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 Р_>0> = 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:

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

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];

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 [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;

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∙√3∙U_>ном>∙cosφ)

I_>расч>= 1340_>.>/(1∙√3∙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 [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).

I_>расч>= P_>max>_>.
л.>/(N∙√3∙U_>ном>∙cosφ) = (P_>0> – Р_>пс>)_>.>/(N∙√3∙U_>ном>∙cosφ)

I_>расч>= 740_>.>/(1∙√3∙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 [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):

I_>расч>= P_>max>_>.
л.>/(N∙√3∙U_>ном>∙cosφ)

I_>расч>= 1340_>.>/(2∙√3∙500∙0,99) = 781,464 А

F_>расч>= I_>расч>/(n∙j_>расч>)

F_>расч>= 781,464/(3∙1) = 260,488 мм²

I_>доп> = 3∙730 = 2190 А

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, cosφ =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 417000/750 со следующими номинальными параметрами:

S_{>ном. тр}> = 417 МВ∙А, U_{>вн ном}> = 787/√3 кВ, U_{>нн ном}> = 15,75 кВ,

Δ Р_>к> = 0,8 МВт, ΔР_>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∙cosφ_>п/ст>) = 1340_>.>/(1.4∙ 0,99) = 966,8 МВ∙А

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

S_{>ном.
тр}> = 417 МВ∙А, U_{>вн ном}> = 750/√3 кВ, U_{>сн ном}> = 500/√3 кВ, U_{>нн ном}> = 15,75 кВ,

Δ Р_>к> = 0,7 МВт, ΔР_>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 cosφ_>п/ст>) = 600_>.>/(1,4∙ 0,99) = 432,9 МВ∙А

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

S_{>ном. тр}> = 267 МВ∙А, U_{>вн ном}> = 500/√3 кВ, U_{>сн ном}> = 230/√3 кВ, U_{>нн ном}> = 11 кВ,

ΔР_>к> = 0,325 МВт, ΔР_>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 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:

S_{>ном. тр}> = 1000 МВ∙А, U_{>вн ном}> = 525 кВ, U_>нн
ном> = 15,75 кВ,

ΔР_>к> = 2 МВт, ΔР_>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 /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

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>· ℓ, где

Ко – удельная стоимость сооружения линий,

ℓ – 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_>å> + И_>å>

К_>å> = К_>å>_>
вл> + К_>ГЭС> + К_>п/ст>

1) К_>вл>= к_>о>· L

К_>вл> = к_>0(400))>· ℓ_>1>= 97∙630 = 43470 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 = 12860 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 = 13200 тыс. руб.

Тогда К_>å> = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

И_>å>_>>=И_>å>_>
а.о.р.>+ И_>å>_{>
потери ээ}>

И_>å>_>
а.о.р.> = И_>å>_{>
а.о.р.вл}>+ И_>å>_{>
а.о.р. ГЭС}> + И_>å>_{>
а.о.р.н/ст}>

И_>å>_{>
а.о.р.вл}> = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.

И_>å>_{>
а.о.р. ГЭС}> = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.

И_>å>_{>
а.о.р.п/ст}> = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.

И_>å>_>
а.о.р> = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ΔW_>л1>= ΔР_>
л1> τ _>л1>·α _>t>, где α _>t>, = 1

ΔP_>
л1>= S²_>мах>/ U²_>ном> R_>л> = 1353,5²/750² 11,97 = 38,98 МВт

τ _>л1>= (0,124 + Т_>мах.>/10000)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.

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

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

ΔW_>кор
л1> = 160∙630 = 100800 МВт·ч

И_{>потери
ээ}> _>ВЛ>= З^I∙ΔW_>л1> + З^II∙ΔW_>кор
л1>= 2∙10^-2∙156410,8 + 1,75∙10^-2∙100800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:

И_{>потери ээ}> _>тр> = З^I∙ΔР_>к.з>(S_{>нг.мах.}>/S_>ном.т>)².τ _>т> + З^II∙ΔР_>
х.х> ·8760

Т 750/10:

И_{>потери
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.

Т 750/500/10:

И_{>потери
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.

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

И_{>потери
ээ}> _>Σ> = И_{>потери ээ}> _>ВЛ> + И_{>потери
ээ}> _>тр>_>Σ>

И_{>потери
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∙Т_>в>∙(Р_>нб> – Р_>рез> )∙ε_>н>∙У_>ов>

ω = 0,2∙10^-2∙630 = 1,26

ε_>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_>å> + И_>å> + У

З_>1>= 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.

Схема 2

З = Е_>н>· К_>å> + И_>å> + У

К_>å> = К_{> л1}> + К_>ГЭС>

1) К_>л1> = 2∙к_>0(500))>· ℓ_>1>= 2∙49,9∙630 = 62874 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_>å> = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

И_>å>_>>=И_>å>_>
а.о.р.>+ И_>å>_{>
потери ээ}>

И_>å>_>
а.о.р.> = И_>å>_{>
а.о.р.вл}>+ И_>å>_{>
а.о.р.ору вн ГЭС}>

И_>å>_{>
а.о.р.вл}> = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.

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

И_>å>_>
а.о.р> = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔW_>л1>= ΔР_>
л1>· τ _>л1> · α _>t>, где α _>t>, = 1

ΔP_>
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.

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

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

ΔW_>кор
л1> = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{>потери
ээ}> _>ВЛ>= З^I∙ΔW_>л1> + З^II∙ΔW_>кор
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:

И_{>потери
ээ}> _>тр> = З^I∙ΔР_>
к.з>(S_{>нг.мах.}>/S_>ном.т>)².τ _>т> + З^II∙ΔР_>
х.х> ·8760

И_{>потери
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.

И_{>потери
ээ}> _>Σ> = И_{>потери ээ}> _>ВЛ> + И_{>потери
ээ}> _>тр>

И_{>потери
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:

З_>2>= 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.

Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2

З_>1>= 22889,86 тыс. руб_>.>. З_>2>= 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:

R_>л1> = К_>R>∙ℓ∙r_>0> = [1 – (0,664)²/3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом

X_>л1> = К_>Х>∙ℓ∙x_>0> =[1 – (0,664)²/6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом

В_>л1> = К_>В>∙ℓ∙b_>0> =[1 + (0,664)²/12]∙630∙3,6∙10^–6 = 2,351 ∙10^–3 См

Где 0,664 = β_>0>∙ℓ , где ℓ = 630 км и

Линия 23АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

R_>л1> = К_>R>∙ℓ∙r_>0> = [1 – (0,443)²/3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом

X_>л1> = К_>Х>∙ℓ∙x_>0> =[1 – (0,443)²/6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом

В_>л1> = К_>В>∙ℓ∙b_>0> =[1 + (0,443)²/12]∙420∙3,6∙10^–6 = 1,537∙10^–3 См

Где 0,443 = β_>0>∙ℓ , где ℓ = 420 км.

3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

Произведём расчёт линии 2.

Произведём проверку режима:

U_>ННдоп>^min= 10,45кВ <U_>НН> = 10,46 кВ < U_>ННдоп>^max=11,55кВ

U_>СН>^max = 195,5≤ U_>СН> = 228,731≤ U_>СНдоп>^max= 264,5кВ

U_>Гдоп>^min=14,96 кВ < U_>г> = 15,104 кВ < U_>Гдоп>^max=16,54 кВ

cosφ_>г>= 0,956 > cosφ_>гном>= 0,85

k_>з1>= 124,5 % >20% ; k_>з2>= 197,49 % >20%

k_>з1> = (Р_>пр1> – Р_>0>)/ Р_>0> = (U_>1>∙U_>2>/X_>л1> – Р_>0>)/Р_>0> = (525∙515/89,89 – 1340)/1340 = 124,5 %

k_>з2> = (Р_>пр2>– Р_>0>)/ Р_>0> = (U_>2>∙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 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 U_>1> = 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 <U_>НН> = 10,869 кВ < U_>ННдоп>^max= 11,55кВ

2) U_>СН> = 195,5< U_>СН>^max = 227,826<U_>СНдоп>^max= 264,5кВ

3) U_>Гдоп>^min=14,96 кВ < U_>г> = 15,135 кВ < U_>Гдоп>^max= 16,54 кВ

4) cosφ_>г>= 0,98 > cosφ_>гном>= 0,85

5) k_>з1>= 245,9 % >20%; k_>з2>= 838 %>20%

k_>з1> =(Р_>пр1> – Р_>0>)/ Р_>0> = (U_>1>∙U_>2>/X_>л1> – Р_>0>)/Р_>0> =(500∙500/179,78 – 402)/402 = 245,9 %

k_>з2> = (Р_>пр2>– Р_>0>)/ Р_>0> =(U_>2>∙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 P_>0>= 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (P_>c>=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U_>1>= 1,05∙U_>ном>= 525 кВ; учтём резерв и УПК.

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U_>2>= 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 <U_>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) cosφ_>гном>= 0,961 > cosφ_>гном>= 0,85

5) k_>з1>=64,27 % >20 %; k_>з2>=509%>20%

k_>з1> =(Р_>пр1> – Р_>0>)/ Р_>0> = (U_>1>∙U_>2>/X_>л1> – Р_>0>)/Р_>0> =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 %

k_>з2> = (Р_>пр2>– Р_>0>)/ Р_>0> =(U_>2>∙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}> – ΔР_>к2>/2 = 1155 – 6,3/2 = 1151,85 МВт

Q′′_>л2> = Q′′_>з2>/2 = U_>сис>²∙Y_>2>/2 = 474,42 Мвар

Определим значение Q′′_>л2>, при котором U_>2> будет не более 500 кВ.

Q′′_>л2> = [(U_>сис> – U_>2>)∙ 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′′_>л2>² + Q′′_>л2>²]∙ R2/ U_>сис>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/ U_>сис>² = –35,58 – [1151,85² + 35,58²]∙ 66,82/ 510²

Q′_>л2> = – 376,75

U_>2> = U_>сис> – ( Р′′_>л2>∙R2+ Q′′_>л2>∙X2)/ U_>сис> = 510 – (1151,85 ∙7,015– 35,58 ∙66,82)/510

U_>2> = 498,86 кВ.

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Р_>ат> = Р′_>л2> – ΔР_>к2>/2 = 1116 – 6,3/2 = 1112,85 МВт

Q_>ат> = Q′_>л2> + U_>2>²∙Y_>2>/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.

U_>2> = 498,86 кВ.

U_>2> = U_>1>/cos(β_>0>∙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_>2хх>²∙Y_>1>/2 = 323,75 – 497,868²∙1,862∙10^–3/2 = 92,98 Мвар

Q′_>л1> = Q′′_>л1> + Q′′_>л1>²∙Х_>1>/ U_>2хх>² = 92,28 + 92,28²∙145/ 497,868² = 97,26 Мвар

Q_>л1> = Q′_>л1> – U_>1>²∙Y_>1>/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_>л1>²∙Х_>т1>/ U_>1>² = 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∙Y_>1>/2] = 1/[ j∙1,862∙10^–3/2] = – j∙1074,11 Ом

Х_>р> = j∙ U_>ном>²/Q_>р> = j∙ 525²/180 = j∙1531,25 Ом

Х_>1> = 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)

Х_>1> = 9,08 – j∙819,26 Ом

Z_>внеш>=Х_>с>∙Х_>1>/(Х_>с>+Х_>1>) = – 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_>ном>²/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_>л1>²∙Х_>т1>/ U_>1>² = 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∙Y_>1>/2] = 1/[ j∙1,862∙10^–3/2] = – j∙1074,11 Ом

Х_>р> = j∙ U_>ном>²/(2∙Q_>р>) = j∙ 525²/360 = j∙765,625 Ом

Х_>1> = 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)

Х_>1> = 9,08 + j∙2,811 Ом

Z_>внеш>=Х_>с>∙Х_>1>/(Х_>с>+Х_>1>)+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_>ном>²/S_>ном> = 1,31∙500²/353 = 927,76 Ом

Z_>вн> носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. X_>d>_>>= 989 <X_>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 U_>2>, P_>C>, Q_>C> берем из предыдущего режима:

U_>2>=497,87кВ, P_>C>=559,3МВт, Q_>C>=10,56Мвар

U_>1хх>= U_>2>/cos(β_>0>∙ℓ) = 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_>1хх>²∙Y_>1>/2 – Q_>р> = 519,71²∙1,862∙10^–3/2 – 180 = 71,46 Мвар

Q′′_>л1> = Q′_>л1> – Q′_>л1>²∙Х_>1>/U_>1хх>²= 71,46 – 71,46²∙145/ 519,71² = 68,72 Мвар

Q_>2> = Q′′_>л1> + U_>2>²∙Y_>1>/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> = Q_>2> + Q_>сис> = 300,4 + 77,1 = 377,5 Мвар

U′_>2> = U_>2> – Q_>ат>∙Х_>т2>/ U_>2> = 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>/ U_>2>²= 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-60000/500

Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.

З = Е_>н>· К_>å> + И_>å>

К_>å> = К_{> л1}> + К_{> л2}> + К_>ГЭС> + К_>П/СТ>

1) К_>л1> = 2∙к_>0(500))>· ℓ_>1>= 2∙63,5∙500 = 63500 тыс. руб.

2) К_>л2> = 2∙к_>0(300))>· ℓ_>2>= 2∙48,4∙450 = 43560 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_>О>_>РУ>_{> СН}>+ К_>ТР>+ К_{> пч}> + К_>КУ>

К_>ОРУ
ВН> = 260∙6 =1560 тыс. руб.

К_>О>_>РУ>_>
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 = 12390 тыс. руб.

Тогда К_>å> = 63500 +43560+ 8480 + 12390 = 127930 тыс. руб.

И_>å>_>>=И_>å>_>
а.о.р.>+ И_>å>_{>
потери ээ}>

И_>å>_>
а.о.р.> = И_>å>_{>
а.о.р.вл}>+ И_>å>_{>
а.о.р.ору вн ГЭС}>+ И_>å>_{>
а.о.р.п/ст}>

И_>å>_{>
а.о.р.вл}> = 0,028·(63500 +43560) = 2997,7 тыс. руб.

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

И_>å>_{>
а.о.р.п/ст}> = 0,084∙12390 = 1040,76 тыс. руб.

И_>å>_>
а.о.р> = 2997,7 + 661,44 + 1040,76 = 4699,9 тыс. руб.

И_{>потери
ээ}> _>Σ> = И_{>потери ээ}> _>ВЛ> + И_{>потери
ээ}> _>тр>

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

а) в линии 1:

ΔW_>л1>= ΔР_>
л1>· τ _>л1> · α _>t>, где α _>t>, = 1

ΔP_>
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.

τ _>л1>= (0,124 + 5626/10000)² ·8760 = 4129,6 час

ΔW_>
л1>= 110,17 · 4129,6 = 454950 МВт·ч

ΔW_>кор
л1> = 2∙35∙500 = 35000 МВт·ч

И_{>потери
ээ}> _>ВЛ1>= З^I∙ΔW_>л1> + З^II∙ΔW_>кор
л1>= 2∙10^-2∙454950+ 1,75∙10^-2∙35000 =

9711,5 тыс. руб.

б) в линии 2:

ΔW_>л1>= ΔР_>
л1>· τ _>л1> · α _>t>, где α _>t>, = 1

ΔP_>
л1>= (S²_>мах>/ U²_>ном>)∙ 0,5∙R_>л> = 1224²/500²·7,015 = 42,04 МВт

Т_>мах> = 5626 час.

τ _>л2>= 4129,6 час

ΔW_>
л1>= 42,04 · 4129,6 = 173608 МВт·ч

ΔW_>кор
л1> = 2∙60∙450 = 54000 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{>потери
ээ}> _>ВЛ2>= З^I∙ΔW_>л1> + З^II∙ΔW_>кор
л1>= 2∙10^-2∙173608+ 1,75∙10^-2∙54000 =

4417,2 тыс. руб.

Тогда И_{>потери ээ}> _>ВЛ> = И_{>потери
ээ}> _>ВЛ1> + И_{>потери ээ}> _>ВЛ2> =9711,5 + 4417,2 =14128,66 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

И_{>потери
ээ}> _{>тр ГЭС}> = З^I∙ΔР_>
к.з>(S_{>нг.мах.}>/S_>ном.т>)².τ _>т> + З^II∙ΔР_>
х.х> ·8760

И_{>потери
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:

И_{>потери
ээ}> _{>тр п/ст}> = З^I∙ΔР_>
к.з>(S_{>нг.мах.}>/S_>ном.т>)².τ _>т> + З^II∙ΔР_>
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}> _>Σ> = И_{>потери ээ}> _>ВЛ> + И_{>потери
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 = Е_>н>· К_>å> + И_>å>

З = 0,12· 127930+ 19236,2 = 34587,8 тыс. руб.

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети:

С = И_>å> /W_>год>

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.