-
Пройти Антиплагиат ©



Главная » Рефераты » Текст работы «Выбор параметров и анализ режимов электропередачи»


Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

Исследование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему. Основные технико-экономические показатели.

Дисциплина: Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника
Вид работы: курсовая работа
Язык: русский
Дата добавления: 9.04.2015
Размер файла: 3052 Kb
Просмотров: 2427
Загрузок: 8

Все приложения, графические материалы, формулы, таблицы и рисунки работы на тему: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи (предмет: Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника) находятся в архиве, который можно скачать с нашего сайта.
Приступая к прочтению данного произведения (перемещая полосу прокрутки браузера вниз), Вы соглашаетесь с условиями открытой лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная (CC BY 4.0)
.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО

УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)

Факультет “Энергетики и электротехники”

Кафедра “Электрические системы”

Курсовой проект

По курсу: “Дальние линии электропередачи СВН”

Тема: “Выбор параметров и анализ режимов электропередачи”

Смоленск, 2003

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.

Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.

В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.

1. Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Сопоставляя три заданные величины:

наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0 = 1340 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст = 600 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв = 470 МВт.

Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:

Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.

Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.

При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:

где К02 и К01 - удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];

Ен = 0,12 - коэффициент эффективности капиталовложений;

а - коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ [1];

dРк1 и dРк2 - среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения [1];

r02 и r01 - погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха [1];

n - стандартное число проводов в фазе;

Зi и Зii - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;

tпотерь - время потерь.

tпотерь = ?(Рiнб)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•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 1340./(1•v3•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 один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные)

3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц) = (P0 - Рпс)./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 740./(1•v3•500•0,98) = 871,917 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 871,917 /(3•1) = 290,639 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3?АС 330/43.

Iдоп = 3•730 = 2190 А

730 А - длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

2190 > 872 , значит провод по нагреву проходит.

Вариант 2

Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 1340./(2•v3•500•0,99) = 781,464 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 781,464/(3•1) = 260,488 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3?АС 330/43.

Iдоп = 3•730 = 2190 А

730 А - длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

Iав.пер. = 2• Iрасч = 1564 А

2190 > 1564 , значит провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.

2. Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

Р
расч = 1,15•1340 = 1541 МВт.

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ - 712/227 - 24.

Номинальные данные:

Sном.г= 306 МВ?А, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosц =0,85, Хd = 1,653, Хd' = 0,424, Хd = 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:

Sном. тр = 417 МВ•А, Uвн ном = 787/v3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Д Рк = 0,8 МВт, ДРх = 0,4 МВт, Rт = 0,96 Ом, Хт = 69,3 Ом.

При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.

На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.

Расчётная мощность первой трансформации:

Sрасч = Р0./(1,4•cosцп/ст) = 1340./(1.4• 0,99) = 966,8 МВ•А

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

Sном. тр = 417 МВ•А, Uвн ном = 750/v3 кВ, Uсн ном = 500/v3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Д Рк = 0,7 МВт, ДРх = 0,28 МВт, Хт н = 309 Ом, Хт в = 55,1 Ом.

Расчётная мощность второй трансформации:

Sрасч = Рп/ст./(1,4 cosцп/ст) = 600./(1,4• 0,99) = 432,9 МВ•А

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

Sном. тр = 267 МВ•А, Uвн ном = 500/v3 кВ, Uсн ном = 230/v3 кВ, Uнн ном = 11 кВ,

ДРк = 0,325 МВт, ДРх = 0,125 МВт, Хт н = 113,5 Ом, Хт в = 61,1 Ом.

На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:

n = Рп/ст/135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.

Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор - шины с присоединением линий через два выключателя.

На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итоге схема электрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:

Рис.2.1 Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи.

Вариант 2

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 1000 МВ•А, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

ДРк = 2 МВт, ДРх = 0,6 МВт, Rт = 0,55 Ом, Хт = 40 Ом.

При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:

Рис.2.2 Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи.

Выбор выключателей на РУ

В цепи генераторов: I max = 260/(1,73•15,75• 0,85) = 11,213 кА

ВВГ - 20 - 160 /20000 У3

U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА

ОРУ 750 кВ: I max = 1340/(1,73•750•0,99) = 1,042 кА

ВВБ - 750 - 40/3150У1

U ном = 750 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 500 кВ: I max = 1340/(1,73•500•0,99) = 1,563 кА

ВНВ - 500А - 40/3150У1

U ном = 500 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 220 кВ: I max = 600/(1,73•220•0,99) = 1,59 кА

ВВБК - 220Б - 56/3150У1

U ном = 220 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 56 кА.

3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения в наибольшей мерерационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен К?? +У, где

Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

Ен = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);

К? - капиталовложения в сеть;

И? - издержки всей сети;

У - ущерб.

К? = Кл + Кп/ст.

Кл = Ко· ?, где

Ко - удельная стоимость сооружения линий,

? - длина линии, км

Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч

В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0

Кору = Корувн + Корусн

Ктр- капиталовложение трансформаторов,

Кпч - постоянная часть затрат

И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ, где

И? - издержки всей сети;

И?.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;

И?потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.

И?а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст

И?потери ээпотери ээВЛ + Ипотери тр

Иа.о.р.вл = ал·кл

ал - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

Ипотери ээ = Ипотери ээ ВЛ + И?потери ээ тр , где

И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.

Схема 1

З = Ен· К + И

К = К вл + КГЭС + Кп/ст

1) Квл = ко· L

Квл = к0(400))· ?1 = 97•630 = 43470 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

Корувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр = 2•1980 = 3960 тыс. руб.

Кпч = 6800 тыс. руб.

КГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.

3) Кп/ст = Кору вн 750 + Ктр 750 + К пч 750

Кору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр 750 = 2•2150 = 4300 тыс. руб.

Кп/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.

Тогда К = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

И а.о.р. + И потери ээ

И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р. ГЭС + И а.о.р.н/ст

И а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.

И а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.

И а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.

И а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ДWл1 = ДР л1 ф л1·б t, где б t, = 1

ДP л1= S2мах/ U2ном Rл = 1353,52 /7502 11,97 = 38,98 МВт

ф л1= (0,124 + Тмах./10000)2 8760

Wгод= 1340•2000 +1340•0,7•2500 +1340•0,5•2500 +1340•0,3•1760 = 7,408•106 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 7,408•106/1340 = 5528 час.

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

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

ДWкор л1 = 160•630 = 100800 МВт·ч

Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•156410,8 + 1,75•10-2•100800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:

Ипотери ээ тр = ЗI•ДРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII•ДР х.х ·8760

1) Т 750/10:

Ипотери ээ тр 750/10 = 2•10-2•1/2•0,8•(1353,5./1251)2 •4012,59 + 1,75•10-2•2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.

2) Т 750/500/10:

Ипотери ээ тр 750/500 = 2•10-2•1/2•0,7•(1353,5./1251)2• 4012,59 + 1,75•10-2•2·0,28•8760 = 118,73 тыс. руб.

Ипотери ээ тр У = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр У

Ипотери ээ У = 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 = щ•Тв•(Рнб - Ррез )•ен•Уов

щ = 0,2•10-2•630 = 1,26

ен = (Рнб - Ррез )/Рнб = (1340 - 470)/1340 = 0,649

Тв = 1,7•10-3

Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.

У = 1,26•1,7•10-3•870•0,649•4,5•1000 = 5442,47 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:

З = Ен· К + И + У

З1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.

Схема 2

З = Ен· К + И + У

К = К л1 + КГЭС

1) Кл1 = 2•к0(500))· ?1 = 2•49,9•630 = 62874 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

Ктр = 2•932 = 1864 тыс. руб.

Кпч = 2400 тыс. руб.

КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.

Тогда К = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

И а.о.р. + И потери ээ

И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.ору вн ГЭС

И а.о.р.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.

И а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.

И а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт

Wгод = 7,408•106 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 7,408•106 /1340 = 5528 час.

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

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

ДWкор л1 = 2•60•630 = 75600 МВт·ч

ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)

Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•134298,37+ 1,75•10-2•75600 = 4008,97 тыс. руб.

2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:

Ипотери ээ тр = ЗI•ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII•ДР х.х ·8760

Ипотери ээ тр = 2•10-2•1/2•2(1353,5./2000)2•4012,5+1,75•10-2•2•0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

Ипотери ээ У = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.

И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ

И? = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.

Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2

З1 = 22889,86 тыс. руб.. З2 = 14688,188 тыс. руб.

Оценим эту разницу в %: е = (22889,86 - 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%

Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям в наибольшей мерерациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.

Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 13АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,664)2/3]•630•0,029 = 15,58 Ом

Xл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,664)2/6]•630•0,308 = 179,78 Ом

Вл1 = КВ•?•b0 =[1 + (0,664)2/12]•630•3,6•10-6 = 2,351 •10-3 См

Где 0,664 = в0•? , где ? = 630 км и

Линия 23АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,443)2/3]•420•0,029 = 11,38 Ом

Xл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,443)2/6]•420•0,308 = 125,13 Ом

Вл1 = КВ•?•b0 =[1 + (0,443)2/12]•420•3,6•10-6 = 1,537•10-3 См

Где 0,443 = в0•? , где ? = 420 км.

3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

Произведём расчёт линии 2.

Произведём проверку режима:

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,46 кВ < UННдопmax =11,55кВ

2) UСНmax = 195,5? UСН = 228,731? UСНдопmax = 264,5кВ

3) UГдопmin =14,96 кВ < Uг = 15,104 кВ < UГдопmax =16,54 кВ

4) cosцг = 0,956 > cosцгном = 0,85

5) kз1 = 124,5 % >20% ; kз2 = 197,49 % >20%

kз1 = (Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1•U2/Xл1 - Р0)/Р0 = (525•515/89,89 - 1340)/1340 = 124,5 %

kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 = (U2•Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис = (515•492,533/125,13- 681,421)/681,421 = 197,49 %

Расчёт режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме, мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна из цепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточной подстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.

С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотрена установка двух групп реакторов 3xРОДЦ - 60/500 в начале головной линии и одной группы в конце.

В данном режиме U1 = 500 кВ.

Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.

Произведём расчёт линии 2.

Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ - 60/500.

Произведём проверку режима

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,869 кВ < UННдопmax = 11,55кВ

2) UСН = 195,5< UСНmax = 227,826<UСНдопmax = 264,5кВ

3) UГдопmin =14,96 кВ < Uг = 15,135 кВ < UГдопmax = 16,54 кВ

4) cosцг = 0,98 > cosцгном = 0,85

5) kз1 = 245,9 % >20%; kз2 = 838 %>20%

kз1 =(Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1•U2/Xл1 - Р0)/Р0 =(500•500/179,78 - 402)/402 = 245,9 %

kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 =(U2•Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис=(500•488,1/125,13 - 207,9)/207,9 = 838 %

Расчёт послеаварийного режима

В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.

При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (Pc=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05•Uном = 525 кВ; учтём резерв и УПК.

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 490 кВ.

Для выработки необходимой реактивной мощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.

В данном случае считаем, что вторая линия генерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другая её часть поступает в систему.

Произведём проверку режима:

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,524 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2) UСН = 195,5 кВ < UСН = 231,364 кВ < UСНдопmax= 264,5кВ

3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 16,04 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

4) cosцгном = 0,961 > cosцгном = 0,85

5) kз1=64,27 % >20 %; kз2=509%>20%

kз1 =(Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1•U2/Xл1 - Р0)/Р0 =(525•490/87 -1800)/1800 = 64,27 %

kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 =(U2•Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис=(490•481,88/66,82 - 580)/580 = 509 %

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки

УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-100-11, одной группы реакторов 3•РОДЦ - 60 в начале линии 1 и трёх групп реакторов 3•РОДЦ - 60 в начале линии 2

Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции

Рис 3.1 Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах промежуточной подстанции

В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок.

Рассчитаем участок электропередачи система - промежуточная подстанция.

Параметры схемы замещения :

Принимаем Рсистемы = 1,05•Рп/ст = 1,05•1100 = 1155 МВт, Uсис = 510 кВ

Р??л2 = Рсистемы - ДРк2/2 = 1155 - 6,3/2 = 1151,85 МВт

Q??л2 = Q??з2/2 = Uсис2•Y2/2 = 474,42 Мвар

Определим значение Q??л2, при котором U2 будет не более 500 кВ.

Q??л2 = [(Uсис - U2)• Uсис - Р??л2•R2]/X2 = [(510 - 500)•510 - 1151,85•7,015]/66,82

Q??л2 = - 44,6 Мвар

Устанавливаем в конце второй линии три группы реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью 3•180•( Uсис/525)2 = 509,58 Мвар

Q??л2 = 474,42 - 509,58 = - 35,58 Мвар

Р?л2 = Р??л2 - [Р??л22 + Q??л22]• R2/ Uсис2 = 1151,85 - [1151,852 + 35,582]• 7,015/ 5102

Р?л2 = 1116 МВт

Q?л2 = Q??л2 - [Р??л22 + Q??л22]• Х2/ Uсис2 = -35,58 - [1151,852 + 35,582]• 66,82/ 5102

Q?л2 = - 376,75

U2 = Uсис - ( Р??л2•R2+ Q??л2•X2)/ Uсис = 510 - (1151,85 •7,015- 35,58 •66,82)/510

U2 = 498,86 кВ.

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Рат = Р?л2 - ДРк2/2 = 1116 - 6,3/2 = 1112,85 МВт

Qат = Q?л2 + U22•Y2/2 = - 376,75 + 498,822•3, 648•10-3/2 = 77,1 Мвар

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее по условию работы электропередачи в режиме наибольших нагрузок.

Uнн = 11,045 < Umaxск = 11,55 кВ.

Следовательно, режим допустим.

Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.

Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.

Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.

U2 = 498,86 кВ.

U2 = U1/cos(в0•L) = 525/ cos(1,052•10-3•500•180/3,14) = 607,15 кВ

Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.

Определим необходимое количество этих реакторов:

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3•РОДЦ - 60.

Тогда

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

а) ЛЭП - 1

Qр= 2•180• (U2хх/525) 2 = 2•180• (497,868/525) 2 = 323,75 Мвар

Q??л1 = Qр - U2хх2•Y1/2 = 323,75 - 497,8682•1,862•10-3/2 = 92,98 Мвар

Q?л1 = Q??л1 + Q??л12•Х1/ U2хх2 = 92,28 + 92,282•145/ 497,8682 = 97,26 Мвар

Qл1 = Q?л1 - U12•Y1/2 = 97,26 - 5252•1,862•10-3/2 = -159,35 Мвар

Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Тогда Qл1 = -159,35 + 180 = 20,65 Мвар.

Qг = Qл1 + Qл12•Хт1/ U12 = 20,65 + 20,652•61,3/5252 = 20,745 Мвар

Iг = 0,764 кА < Iг ном = 10,997 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = 1/[j•Y1/2] = 1/[ j•1,862•10-3/2] = - j•1074,11 Ом

Хр = j• Uном2/Qр = j• 5252/180 = j•1531,25 Ом

Х1 = Zл1с•Хр/(Хср)= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•1531,25)

Х1 = 9,08 - j•819,26 Ом

Zвнешс•Х1/(Хс1) = - j•1074,11•[9,08-j•819,26] /(- j•1074,11+ 9,08- j•819,26)

Zвнеш = 0,511 - j•819,26 Ом

Хd = Хd •Uном2/Sном + j•Хт1= j•1,31•5002/353 + j•61,3 = j 989 Ом

Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. Xd= 989 Ом < Xвн = 819,26 Ом, то рабочая точка попадает в зону самовозбуждения.

Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов

в начале головной линии.

Тогда Qл1 = -159,35 + 360 = 200,65 Мвар.

Qг = Qл1 + Qл12•Хт1/ U12 = 200,65 + 200,65 2•61,3/5252 = 209,6 Мвар

Напряжение генератора находится в допустимых пределах.

Iг =8,04 кА < Iг ном = 10,997 кА

Следовательно, генератор не перегружен по току. Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = 1/[j•Y1/2] = 1/[ j•1,862•10-3/2] = - j•1074,11 Ом

Хр = j• Uном2/(2•Qр) = j• 5252/360 = j•765,625 Ом

Х1 = Zл1с•Хр/(Хср)= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•765,625)

Х1 = 9,08 + j•2,811 Ом

Zвнешс•Х1/(Хс1)+j•Хт1= - j•1074,11•[9,08 + j•2,811] /(- j•1074,11+ 9,08 + j•2,811)

Zвнеш = 3,473 - j•1738+ j•61,3 = 0.511 - j•1677

Хd = Хd •Uном2/Sном = 1,31•5002/353 = 927,76 Ом

Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. Xd = 989 <Xвн = 1677Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Рис.3.2 Зоны самовозбуждения генератора

Расчет режима синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Значения U2, PC, QC берем из предыдущего режима:

U2=497,87кВ, PC=559,3МВт, QC=10,56Мвар

U1хх = U2/cos(в0•?) = 498,86 /cos(1,052•10-3•500•180/3,14) = 575,69 кВ.

Необходимо, чтобы U1хх ? 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы. Yр = 180/5252 = 6,53•10-4 См

Т. о . в начале головной линии устанавливаем одну группу реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Q?л1 = U1хх2•Y1/2 - Qр = 519,712•1,862•10-3/2 - 180 = 71,46 Мвар

Q??л1 = Q?л1 - Q?л12•Х1/U1хх2= 71,46 - 71,462•145/ 519,712 = 68,72 Мвар

Q2 = Q??л1 + U22•Y1/2 = 68,72 + 498,872•1,862•10-3/2 = 300,4 Мвар

Рпс = Рсис = 1112,85 МВт

Qсис = 77,1 Мвар

Qат = Q2 + Qсис = 300,4 + 77,1 = 377,5 Мвар

U?2 = U2 - Qат•Хт2/ U2 = 498,87 - 377,5 •19,9/498,87 = 483,81 кВ

Uсн = U?2тр = 483,81•230/500 = 222,55 кВ

Q?ат = Qат - [Рсис 2 + Qат 2]• Хт2/ U22= 377,5 - [1112,85 2 + 377,5 2]•19,9/ 498,872

Q?ат = 267 Мвар

Q?нн = Q?ат - Qатс = 267 - 221,334 = 45,67 Мвар

Uнн = [U?2 - Q?нн •Хтн2/ U?2]•11/500 = [483,81 - 45,67•37,8/483,81]•11/500 =10,56 кВ

Qнн = Q?нн - Хтн2•(Q?нн/ U?2) 2 = 45,97 - 37,8•(45,67/483,81)2 = 45,63 Мвар

Учтём, что у нас уже имеются синхронные компенсаторы КСВБ0-100-11. В данном режиме они будут потреблять реактивную мощность.

Таким образом, в наибольшей меретяжелым режимом для СК является послеаварийный режим: необходимо установить 2xКСВБ-100-11.

Для обеспечения всех режимов необходимо установить 8 групп реакторов 8x3xРОДЦ-60/500.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:

Двух СК КСВБ-320/20, восьми групп реакторов 3хРОДЦ-60000/500

Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.

З = Ен· К + И

К = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ

1) Кл1 = 2•к0(500))· ?1 = 2•63,5•500 = 63500 тыс. руб.

2) Кл2 = 2•к0(300))· ?2 = 2•48,4•450 = 43560 тыс. руб.

3) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

Ктр = 4•705 = 2820 тыс. руб.

Кпч = 4100 тыс. руб.

КГЭС = 1560 + 2820+ 4100 = 8480 тыс. руб.

4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ

КОРУ ВН = 260•6 =1560 тыс. руб.

КОРУ СН = 110•12 =1320 тыс. руб.

КТР = 2•1260 = 2520 тыс. руб.

К пч = 2800 тыс. руб.

ККУ = КР + КСК

ККУ = 380•8 + 1150 = 4190 тыс. руб.

КП/СТ = 1560 + 1320 + 2520 + 2800 + 4190 = 12390 тыс. руб.

Тогда К = 63500 +43560+ 8480 + 12390 = 127930 тыс. руб.

И а.о.р. + И потери ээ

И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.ору вн ГЭС + И а.о.р.п/ст

И а.о.р.вл = 0,028·(63500 +43560) = 2997,7 тыс. руб.

И а.о.р. ГЭС = 0,078·8480 = 661,44 тыс. руб.

И а.о.р.п/ст = 0,084•12390 = 1040,76 тыс. руб.

И а.о.р = 2997,7 + 661,44 + 1040,76 = 4699,9 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

а) в линии 1:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• 0,5Rл = 23472 /5002 ·5 = 110,17 МВт

Wгод = 1,294•107 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 1,294•107/2300 =5626 час.

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

ДW л1= 110,17 · 4129,6 = 454950 МВт·ч

ДWкор л1 = 2•35•500 = 35000 МВт·ч

Ипотери ээ ВЛ1 = ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•454950+ 1,75•10-2•35000 =

9711,5 тыс. руб.

б) в линии 2:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• 0,5•Rл = 12242 /5002 ·7,015 = 42,04 МВт

Тмах = 5626 час.

ф л2= 4129,6 час

ДW л1= 42,04 · 4129,6 = 173608 МВт·ч

ДWкор л1 = 2•60•450 = 54000 МВт·ч

ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)

Ипотери ээ ВЛ2 = ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•173608+ 1,75•10-2•54000 =

4417,2 тыс. руб.

Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =9711,5 + 4417,2 =14128,66 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

Ипотери ээ тр ГЭС = ЗI•ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII•ДР х.х ·8760

Ипотери ээ тр ГЭС = 2•10-2•1/4•0,121(2346./1251)2•4129,6 + 1,75•10-2•4•0,42 ·8760 =266,33 тыс. руб.

б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:

Ипотери ээ тр п/ст = ЗI•ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII•ДР х.х ·8760

Ипотери ээ тр п/ст = 2•10-2•1/6•0,49•(1122,45./1602)2•4129,6 + 1,75•10-2•6•0,15 ·8760 =141,28 тыс. руб.

Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 266,33 + 141,28 = 407,61 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 14128,66 + 407,61 = 14536,27 тыс. руб.

И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ

И? = 4699,9 + 14536,27 = 19236,2 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З = Ен· К + И

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

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети:

С = И /Wгод

С = 19236,2 /1,294•107 = 1,5 руб./МВт·ч = 0,15 коп/кВт•ч

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986 - 648 с.: ил. М.:Энергоатомиздат, 1987.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов- 4-е изд., перераб. и доп. - М.: - Энергоатомиздат, 1989 - 608 с.: ил.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В. В. Ершевич, А. Н. Зейлингер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985 - 352 с.

4.Веников В.А.,Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока.- М.: Энергоатомиздат, 1985.-272 с.

5.Режимы дальних электропередач в примерах/Зарудский Г.К., Путятин Е.В.,

Рокотян И.С. и др.: Ред. Ю.П.Рыжов.-М.: Моск.энерг.ин-т, 1985.-180 с.

Заказать работу без рисков и посредников








Хочу скачать данную работу! Нажмите на слово скачать
Чтобы скачать работу бесплатно нужно вступить в нашу группу ВКонтакте. Просто кликните по кнопке ниже. Кстати, в нашей группе мы бесплатно помогаем с написанием учебных работ.

Через несколько секунд после проверки подписки появится ссылка на продолжение загрузки работы.
Сколько стоит заказать работу? Бесплатная оценка
Повысить оригинальность данной работы. Обход Антиплагиата.
Сделать работу самостоятельно с помощью "РЕФ-Мастера" ©
Узнать подробней о Реф-Мастере
РЕФ-Мастер - уникальная программа для самостоятельного написания рефератов, курсовых, контрольных и дипломных работ. При помощи РЕФ-Мастера можно легко и быстро сделать оригинальный реферат, контрольную или курсовую на базе готовой работы - Выбор параметров и анализ режимов электропередачи.
Основные инструменты, используемые профессиональными рефератными агентствами, теперь в распоряжении пользователей реф.рф абсолютно бесплатно!
Как правильно написать введение?
Подробней о нашей инструкции по введению
Секреты идеального введения курсовой работы (а также реферата и диплома) от профессиональных авторов крупнейших рефератных агентств России. Узнайте, как правильно сформулировать актуальность темы работы, определить цели и задачи, указать предмет, объект и методы исследования, а также теоретическую, нормативно-правовую и практическую базу Вашей работы.
Как правильно написать заключение?
Подробней о нашей инструкции по заключению
Секреты идеального заключения дипломной и курсовой работы от профессиональных авторов крупнейших рефератных агентств России. Узнайте, как правильно сформулировать выводы о проделанной работы и составить рекомендации по совершенствованию изучаемого вопроса.
Всё об оформлении списка литературы по ГОСТу Как оформить список литературы по ГОСТу?
Рекомендуем
Учебники по дисциплине: Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника







курсовая работа по предмету Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника на тему: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи - понятие и виды, структура и классификация, 2017, 2018-2019 год.



Заказать реферат (курсовую, диплом или отчёт) без рисков, напрямую у автора.

Похожие работы:

Воспользоваться поиском



Скачать работу: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи, 2019 г.

Перейти в список рефератов, курсовых, контрольных и дипломов по
         дисциплине Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника