Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО
УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (ТЕХНИЧЕСКОГОУНИВЕРСИТЕТА)Факультет “Энергетики и электротехники”
Кафедра “Электрические системы”
Курсовой проект
По курсу:“Дальние линии электропередачи СВН”
Тема: “Выборпараметров и анализ режимов электропередачи”
Смоленск,2003

ВВЕДЕНИЕ
В данном курсовом проекте рассматриваетсяэлектропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточнойподстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленнойгидроэлектростанции в приёмную систему.
Решаются вопросы, связанные с выборомсхемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оцениваетсяпропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основныхрабочих, послеаварийного и особых режимов работы.
В заключительной части проектаопределяются основные технико-экономические показатели.

1. Выбор схемы, номинальногонапряжения и сечения проводов участков электропередачи
Выбор числа цепей на участках электропередачипроизводится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителейпромежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемыхэнергией от ГЭС.
Сопоставляя три заданные величины:
наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0= 1340 МВт;
наибольшая мощность потребителейпромежуточной подстанции Рп/ст = 600 МВт;
оперативный резерв мощности, имеющийся вприёмной системе Ррезерв = 470 МВт.
Наметим следующие варианты схемы участковэлектропередачи:
/>
Рис 1.1. Вариант 1 схемы участковэлектропередачи.
/>
Рис 1.2. Вариант 2 схемы участковэлектропередачи.
При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:

/>
где К02 и К01 – удельные капитальныевложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшегосечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];
Ен = 0,12 – коэффициентэффективности капиталовложений;
а – коэффициент ежегодных издержек наамортизацию и обслуживание ВЛ [1];
dРк1 и dРк2 – среднегодовые потери мощности при коронированиипроводов большего и меньшего сечения [1];
r02 и r01 – погонные активные сопротивления одного провода соответственнобольшего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введениемпоправки на среднегодовую температуру воздуха [1];
n — стандартное число проводов в фазе;
Зi и Зii – удельныезатраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь ирайона сооружения ВЛ;
tпотерь –время потерь.
tпотерь = ∑(Рi/Рнб)2∙ti
tпотерь = 122000+0,722500+0,522500+0,321760= 4008,4 час. Вариант 1 Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).
/>Iрасч= Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
/>Iрасч= 1340./(1∙√3∙750∙0,99)= 1041,952 А
Fрасч =Iрасч/(n∙jрасч)

Fрасч =1041,952/(4∙1) = 260.488 мм2
Количество проводов расщеплённой фазы n =4.
Т. о. выбираем провод 4АС 400/93.
Iдоп = 4∙860= 3440 А, где
860 А – длительно допустимый ток на одинпровод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к.отсутствуют данные)
3440 > 1042, значит, провод по нагревупроходит.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 поусловиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2, тоучитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираемпровод: 3АС 330/43.
Iдоп = 3∙730= 2190 А
730 А – длительно допустимый ток на одинпровод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к.отсутствуют данные).
2190 > 872, значит провод по нагревупроходит.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 поусловиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2, тоучитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираемпровод: 3АС 330/43.
Iдоп = 3∙730= 2190 А
730 А – длительно допустимый ток на одинпровод 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 нагревупроходит.
Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.

2. Выбор схемы электрическихсоединений передающей станции и промежуточной подстанции
 Вариант 1
Ррасч = 1,15∙1340 = 1541МВт.
Выбираем шесть гидрогенераторов СВ –712/227 – 24.
Номинальные данные:
Sном.г= 306МВА, Рном. г = 260 МВт, Uном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Хd= 1,653, Хd’ = 0,424,Хd” = 0,279.
Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.
С учётом подключения трех генераторов кодному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 23 + 1 ОРЦ 417000/750со следующими номинальными параметрами:
Sном. тр =417 МВ∙А, Uвн ном =787/√3 кВ, Uнн ном =15,75 кВ,
Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх= 0,4 МВт, Rт = 0,96Ом, Хт = 69,3 Ом.
При числе присоединений равном трём на напряжении 750кВ выбираем схему треугольника.
На промежуточной подстанции будет двойнаятрансформация.
Расчётная мощность первой трансформации:
Sрасч =Р0./(1,4∙cosφп/ст) = 1340./(1.4∙ 0,99) = 966,8 МВ∙А
Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:
/>/>Sном.тр = 417 МВ∙А, Uвнном = 750/√3 кВ, Uснном = 500/√3 кВ, Uннном = 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./(1,4cosφп/ст) =600./(1,4∙ 0,99) = 432,9 МВ∙А
Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 соследующими 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 шин220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на ихнатуральную мощность:
n = Рп/ст/135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n =4.
Т. о. на подстанции при первойтрансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации причисле присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор – шины сприсоединением линий через два выключателя.
На 220 кВ при числе присоединений равномшести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельнымисекционным и обходными выключателями. В итогесхемаэлектрическихсоединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:

/>
Рис.2.1 Схемаэлектрическихсоединений для первого варианта электропередачи.Вариант 2
С учётом подключения трех генераторов к одномублочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующиминоминальными параметрами:
 Sном. тр = 1000 МВ∙А, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном =15,75 кВ,
ΔРк = 2 МВт, ΔРх= 0,6 МВт, Rт = 0,55Ом, Хт = 40 Ом.
При числе присоединений равном четырем на напряжении500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остаетсялишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединенийаналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:

/>
Рис.2.2 Схемаэлектрическихсоединений для второго варианта электропередачи.
Выбор выключателей на РУ
В цепи генераторов: Imax =260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,213 кА
ВВГ – 20 – 160 /20000 У3
Uном = 20кВ, Iном = 20кА, Iоткл =160 кА
ОРУ 750 кВ: Imax =1340/(1,73∙750∙0,99) = 1,042 кА
ВВБ – 750 – 40/3150У1
Uном = 750кВ, Iном =3,15 кА, Iоткл = 40кА
ОРУ 500 кВ: Imax =1340/(1,73∙500∙0,99) = 1,563 кА
ВНВ – 500А – 40/3150У1
Uном = 500кВ, Iном =3,15 кА, Iоткл = 40кА
ОРУ 220 кВ: Imax =600/(1,73∙220∙0,99) = 1,59 кА
ВВБК – 220Б – 56/3150У1
Uном = 220кВ, Iном =3,15 кА, Iоткл = 56кА.

3.Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи
Экономическим критерием определениянаиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которыевычисляются по следующей формуле:
3= Ен К∑ +И∑+У, где
Ен – нормативныйкоэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;
Ен = 0,12 (для энергетикисрок окупаемости 8 лет);
К∑ — капиталовложения в сеть;
И∑ — издержки всейсети;
У – ущерб.
К∑ = Кл +Кп/ст.
Кл = Ко· ℓ,где
Ко – удельная стоимость сооружениялиний,
ℓ – длина линии, км
Кп/ст = Кору +Ктр + Кку + Кпч
В расчете предварительно неучитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0
Кору = Корувн +Корусн
Ктр — капиталовложениетрансформаторов,
Кпч – постоянная частьзатрат
И∑ = И∑а.о.р.+И∑потери ээ, где
И∑ — издержки всейсети;
И∑.о.р а. — издержкиамортизацию, обслуживание и ремонт;
И∑потери ээ — издержки связанные с потерями электроэнергии.
 
И∑а.о.р = Иа.о.р.л+ Иа.о р п/ст
И∑потери ээ =ИпотериээВЛ + Ипотери тр
Иа.о.р.вл = ал·кл
ал – ежегодные издержки наамортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
Ипотери ээ = ИпотериээВЛ + И∑потериээтр, где
Иа.о р п/ст = ап/ст· Кп/ст
Расчет произведём для схемотличающихся частей вариантов схем 1 и 2.
 
Схема 1
З = Ен· Кå + Иå
Кå = Кåвл + КГЭС + Кп/ст
1) Квл = ко· L
Квл = к0(400))·ℓ1 = 97∙630 = 43470 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн +Ктр +Кпч
 Корувн = 3·700 = 2100 тыс.руб.
Ктр = 2∙1980 = 3960тыс. руб.
Кпч = 6800 тыс. руб.
КГЭС = 2100 + 3960 + 6800= 12860 тыс. руб.
3) Кп/ст = Кору вн750 +Ктр 750 + Кпч 750
Кору вн 750 = 3·700 = 2100тыс. 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=Иåа.о.р. + Иåпотери ээ
Иåа.о.р. = Иåа.о.р.вл + Иåа.о.р. ГЭС + Иåа.о.р.н/ст
Иåа.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.
Иåа.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.
Иåа.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.
Иåа.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 =3329,04 тыс. руб.
Определим издержки на потериэлектроэнергии в линии:
1)ΔWл1 = ΔРл1 τ л1·α t, где α t, = 1
ΔPл1= S2мах/ U2ном  Rл = 1353,52 /750211,97 = 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∙106МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 7,408∙106/1340= 5528 час.
τ л1= (0,124 +5528/10000)2 ·8760 = 4012,59 час
ΔWл1= 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч
ΔWкор л1 = 160∙630 = 100800 МВт·ч
Ипотери ээВЛ=ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙156410,8+ 1,75∙10-2∙100800 = 4892,2 тыс. руб.
Определим издержки на потери энергиив трансформаторах:

Ипотери ээтр= ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔРх.х ·8760
1)               Т 750/10:
Ипотери ээтр 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 ээтр 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 ээтр Σ= 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.
Ипотери ээΣ= Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр Σ
Ипотери ээΣ= 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 приведенныезатраты 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 = Кл1 + КГЭС
1) Кл1 = 2∙к0(500))·ℓ1 = 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн +Ктр +Кпч
Корувн = 6·260 = 1560 тыс.руб.
Ктр = 2∙932 = 1864тыс. руб.
Кпч = 2400 тыс. руб.
КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 =5824 тыс. руб.
Тогда Кå = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.
Иå=Иåа.о.р. + Иåпотери ээ
Иåа.о.р. = Иåа.о.р.вл + Иåа.о.р.ору вн ГЭС
Иåа.о.р.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.
Иåа.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.
Иåа.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс.руб.
1) Определим издержки на потериэлектроэнергии в линии:
ΔWл1 = ΔРл1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔPл1= (S2мах/ U2ном )∙ 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135= 33,47 МВт
Wгод = 7,408∙106МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 7,408∙106/1340 = 5528 час.
τ л1= (0,124 +5528/10000)2 ·8760 = 4012,5 час
ΔWл1= 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээВЛ=ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙134298,37+1,75∙10-2∙75600 = 4008,97 тыс. руб.
2) Определим издержки на потериэнергии в трансформаторе 500/10:
Ипотери ээтр= ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔРх.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 ээΣ= Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр
Ипотери ээΣ= 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 приведенныезатраты на схему варианта 2 будут равны:
З2 = 0,12·68698 + 6444,428= 14688,188 тыс. руб.
Сравним приведенные затраты для схем 1и 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 значительнодешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболеерациональным вариантом схематического исполнения электропередачи являетсявариант 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 наодну 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∙10–3См
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=11,55кВ
2)               UСНmax = 195,5≤ UСН = 228,731≤ UСНдопmax =264,5кВ
3)               UГдопmin=14,96 кВ=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 наименьшейпередаваемой мощности
 
По условию в данном режиме, мощности, передаваемые полиниям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна изцепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточнойподстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.
/>
/>

/>
С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотренаустановка двух групп реакторов 3xРОДЦ – 60/500 в начале головной линии и однойгруппы в конце.В данном режиме U1 = 500 кВ.
Зададимсянапряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.
/>

/>
/>
Произведём расчёт линии 2.
Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группуреакторов 3хРОДЦ – 60/500.

/>
Произведём проверку режима
 
1) UННдопmin=10,45кВ =11,55кВ
2) UСН = 195,5=264,5кВ
3) UГдопmin=14,96кВ =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 послеаварийногорежима
 
В качестве послеаварийного режима рассматриваемотключение одной цепи линии Л-1.
При этом по линии Л-1 протекает мощность P0= 1340 МВт, что больше натуральноймощности линии 500кВ (Pc=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в началелинии U1 = 1,05∙Uном= 525 кВ; учтём резерв и УПК.
Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2= 490 кВ.
/>
/>

/>
/>
/>

/>
Для выработки необходимой реактивноймощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.
В данном случае считаем, что вторая линиягенерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другаяеё часть поступает в систему.
/>
Произведём проверку режима:
1) UННдопmin= 10,45кВ
2) UСН = 195,5 кВ
3) UГдопmin=14,96кВ
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 режимыэлектропередачи требуют установки
УПК40%, 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 синхронизациина шинах промежуточной подстанции/> />  

Рис 3.1 Схема замещения электропередачи врежиме синхронизации на шинах промежуточной подстанции
В этом случае линия головного участка электропередачивключена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции.При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участкуэлектропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем,исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальныхнагрузок.
Рассчитаем участок электропередачи система– промежуточная подстанция.
Параметры схемы замещения :
/>
Принимаем Рсистемы = 1,05∙Рп/ст= 1,05∙1100 = 1155 МВт, Uсис = 510кВ
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 неболее 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 тригруппы 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 = 498,86кВ.
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
/>
/>
/>
Оставшийсядефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленныхранее по условию работы электропередачи в режиме наибольших нагрузок.
Uнн =11,045
Следовательно, режим допустим.
Теперь рассчитаем первый участокэлектропередачи.
Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС вработе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.
Для синхронизации необходимо чтобынапряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточнойподстанции были равны.
U2 = 498,86кВ.
U2 = U1/cos(β0∙L) =525/ cos(1,052∙10–3∙500∙180/3,14)= 607,15 кВ
Для уменьшения напряжения на открытомконце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.
Определим необходимое количество этихреакторов:
/> 
Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3∙РОДЦ– 60.
Тогда
/>

Что равно напряжению на шинахпромежуточной подстанции, питающейся от системы.
Определим возможность существования такогорежима 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 реакторов3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180 Мвар.
Тогда Qл1 = –159,35 + 180 = 20,65 Мвар.
/>
Qг= Qл1+ Qл12∙Хт1/ U12 = 20,65 + 20,652∙61,3/5252= 20,745 Мвар
/>
/>
Iг = 0,764кА
Исследуем возможность самовозбуждениягенератора.
Хс = 1/[j∙Y1/2]= 1/[ j∙1,862∙10–3/2] = – j∙1074,11Ом
Хр = j∙Uном2/Qр= j∙ 5252/180 = j∙1531,25Ом
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∙819,26Ом
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 => возможносамовозбуждение генератора.
Т.к. Xd= 989 Ом
Для устранения самовозбуждения установимещё 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 вдопустимых пределах.
/>
/>
Iг =8,04 кА
Следовательно, генератор не перегружен потоку. Исследуемвозможность самовозбуждения генератора.
Хс = 1/[j∙Y1/2] = 1/[ j∙1,862∙10–3/2] = – j∙1074,11Ом
Хр = j∙ Uном2/(2∙Qр) = j∙ 5252/360 = j∙765,625Ом
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∙2,811Ом
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 самовозбуждениегенератора, но т.к. Xd=989
Rвн  
X   />
Рис.3.2 Зоны самовозбуждения генератора
Расчет режима синхронизациина шинах передающей станции
В этом случае линия, через которую осуществляетсясинхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена состороны 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 концеголовного участка ставим там реакторы. Yр = 180/5252 = 6,53∙10–4См
/>
Т. о. в начале головной линииустанавливаем одну группу реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180Мвар.
/>
/>
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 = 1112,85МВт
Qсис = 77,1Мвар
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 – [Рсис2 + Qат2]∙ 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 синхронныекомпенсаторы КСВБ0-100-11. В данном режиме они будут потреблять реактивнуюмощность.
Таким образом, наиболеетяжелым режимом для СК является послеаварийный режим: необходимо установить 2xКСВБ-100-11.
Для обеспечения всехрежимов необходимо установить 8 групп реакторов 8x3xРОДЦ-60/500.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
 
В процессе проектирования электропередачибыла выявлена необходимость установки дополнительных устройств:
Двух СК КСВБ-320/20, восьми группреакторов 3хРОДЦ-60000/500
Учтём эти устройства прирасчёте кап. вложений в электропередачу.
З = Ен· Кå + Иå
Кå = Кл1 + Кл2+ КГЭС + КП/СТ
1) Кл1 = 2∙к0(500))·ℓ1 = 2∙63,5∙500 = 63500 тыс. руб.
2) Кл2 = 2∙к0(300))·ℓ2 = 2∙48,4∙450 = 43560 тыс. руб.
3) КГЭС = Корувн +Ктр +Кпч
Корувн = 6·260 = 1560 тыс.руб.
Ктр = 4∙705 = 2820тыс. руб.
Кпч = 4100 тыс. руб.
КГЭС = 1560 + 2820+ 4100 =8480 тыс. руб.
4) КП/СТ = КОРУ ВН +КОРУ СН + КТР +Кпч + ККУ
КОРУ ВН = 260∙6=1560 тыс. руб.
КОРУ СН = 110∙12 =1320 тыс. руб.
КТР = 2∙1260 = 2520тыс. руб.
Кпч = 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=Иåа.о.р. + Иåпотери ээ
Иåа.о.р. = Иåа.о.р.вл + Иåа.о.р.ору вн ГЭС + Иåа.о.р.п/ст
Иåа.о.р.вл = 0,028·(63500 +43560) = 2997,7 тыс.руб.
Иåа.о.р. ГЭС = 0,078·8480 = 661,44 тыс. руб.
Иåа.о.р.п/ст = 0,084∙12390 = 1040,76 тыс.руб.
Иåа.о.р = 2997,7 + 661,44 + 1040,76 = 4699,9тыс. руб.
Ипотери ээΣ= Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр
1) Определим издержки на потериэлектроэнергии в линиях:
а) в линии 1:
ΔWл1 = ΔРл1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔPл1= (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
ΔWл1= 110,17 · 4129,6 = 454950 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙35∙500 = 35000 МВт·ч
Ипотери ээВЛ1 =ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙454950+1,75∙10-2∙35000 =
9711,5 тыс. руб.
б) в линии 2:
ΔWл1 = ΔРл1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔPл1= (S2мах/U2ном )∙ 0,5∙Rл = 12242 /5002 ·7,015 = 42,04 МВт
Тмах = 5626 час.
τ л2= 4129,6 час
ΔWл1= 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 ээВЛ2 =ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙173608+1,75∙10-2∙54000 =
4417,2 тыс. руб.
Тогда Ипотери ээВЛ= Ипотери ээВЛ1 + Ипотери ээВЛ2=9711,5 + 4417,2 =14128,66 тыс. руб.
2)Определим издержки на потериэнергии в трансформаторах
а) в трансформаторах ГЭС 500/10:
Ипотери ээтр ГЭС= ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔРх.х ·8760
Ипотери ээтр 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 промежуточнойподстанции 500/220/10:
Ипотери ээтр п/ст= ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔРх.х ·8760
Ипотери ээтр 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 ээтр = Ипотери ээтрГЭС + Ипотери ээтр п/ст = 266,33 + 141,28 = 407,61тыс. руб.
Ипотери ээΣ = Ипотери ээВЛ + Ипотери ээтр = 14128,66 + 407,61 =14536,27 тыс. руб.
И∑ = И∑а.о.р.+ И∑потериээ
И∑ = 4699,9 +14536,27 = 19236,2 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенныезатраты на схему варианта 2 будут равны:
З = Ен· Кå + Иå
З = 0,12· 127930+ 19236,2 = 34587,8тыс. руб.
Найдём себестоимость передачиэлектрической 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 частьэлектростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломногопроектирования: Учебное пособие для вузов– 4-е изд., перераб. и доп. – М.: –Энергоатомиздат, 1989 – 608 с.: ил.
3. Справочник по проектированию электроэнергетическихсистем/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 переменногои 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.