

805

819

827

826

819

803

790

782

3 - отключение одного блока на ГЭС при максимальной нагрузке на В

787

809

825

834

835

827

810

795

792

4 - отключение одного блока на ГЭС при минимальной нагрузке на В

787

810

826

836

836

827

809

787

780

5 - отключение одного блока на ГЭС и отключение одной цепи ЛЭП при максимальной нагрузке

787

795

803

812

816

812

799

796

790

6 - отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при минимальной нагрузке на ПС1 (необходимо оставить в работе только 3 реактора)

787

794

802

810

811

806

794

790

787


По заданию проекта на шинах СВН подстанции В и приёмной системы необходимо поддерживать напряжение в пределах 500 кВ.

Из таблицы видно, что напряжение на шинах В во всех режимах превышает установленный предел.

Необходимо на шинах СВН подстанции установить шунтирующие реакторы для компенсации зарядной мощности линии с целью уменьшения напряжения.

Таблица 9 - Напряжения в узлах в различных режимах с установленными шунтирующими реакторами

№ узла Режим

Напряжение в узлах, кВ


1

4

5

30(2)

31

29

9

8

3

1 - максимальная генерация на ТЭС при максимальной нагрузке на В

787

785

778

768

780

784

780

769

755

2 - максимальная генерация на ТЭС при минимальной нагрузке на ПС1

787

785

778

767

777

781

778

767

765

3 - отключение одного блока на ТЭС при максимальной нагрузке на ПС1

787

789

786

776

787

791

785

772

767

4 - отключение одного блока на ТЭС при минимальной нагрузке на ПС1

787

790

786

777

787

790

785

771

760

5 - отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при максимальной нагрузке на ПС1

787

778

771

765

778

783

780

769

753

6 - отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при минимальной нагрузке на ПС1

787

783

780

778

785

784

780

768

755


Принимают к установке группы однофазных реакторов 5х(3хРОДЦ-330000) с UНФ= кВ. Технические данные приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Технические данные шунтирующих реакторов

Тип реактора

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Номинальная мощность, МВА

Потери активной мощности, кВт

РОДЦ

242

3*330

3*320


Таким образом, напряжения, полученные при подключении устройства продольной компенсации, удовлетворяют установленным нормам.

8. Разработка схем распределительных устройств


Выбор схем распределительных устройств на электростанции

Основные требования, предъявляемые к схемам:

схемы РУ на подстанции должны обеспечить требуемую надёжность электроснабжения потребителей подстанции в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

учитывать перспективу развития подстанции;

учитывать требования противоаварийной автоматики;

обеспечить возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;

обеспечить наглядность, экономичность и автоматичность.

Схемы распределительных устройств (РУ) на станции выбирают согласно [3].

При числе присоединений 7 на ОРУ 500 кВ следует принять согласно [3] схему 2/1, которая отличается наибольшей надежностью.

В нормальном режиме все выключатели нормально включены.

Выбор схем РУ на подстанции

Схемы распределительных устройств (РУ) на станции выбирают согласно [6].

При числе присоединений 6 на РУ-500кВ применяется схема трансформатор-шины с полуторным присоединением линий.

На РУ 10 кВ принимают схему одна одиночная секционированная выключателем система шин.

В данной схеме секционный выключатель нормально отключен для ограничения токов короткого замыкания на шинах.

Выбор схем распределительных устройств на приемной системе дальней электропередачи. При числе присоединений 4 на РУ-500 кВ применяют схему трансформатор-шины с подключением линии через два выключателя.

В нормальном режиме все выключатели нормально включены.

 


Заключение


В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования дальней электропередачи сверхвысокого напряжения.

Произведен расчет количества линий с оптимальным выбором их сечения и конструкции. Произведен выбор основного оборудования и схем распределительных устройств (РУ) на электрической станции, подстанции и приемной системе.

В программе "Энергия " определены напряжения на участках линии электропередачи СВН в различных установившихся режимах с учетом выбранных шунтирующих реакторов.

Список использованных источников


1. Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок - М.: Энергоатомиздат, 2010 - 528 с.

. Королев С.Г., Акимкин А.Ф. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоиздат, 2010. - 385 с.

. Кудрин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 2010. - 416 с.

. Липкин Б.Ю. Энергоснабжение промышленных предприятий и установок - М.: Высшая школа, 1990. - 496 с.

. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 2010 - 608 с.

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 2011. - 600 с.

. Федоров А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х т. - М.: Энергия, 2010 - 520 с.

. ПТЭ и ПУЭ. - М.: Энергоиздат, 2013. - 420 с.

. Шеховцов В.П. Расчёт и проектирование схем электроснабжения. - М.: ФОРУМ - ИНФА-М, 2012. - 214 с.

Приложение

Рисунок А.1 - Режим генерации максимальной мощности при максимальном потреблении с шин подстанции

Рисунок А.2 - Режим генерации максимальной мощности при минимальном потреблении с шин подстанции

Рисунок А.3 - Режим максимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции

Рисунок А.4 - Режим минимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции

Рисунок А5 - Режим максимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции и одной ЛЭП

Рисунок А.6 - Режим минимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции и одной ЛЭП

Похожие работы на - Проектирование дальней электропередачи сверхвысокого напряжения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!