МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)
Факультет “Энергетики и электротехники”Кафедра “Электрические системы”Курсовой проектПо 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 = ?(Рi/Рнб)2•ti
tпотерь = 12?2000+0,72?2500+0,52?2500+0,32?1760 = 4008,4 час.
Вариант 1Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь). Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц)Iрасч = 1340./(1•v3•750•0,99) = 1041,952 АFрасч = 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, где860 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 АFрасч = 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 А730 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 2Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц)Iрасч = 1340./(2•v3•500•0,99) = 781,464 АFрасч = 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 А730 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 А2190 > 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 1Ррасч = 1,15•1340 = 1541 МВт.Выбираем шесть гидрогенераторов СВ - 712/227 - 24.
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:
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 итогесхемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:
Рис.2.1 Схемаэлектрических 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:
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 Схемаэлектрических 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
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 ээ =Ипотери 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 =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:
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)2.ф т + 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 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:Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,664)2/3]•630•0,029 = 15,58 ОмXл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,664)2/6]•630•0,308 = 179,78 ОмВл1 = КВ•?•b0 =[1 + (0,664)2/12]•630•3,6•10-6 = 2,351 •10-3 СмГде 0,664 = в0•? , где ? = 630 км и
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.
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.
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
Расчётрежима 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.
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.
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.
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)2.ф т + 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)2.ф т + 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.