Дипломна робота
Тема:
«Основні параметри і аналіз режимів електропередачі»
Зміст
Введення
1. Складання варіантів можливого виконання електропередачій вибір найвигіднішого варіанта
1.1 Складання варіантів схемелектропередачі, вибір числа ланцюгів і номінальної напруги
1.2 Вибір перетинів проводів повітряних ліній
1.3 Вибір схем електричних сполук і встаткування підстанціїГЕС і проміжної підстанції
1.4 Техніко-економічне порівняння варіантів виконанняелектропередачі й вибір доцільного
2. Розрахунок основних робочих режимів електропередачі
2.1 Режим найбільшої переданої потужності
2.2 Режим найменшої переданої потужності
2.3 Після аварійний режим
3. Синхронізаційні режими передачі
3.1 Синхронізація на шинах проміжної підстанції
3.2 Синхронізація на шинах передавальної станції
4. Основні техніко-економічні показники електропередачі
Висновок
Література
Введення
У даному дипломному проекті розглядається електропередача змінного струмунадвисокої напруги з одною проміжною підстанцією, призначена для транспорту електричноїенергії від вилученої гідроелектростанції (ГЕС).
На підставі вихідних даних складаються технічно можливі варіанти схемиелектропередачі, для кожного з яких вибираються номінальні напруги її ділянок іперетину проводів, основне встаткування й схеми електричних сполук підстанції ГЕСі проміжної підстанції. Проводячи техніко-економічне порівняння декількох варіантів,вибирають найвигідніший варіант.
Для обраної схеми електропередачі проводяться розрахунки основних робочихрежимів мережі й особливих режимів роботи. На підставі аналізу розрахованих режиміввизначається потужність пристроїв, що компенсують, вибираються місця їхньої установкий проробляються схеми їхнього включення.
У заключній частині проекту визначаються основні техніко-економічніпоказники спроектованої електропередачі.
1. Складання варіантів можливого виконання електропередачій вибір найвигіднішого варіанта1.1 Складання варіантів схем електропередачі, вибірчисла ланцюгів і номінальної напруги
Вибір числа ланцюгів на ділянках електропередачі виробляється за умовоюобґрунтовано надійного постачання енергією споживачів проміжної підстанції, а такожспоживачів прийомної системи, забезпечуваних енергією від ГЕС. Взаємне зіставленнятрьох заданих величин (найбільша потужність Р0 = 700 МВт, передана відГЕС; найбільша потужність споживачів проміжної підстанції PПС = 350 МВт;оперативний резерв потужності в прийомній системі PРЕЗ = 200 МВт) дозволяєнамітити варіанти по числу ланцюгів ВЛ на кожній з ділянок. Для вибору номінальноїнапруги на кожній з ділянок електропередачі будемо порівнювати натуральну потужністьлінії певного класу напруги з найбільшою потужністю, переданої по лінії.
Найбільша потужність на першій ділянці: PВЛ1 = P0= 700 МВт; на другому: PВЛ2 = P0 · (1 — 0,04) — PПС =700 · 0,96 — 350 = 322 МВт
На підставі аналізу вище наведених величин, намітимо 2 варіанти схемиелектропередачі:
/>
Мал.1. Варіанти принципової схеми електропередачі
1.2 Вибір перетинів проводів повітряних ліній
Перетин проведення вибирається з використанням нормованих значень економічноїщільності струму.
Знайдемо число годин максимуму навантаження:
/> ч/рік
По таблиці 3.12 [1] визначаємо нормовану щільність струму jН= 0,8 А/мм2 (для алюмінієвих проводів при ТМАХ > 5000 ч/рік)
Орієнтовно для визначення розрахункового струму приймаємо cosφ= 0,97
СХЕМА 1
Лінія 1
Розрахункова фотополяриметр навантаження:
/> А
Розрахунковий перетин проведення:
/> мм2,
де n — число проводів у фазі
Мінімальний перетин проведення за умовою корони для 330 кВ — 240 мм2, розрахункове вийшло більше,вибираємо проведення 2´АС-400/51.Перевіримо це проведення по нагріванню:
/> А — припустиме значення тривалогоструму для проведення 2´АС-400/51[1, табл.3.15] Тому що
N = 2, те /> А
/> А> />А
По таблиці 3.9 [1] визначаємо питомий активний опір лінії:
/> Ом/кмÞ /> Ом
Лінія 2
/> А
/> мм2,
Мінімальний перетин проведення за умовою корони для 330 кВ — 240 мм2, розрахункове вийшло більше,вибираємо проведення 2´АС-400/51.Перевіримо це проведення по нагріванню:
/> А > />А
/> Ом/кмÞ /> Ом
СХЕМА 2
Лінія 1
Розрахункова фотополяриметр навантаження:
/> А
Розрахунковий перетин проведення:
/> мм2
Мінімальний перетин проведення за умовою корони для 500 кВ — 300 мм2, розрахункове вийшло більше,вибираємо проведення 3´АС-400/51.Перевіримо це проведення по нагріванню: /> А — припустиме значення тривалогоструму для проведення 3´АС-400/51[1, табл.3.15] Тому що
N = 1, те /> А
/> А> />А
/> Ом/кмÞ /> Ом
Лінія 2
/> А
/> мм2,
Вибираємо проведення 2´АС-400/51.
/> А > />А
режим електропередача синхронізація
/> Ом/кмÞ /> Ом1.3 Вибір схем електричних сполук і встаткування підстанціїГЕС і проміжної підстанції
Натуральна потужність одного ланцюга лінії 220 кВ дорівнює 135 МВт,виходячи із цього знайдемо зразкову кількість ліній 220 кВ: РПС = 350МВт, отже n = РПС / 135 = 2,6, отже, кількість ліній 220 кВ до споживачівдорівнює 3 шт.
Припускаємо, що у всіх варіантах споживачі проміжної підстанції повинніодержувати живлення по 3 лініям 220 кВ.
СХЕМА 1
Внаслідок відсутності значного споживання енергії в районі спорудженняГЕС і обмеженості площадки для спорудження ОРУ, застосовуємо блокову сполуку генераторіві підвищувальних трансформаторів. При цьому необхідно врахувати, що потужність одногоблоку не повинна перевищувати потужності оперативного резерву в прийомній системі(PРЕЗ = 200 МВт), тому вибираємо 5 гідрогенераторів СВ — 855/235-32[1, табл.5.3]. Параметри:
PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр;UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о. е.
Сумарна потужність генераторів ГЕС: РSГЕН. = 150 (5 = 750 Мвт. Уважаємо, що 750 — 700 = 50 Мвт ідутьна покриття власних потреб станції й живлення місцевого навантаження (або генераторинебагато недовантажені).
Один гідрогенератор буде підключатися до одного блокового трансформатора,тоді /> МВА.Вибираємо блоковий трансформатор типу ТДЦ — 2000000/330 [1, табл.5.19]. Параметри:
SНОМ = 200 МВА; UНОМ ВН = 347 кВ; UНОМ НН= 13,8 кВ; UК = 11%; ΔPК = 560 кВт; ΔPХ= 220 кВт; RТ = 1,68 Ом; XТ = 66,2 Ом.
При числі приєднань рівному 7 (2×ВЛ 330 кВ і 5×БТ) і напрузі330 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.2).
/>
Мал.2. Схема електричних сполук ГЕС
Проміжна підстанція буде мати 2 ОРУ: 330 кВ і 220 кВ. Виберемо схемидля всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:
ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 330 кВ + 2? АТ 330/220).Вибираємо схему «трансформатори — шини із приєднанням ліній через 2 вимикачі»ОРУ 220 кВ: кількість ліній 220 кВ дорівнює: />шт., кількість приєднань = 5 (3×ВЛ220 кВ + 2×АТ 330/220). Вибираємо схему «одна система шин з обхіднийз окремими секційним і обхідним вимикачами». Схема ОРУ 220 кВ представленана мал.3.
/>
Мал.3. Схема ОРУ 220 кВ проміжної підстанції
Вибір автотрансформаторів 330/220 кВ:
/> МВА.
Вибираємо 2 трифазних автотрансформатори типу АТДЦТН — 240000/330/220.З обліком того, що в нас немає графіків навантажень трансформаторів і в цей часкороткочасне перевантаження трансформаторів доходить до 60-70%, вибираємо автотрансформаторменшої потужності — 240 МВА, чим розрахункова — 255,1 МВА.
/>
Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції
СХЕМА 2
Генератори будуть такими ж, як і у варіанті схеми №1 (СВ — 855/235-32),але, оскільки ОРУ ВН ГЕС у цьому варіанті має номінальна напруга 500 кВ, те виберемоблокові трансформатори типу ТДЦ — 250000/500 [1, табл.5.21]. Параметри:
SНОМ = 250 МВА; UНОМ ВН = 525 кВ; UНОМ НН= 15,75 кВ; UК = 13%; ΔPК = 600 кВт; ΔPХ= 250 кВт; RТ = 2,65 Ом; XТ = 143 Ом.
При числі приєднань рівному 6 (1×ВЛ 500 кВ і 5×БТ) і напрузі500 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.5).
/>
Мал.5. Схема електричних сполук ГЕС
Оскільки номінальні напруги ділянок електропередачі в цьому варіантіне збігаються, то проміжна підстанція буде мати 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ і 220 кВ.Виберемо схеми для всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:
ОРУ 500 кВ: кількість приєднань = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2? АТ 500/330+ 2? АТ 500/220). Вибираємо схему «трансформатори — шини з полуторним приєднаннямліній» ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2? АТ 500/330).«трансформатори — шини із приєднанням ліній через два вимикачі» ОРУ 220кВ: кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2? АТ 500/220). Вибираємо схему«одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачем».
Схема ОРУ 220 кВ така ж як і у варіанті 1 (мал.3)
Вибір автотрансформаторів 500/330 кВ:
/> МВА.
Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН — 167000/500/330.
Вибір автотрансформаторів 500/220 кВ:
/> МВА.
Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН — 167000/500/220.
Схема електричних сполук проміжної підстанції представлена на мал.4.
/>
Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції1.4 Техніко-економічне порівняння варіантів виконанняелектропередачі й вибір доцільного
Технічно можливі варіанти виконання електропередачі зіставляються понаведених народногосподарських витратах на її спорудження й експлуатацію. При цьомудопускається зіставлення тільки в частинах, що відрізняються, варіантів, а такожневрахування витрат на відшкодування втрат енергії в трансформаторах, шунтувальнихреакторах і конденсаторних батареях через їхню малість у порівнянні з такими витратамидля ділянок ВЛ.
Однаковим елементом для обох варіантів є: схема ОРУ 220 кВ.
Економічно доцільним приймається варіант, характерний найменшими наведенимивитратами за умови, що витрати на інші варіанти перевищують найменші більш ніж на5%.
Наведені витрати:
/>
EН = 0,12 — нормативний коефіцієнт порівняльної ефективностікапіталовкладень
/> -сумарні капіталовкладення, />
/> -сумарні витрати, />
У — збиток від недовідпустки електроенергії
Техніко-економічний розрахунок для варіанта №1:
Капіталовкладення:
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис.грн. — вартість осередку з вимикачем 330 кВ [1, табл.7.16]
/> тис. грн. [1, табл.7.18]
/> тис.грн. [1, табл.7.28]
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн.
К0= 147 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км — вартість спорудження 1 км. лінії 330 кВ (для сталевих опор, район по ожеледі II, проведення 2 (АС-400/51)[1, табл.7.5]
КЗОН = 1,0 — зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]
/> тис. грн.
/> тис. грн. [1, табл.7.16]
/> тис. грн. [1, табл.7.18]
/> тис.грн. [1, табл.7.28]
/> тис. грн.
Витрати:
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/>,/> - щорічнівитрати на обслуговування й ремонти силового встаткування, у частках від капіталовкладень[1, табл.6.2]
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> -щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень[1, табл.6.2]
/> тис. грн.
/> кіп/кВт·ч- /> МВт·ч/год
/> МВт
/> кВт/км — питомі втрати на корону[1, табл.3.10]
/> ч/рік
/> МВт
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> МВт·ч/год
/> МВт
/> кВт/км
/> МВт
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/>,збиток ми не розглядаємо, тому що права частина обох варіантів — це лінія 330 кВтого самого перетину. Збиток правої частини так само не розглядаємо, через індивідуальністьзавдання: у другому варіанті права частина схеми — це лінія 500 кВ, і при виходіїї з коштуючи виходить із роботи вся схема. Таким чином. у жодному варіанті збитокне розглядаємо.
Наведені витрати:
/> тис. грн.
Техніко-економічний розрахунок для варіанта №2:
Капіталовкладення:
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис.грн. вартість осередку з вимикачем 500 кВ [1, табл.7.16]
/> тис. грн. [1, табл.7.19]
/> тис.грн. [1, табл.7.28]
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн.
ДО0= 125 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км — вартість спорудження 1 км. лінії 500 кВ, 330 (для сталевих опор з відтягненнями, район по ожеледі II,проведення 3 (АС-400/51) [1, табл.7.5]
КЗОН = 1,0 — зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн. [1, табл.7.16]
/> тис. грн. [1, табл.7.16]
/> тис. грн. [1, табл.7.18-7.19]
/> тис.грн. [1, табл.7.28]
/> тис. грн.
Витрати:
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/>,/> - щорічнівитрати на обслуговування й ремонти силового встаткування, у частках від капіталовкладень[1, табл.6.2]
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> -щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень[1, табл.6.2]
/> тис. грн.
/> кіп/кВт·год- /> МВт·ч/год
/> МВт
/> кВт/км — питомі втрати [1, табл.3.10]
/> год/рік
/> МВт
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> МВт·/год
/> МВт
/> кВт/км — питомі втрати на корону[1, табл.3.10]
/> МВт
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/>
Наведені витрати:
/> тис. грн.
Отже, одержали:
С1= 18986,8 тис. грн.
С2= 19458,4 тис. грн.
Знайдемо різницю у відсотках:
/>.
Різниця у відсотках вийшла менш 5%, що говорить про зразкову рівноцінністьваріантів, але виходячи з того, що в схемі 1 ліва частина схеми це двухцепна лінія,відповідно більше надійна, чим одно ланцюгова в другій схемі, таким чином виходячиз надійності, вибираємо варіант схеми №1
/>
2. Розрахунок основних робочих режимів електропередачі
У розрахунку приймаються наступні допущення:
протяжні ділянки ВЛ представляються П — образними схемами заміщенняз урахуванням поправочних коефіцієнтів на
розподіл напруги по довжині лінії вважається відповідної ідеалізованоїВЛ
втрати потужності при коронуванні проводів ураховуються як зосередженівідбори на кінцях ділянок електропередачі
втратами активної потужності намагнічування трансформаторів і шунтувальнихреакторів зневажають
не враховується активний опір трансформаторів
З огляду на вище сказане, складемо схему заміщення електропередачі(мал.6).
/>
Мал.6. Схема заміщення електропередачі
Розрахуємо параметри ліній електропередач на один ланцюг:
Лінія 1: UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; /> Ом/км; /> Ом/км; /> См/км; />МВт/км
/>
/>; />
/>
/> Ом
/> Ом
/> см
/> МВт
/> Ом;
/> МВт
Лінія 2:
UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; /> Ом/км; /> Ом/км; /> См/км; />МВт/км
/> радий.
/>; />
/>
/> Ом
/> Ом
/> см
/> МВт
/> Ом; /> МВт
Параметри трансформаторів:
блокові трансформатори ГЕС: ТДЦ — 200000/330
/> кВ; /> кВ; /> Ом [1, табл.5.19]
автотрансформатори 2×АТДЦТН — 167000/330/220:
/> кВ; /> кВ; /> кВ; /> Ом; />; /> Ом [1, табл.5.22]
Напруга U3 на шинах системи у всіх режимах приймається рівнимномінальному (330 кВ). Коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачіне повинен бути нижче заданого (/>)2.1 Режим найбільшої переданої потужності
Завдання розрахунку полягає у відшуканні економічно доцільного відношеннязначень напруги на початку й кінці головної ділянки електропередачі (перепаду напруги).
Такому перепаду відповідають мінімальні народногосподарські витрати,наведені до одного року нормативного строку окупності. У витратах ураховуються капіталовкладенняв додатково встановлювані джерела реактивної потужності (ДРП) на проміжній підстанції,витрати на ремонт і обслуговування ДРП, а також витрати на відшкодування втрат електроенергіїв лінії.
Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1: /> Ом; /> Ом; /> См; /> МВт
Лінія 2: /> Ом; /> Ом; /> См; /> МВт
Група трансформаторів ГЕС:
/> Ом
2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
/> Ом; />; /> Ом
З метою зменшення втрат активної потужності бажано забезпечити можливобільше високі значення напруги в проміжних і вузлових крапках електропередачі, обмеженівищим допустимим напруженням UДОП = 1,1·UНОМ = 363 кВ. Натуральнапотужність лінії першої ділянки /> МВт німого більше переданої потужностіР0= 700 МВт, отже в лінії буде надлишок реактивної потужності, а напругав середині лінії буде перевищувати напруги по кінцях лінії; з огляду на це, задамосянапругою U1 рівним 1,05·UНОМ і проведемо розрахунок режимупри різних значеннях U2.
U1 = 347 кВ, U2 = 340 кВ
/> МВт
/> Ом; />65,99 Ом
/> см
/>; />; />
/>
/> МВАр
/>МВАр
/>/>13,71 кВ
/> МВАр
/>0,999
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб,одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижчезаданого (/>),а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ). Q2= — 25 МВАр. Приймаємо /> МВт (власні потреби підстанції й місцевенавантаження).
/> МВт
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/>339,34 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> 247,37кВ
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
Потужність синхронного компенсатора
/>76,12 МВАр
/>
/> 12,27 кВ
/> повиннеперебувати в технічних межах: від /> до />. Інакше даний варіант не здійснимопо технічних умовах. напруга, Що Вийшла, UНН не відповідає припустимому.
Наведені витрати:
/> = 3231,9 тис. грн.
КСК ≈ 35 тис. грн. /Мвар — питома вартість СК типуКСВБ 50-11
Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимоу вигляді таблиці:
Таблиця 1 — Результати розрахунку режиму найбільшої переданої потужності
U2, кВ 310 320 330 340 δ° 24,12 23,54 23 22,5
Q'ВЛ1, МВАр 262,61 207,44 152,45 97,6
Q0, МВАр 84,76 29,59 -25,41 -80,25
UГ, кВ 14,11 13,98 13,84 13,71
cosφГ 0,971 0,987 0,996 0,999
ΔPВЛ1, МВт 33,14 31,6 30,42 29,61
ΔQВЛ1, МВАр 303,61 289,48 278,7 271,22
P''ВЛ1, МВт 665,64 667,18 668,36 669,17
Q''ВЛ1, МВАр -41 -82,04 -126,25 -173,62
P1, МВт 664,42 665,96 667,14 667,96
Q1, МВАр 100,95 69,22 34,6 -2,87
Q1 — QР, МВАр 100,95 69,22 34,6 -2,87
Q2, МВАр -65 -75 -60 -25
P2, МВт 311,42 312,96 314,14 314,96
QАТ, МВАр 165,95 144,22 94,6 22,13
Q'АТ, МВАр 134,92 116,38 70,57 0,91
U'2, кВ 300,34 311,92 325,06 339,34
UСН, кВ 220,25 228,74 238,38 248,85
Q'АТ. Н, МВАр 63,85 45,31 -0,51 -70,16
QАТ. Н, МВАр 57,54 42,36 -0,49 -64, 19
QСК, МВАр 53,77 29,71 0,49 34,06
UНН, кВ
9,03 9,72 10,84
12,27 З, тис. грн. 3410,5 3158,2 2735,1 3231,9
Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ;
Тому що на обох ділянках електропередачі однакові напруги, те їхні режимивиявляються взаємозалежними, тому що створення перепаду напруги на першій ділянці(/>) приводитьдо виникнення перепаду на другій ділянці (/>). Тому в розрахунках потужності ДРПураховується зміна реактивної потужності на початку другої ділянки й контролюєтьсявеличина /> наприкінційого, а в розрахунках наведених витрат — відшкодування втрат енергії при передачіпо двох ділянках.
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/>
/>333,4 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> 0,994
Перевірка технічних обмежень:
/> кВ кВ кВ
/> (на споживання)
/> кВ кВ кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 1:
/>
/> Ом
/> МВА
/> кА
/>
=/>кВ
/> кВ кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
/>
/> Ом
/> МВА
/> кА
/>
/> кВ
/> кВ кВ
Таким чином, у цьому режимі не потрібно встановити реактори й синхроннікомпенсатори на проміжній підстанції.2.2 Режим найменшої переданої потужності
За умовою в цьому режимі найбільша передана потужність по головній ділянці,а також потужність споживачів проміжної підстанції становлять 30% від відповіднихзначень для режиму найбільших навантажень, тобто:
P0 = 700·0,3 = 210 МВт; PПС = 350·0,3 = 105 МВт.
У зв'язку із цим відключені 3 блоки на ГЕС, а також по одному ланцюзілінії на кожній ділянці (для зниження надлишку реактивної потужності в електропередачі);уважаємо, що всі автотрансформатори залишаються в роботі.
Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1: /> Ом; /> Ом; /> См;
/> МВт
Лінія 2: /> Ом; /> Ом; /> См;
/> МВт
Група трансформаторів ГЕС: /> Ом
2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
/> Ом; />; /> Ом
Передана по лініях потужність у цьому режимі значно менше натуральної,тому в лініях виникає надлишкова реактивна потужність, що стікає з ліній, завантажуючигенератори передавальної станції й приймальню систему. Одночасно підвищується напругав середній зоні ділянок електропередачі. З метою зниження генерації реактивної потужностій забезпечення припустимих значень напруги в середині лінії, задамося напругою U1не вище номінального й проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2для відшукання оптимального перепаду напруг.
U1 = 330 кВ, U2 = 330 кВ
/> МВт
/> Ом; /> Ом
/> см
/>; />; />
/>
/> МВАр
/>МВАр
Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів3×РОДЦ — 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, щостікає з лінії до генераторів (інакше UГ
/> МВАр
/>
/>13,158кВ, /> МВАр
/>0,997
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
Установлюємо наприкінці першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів3? РОДЦ — 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікаєз обох ліній. Тоді:
/> МВАр
Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб,одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижчезаданого (/>),а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).
Q2 = — 81 МВАр
Приймаємо /> МВт (власні потреби підстанції й місцевенавантаження).
/> МВт
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/>
= 327,61 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> 240,25 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
Потужність синхронного компенсатора
/>17,26 МВАр
/>
/> 10,67 кВ
Наведені витрати:
/> 727 тис. грн.
Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимоу вигляді таблиці:
Таблиця 2 — Результати розрахунку режиму найменшої переданої потужності
U2, кВ 315 320 325 330 δ° 14,65 14,52 14,39 14,27
Q'ВЛ1, МВАр 54,37 41,54 28,72 15,89
Q0, МВАр -28,52 -41,34 -54,17 -66,96
Q0+ QР, МВАр 44,77 31,95 19,12 6,31
UГ, кВ 13,67 13,59 13,51 13,43
cosφГ 0,953 0,969 0,982 0,992
ΔPВЛ1, МВт 5,97 5,82 5,7 5,63
ΔQВЛ1, МВАр 54,71 53,28 52,22 51,55
P''ВЛ1, МВт 203,42 203,58 203,69 203,76
Q''ВЛ1, МВАр -0,347 -11,74 -23,51 -35,66
P1, МВт 202,81 202,97 203,08 203,66
Q1, МВАр 72,93 63,89 54,5 44,77
Q1 — QР, МВАр 8,13 -2,98 -14,48 -26,35
Q2, МВАр -109 -112 -100 -81
P2, МВт 96,31 96,47 96,58 96,65
QАТ, МВАр 117,13 109,02 85,52 41,34
Q'АТ, МВАр 112,18 104,57 82,52 38,99
U'2, кВ 307,78 313,39 319,91 327,61
UСН, кВ 225,71 229,82 234,6 240,25
Q'АТ. Н, МВАр 90,86 83,25 60,74 17,67
QАТ. Н, МВАр 78,73 73,42 55,72 17,26
QСК, МВАр 78,73 73,42 55,72 17,26
UНН, кВ
9,78
10,14 10,76 10,67 С, тис. грн. 1126,6 1072,8 929,8 727
Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ. Варіантиз U2 = 315 кВ і U2 = 320 кВ не підходять і з технічних причин(UНН
Оскільки автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ має РПН із боку СН, тонапруга U3 залежить від U2.
Приймаємо U3 = 330 кВ
/> МВт; /> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/>
/>335,7 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> 0,981
Перевірка технічних обмежень:
/> кВ кВ кВ
/> (на споживання)
/> кВ кВ кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 1:
/>
/> Ом
/> МВА
/> кА
/>
/> кВ
/> кВ кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
/>
/> Ом
/> МВА
/> кА
/>
/> кВ
/> кВ кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсаторитипу КСВБ 50-11 на проміжній підстанції, 1 групу однофазних реакторів 3×РОДЦ- 60000/500 на початку першої лінії й 1 групу однофазних реакторів 3? РОДЦ — 60000/500наприкінці першої лінії.2.3 Після аварійний режим
Цей режим відрізняється від режиму найбільшої переданої потужності тим,що відбувається аварійне відключення одного ланцюга головної ділянки електропередачі.Завданням розрахунку в цьому випадку є визначення допустимості такого режиму й вибірзасобів, що забезпечують роботу електропередачі. Оскільки найбільша передана потужністьпо головній ділянці (P0= 700 МВт) значно більше натуральної потужностілінії (PC = 356,4 МВт), те необхідно задіяти оперативний резерв прийомноїсистеми для розвантаження головної лінії. Тоді P0= P0 — РРЕЗ= 700 — 200 МВт = 500 МВт
Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1: /> Ом; /> Ом; /> См;
/> МВт
Лінія 2: /> Ом; /> Ом; /> См;
/> МВт
Група трансформаторів ГЕС: /> Ом
2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
/> Ом; />; /> Ом
Приймаємо: U1 = 340 кВ, U2 = 330 кВ
/> МВт
/> Ом; />131,98 Ом
/> см
/>; />; />
/>
/> МВАр
/>МВАр
/>/>13,67 кВ
/> МВАр
/>0,986
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щободержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижчезаданого (/>),а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).
Q2 = — 75 МВАр
Приймаємо /> МВт (власні потреби підстанції й місцевенавантаження).
/> МВт
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/>
= 331,96 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> 239,44 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
Потужність синхронного компенсатора
/>132,3 МВАр
/>
/> 11,41 кВ
Приймаємо U3 = 330 кВ
/> МВт; /> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/>
/>334,0 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> 0,981
Перевірка технічних обмежень:
/> кВ кВ кВ
/> (на видачу)
/> кВ кВ кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
/>
/> Ом
/> МВА
/> кА
/>/> кВ
/> кВ кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити тільки 2 синхроннихкомпенсатори типу КСВБ-100-11 на проміжній підстанції.
3. Синхронізаційні режими передачі
Під синхронізаційним режимом розуміється режим однобічного включенняпередачі, коли лінія головної ділянки відключена з якої-небудь однієї сторони — або з боку проміжної підстанції, або з боку станції. З іншої сторони ця лінія включенапід напругу. Якщо головна ділянка має 2 ланцюга, то під напругою перебуває тількиодин ланцюг, друга відключена із двох сторін.3.1 Синхронізація на шинах проміжної підстанції
У цьому випадку лінія головної ділянки передачі включена з боку станціїй відключена на проміжній підстанції. При цьому проміжна підстанція зберігає живленнявід прийомної системи по другій ділянці передачі.
/>
Мал.7. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинахпроміжної підстанції.
Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1: /> Ом; /> Ом; /> См; /> МВт, Лінія 2: /> Ом; /> Ом; /> См; /> МВт. Група трансформаторівГЕС: /> Ом
2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
/> Ом; />; /> Ом
Розрахуємо ділянку електропередачі «система — проміжна підстанція»
Оскільки напруга на шинах системи у всіх режимах незмінно, те U3= 330 кВ.
Методом систематизованого підбора знаходимо />= />= 367,5 (при цьому /> МВт).
/>74,62 МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/> МВт
/> МВАр
/>
/> 300 кВ
/> МВт
/> МВАр
Автотрансформатор АТДЦТН — 240000/330/220 не має РПН із боку СН
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/>
= 297,75 кВ
/> МВт(власні потреби підстанції й місцеве навантаження)
/> 350 МВт
/> МВАр
/>218,35 кВ
/> МВт
/> МВАр
/> МВАр
Потужність синхронного компенсатора:
/>54,69 МВАр
/>
/> 10,71 кВ
Тепер розрахуємо першу ділянку електропередачі.
Один ланцюг лінії 1 відключений, на ГЕС запускають 1 генератор.
Умова точної синхронізації: U2 = U2X
/> радий/км
/>
/> Ом
На шинах ВН станції необхідно мати напругу: />270,91 кВ, а на висновкахгенератора відповідно: />/> кВ, що менше /> кВ.
При знаходженні UГ у припустимих межах напруга U2Xна відкритому кінці лінії буде перевищувати U2; для виходу із цієї ситуаціїнеобхідно наприкінці лінії встановити шунтувальні реактори. Визначимо необхіднаїхня кількість:
/>
/> см
/> см
/>, отже необхідно встановити 3 групиреакторів, але при цьому напруга на генераторі буде вище припустимого, тому встановлюємо2 групи реакторів типу 3×РОДЦ — 60000/500
/> см
/>
/>322,34 кВ
/> МВАр
У розрахунку будемо зневажати активною потужністю в лінії на неодруженомуходу.
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі групу реакторів3×РОДЦ — 60000/500 з метою поглинання реактивної потужності, що стікає з лініїдо генераторів (інакше UГ
/> МВАр
/>13,42 кВ
/> МВАр
/> МВАр
/> кА
/> кА
Перевірка технічних обмежень:
/> кВ кВ кВ
/> кА > /> кА
/> кВ кВ кВ
Досліджуємо можливість самозбудження генератора. Для цього знайдемовхідний опір лінії із включеними на ній реакторами щодо шин ВН станції.
/> см
/> см
/> Ом/>См
/> Ом, /> Ом
/> Ом,
/> Ом — зовнішній опір носить ємнісноїхарактер, отже, самозбудження генератора можливо.
Перевіримо ще одну умову:
/> о.е. [1, табл.5.3]
/> Ом
/> Ом
/>Ом Ом,
отже самозбудження генератора не буде.
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсаторитипу КСВБО-50-11 на проміжній підстанції, 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ- 60000/500 на початку першої лінії й 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ- 60000/500 наприкінці першої лінії.3.2 Синхронізація на шинах передавальної станції
У цьому випадку лінія, через яку здійснюється синхронізація, включеназ боку проміжної підстанції й відключена з боку станції.
/>
Мал.8. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинахпередавальної станції.
З розрахунку попереднього режиму:
/> кВ;/> МВт; /> МВАр
Умова точної синхронізації: U1 = U1X />
/>13,21 кВ
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
Для поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії, необхідно наїї кінці встановити 3 групи реакторів 3×РОДЦ — 60000/500 інакше (UГ
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/> МВАр
/> 300,12 кВ
/> 350 МВт
/> МВАр
/>220,08 кВ
/> МВт
/> Мвар
/> МВАр
Потужність синхронного компенсатора
/>97,98 МВАр
/>
/> 11,34 кВ
Перевірка технічних обмежень:
/> кВ кВ кВ
/> кВ кВ кВ
/> кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсаторитипу КСВБ-50-11 на проміжній підстанції й 3 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ- 60000/500 наприкінці першої лінії.
Складемо підсумкову таблицю, у яку занесемо пристрої, що компенсують,необхідні для забезпечення всіх режимів:
Таблиця 3 — Розміщення пристроїв, що компенсують Початок ВЛ1 Кінець ВЛ1 П/СТ Початок ВЛ2 Кінець ВЛ2 Режим НБ - - - - - Режим НМ 3×РОДЦ — 60000/500 3×РОДЦ — 60000/500 2 × КСВБ-50-11 - - ПАРА - - 2 × КСВБ-100-11 - - Синхронізація на шинах П/СТ 2 ×3×РОДЦ — 60000/500 2 × 3×РОДЦ — 60000/500 2 × КСВБ-50-11 - - Синхронізація на шинах ГЕС - 3 × 3×РОДЦ — 60000/500 2 × КСВБ-50-11 - - РАЗОМ: 2 ×3×РОДЦ — 60000/500 3 × 3×РОДЦ — 60000/500 2 × КСВБ-100-11 - -
4. Основні техніко-економічні показники електропередачі
Техніко-економічні показники містять у собі засобу, необхідні для спорудженняелектропередачі, забезпечення її нормальної експлуатації, а також собівартість передачіелектроенергії й КПД електропередачі.
У процесі проектування була виявлена необхідність установки додатковихпристроїв:
2 синхронних компенсатори КСВБ-100-11
3 групи однофазних реакторів 3×РОДЦ — 60000/500 (з вимикачами330 кВ)
Урахуємо ці пристрої при розрахунку капіталовкладень.
1) Капіталовкладення:
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис.грн. — вартість осередку з вимикачем 330 кВ [1, табл.7.16]
/> тис. грн. [1, табл.7.18]
/> тис.грн. [1, табл.7.28]
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн.
К0 = 147 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км — вартість спорудження 1 км. лінії 330 кВ (для сталевих опор, район по ожеледі II, проведення 2 (АС-400/51) [1, табл.7.5]
КЗОН = 1,0 — зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]
/> тис. грн.
/> тис. грн. [1, табл.7.16]
/> тис. грн. [1, табл.7.18]
/> тис.грн. [1, табл.7.28]
/> тис. грн.
/> тис. грн. [1, табл.7.16, 7.25]
/> тис.грн. [1, табл.7.22]
/> тис. грн.
2) Витрати:
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> 16190,5 МВт·ч/год
/> МВА
/> тис. грн.
/>
/> тис. грн.
/> МВт·ч/год
/> МВА
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> -щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень[1, табл.6.2]
/> тис. грн.
/> кіп/кВт·ч
/> МВт·ч/год
/> МВт
/> кВт/км — питомі втрати на корону[1, табл.3.10]
/> ч/рік
/> МВт
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> тис. грн.
/> МВт·ч/год
/> МВт
/> кВт/км
/> МВт
/> тис. грн.
/>7136 тис. грн.
/>,тому що лінія 2 — одноланцюгова.
/>
/> -коефіцієнт змушеного простою
/>
/> відмова/рік — параметр потоку відмов(середня кількість відмов за рік) [1, табл.6.4] /> років/відмова — середній час відновлення[1, табл.6.6] /> - сумарне найбільше навантаження нормальногорежиму, МВт
/> - коефіцієнт обмеження навантаження
/> тис.грн. /квт·
3) Наведені витрати:
/> тис. грн.
4) КПД електропередачі:
/>,
де: /> - сумарні втрати енергії в електропередачіза рік, /> -річний виробіток електроенергії на ГЕС.
/>
/> МВт·ч
/> МВт·ч
/>6,07%
4) Собівартість передачі електроенергії:
/>,
де: /> - сумарні річні витрати на електропередачу,тис. грн.
/> -річне споживання електроенергії.
/> МВт·ч
/>0,183 коп/кВт·ч = 1,83 грн. /МВт·ч
Висновок
У даному дипломному проекті була спроектована електропередача змінногоструму надвисокої напруги з одною проміжною підстанцією, призначена для транспортуелектричної енергії від вилученої ГЕС.
На підставі вихідних даних були складені два варіанти схеми електропередачі,для кожного з яких були обрані номінальні напруги її ділянок і перетину проводів,основне встаткування й схеми електричних сполук підстанції ГЕС і проміжної підстанції.Потім на підставі техніко-економічного порівняння варіантів був обраний найбільшдоцільний.
Для обраної схеми електропередачі були розраховані основні робочі режими:найбільшої переданої потужності, найменшої переданої потужності, після аварійний.Також були розраховані режими синхронізації на шинах проміжної підстанції й на шинахпередавальної станції.
Завершальним етапом проекту стало визначення основних техніко-економічнихпоказників спроектованої електропередачі.
Література
1. Довідник по проектуванню електроенергетичних мереж / За редакцієюД.Л. Файбисовича. — К., 2006
2. Правила пристрою електроустановок — К, 2006
3.В.І. Ідельчик. Електричні системи й мережі. — К., 2004
4. Методичні вказівки по дипломному проекту «Далекі електропередачінадвисокої напруги». Зарудський Г.К., Рижов Ю.П. — К., 2007