Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ. Варіанти з U2 = 315 кВ і U2 = 320 кВ не підходять і з технічних причин (UНН < UДОП = 10,45 кВ).

Оскільки автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ має РПН із боку СН, то напруга 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 компенсатори типу 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 - 60000/500 наприкінці 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 вибір засобів, що забезпечують роботу електропередачі. Оскільки найбільша передана потужність по головній ділянці (P0 = 700 МВт) значно більше натуральної потужності лінії (PC = 356,4 МВт), те необхідно задіяти оперативний резерв прийомної системи 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, щоб одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).

Q2 = - 75 МВАр

Приймаємо  МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

 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 синхронних компенсатори типу КСВБ-100-11 на проміжній підстанції.

3. Синхронізаційні режими передачі

Під синхронізаційним режимом розуміється режим однобічного включення передачі, коли лінія головної ділянки відключена з якої-небудь однієї сторони - або з боку проміжної підстанції, або з боку станції. З іншої сторони ця лінія включена під напругу. Якщо головна ділянка має 2 ланцюга, то під напругою перебуває тільки один ланцюг, друга відключена із двох сторін.

3.1 Синхронізація на шинах проміжної підстанції

У цьому випадку лінія головної ділянки передачі включена з боку станції й відключена на проміжній підстанції. При цьому проміжна підстанція зберігає живлення від прийомної системи по другій ділянці передачі.

Мал.7. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинах проміжної підстанції.

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

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 висновках генератора відповідно:  кВ, що менше  кВ.

При знаходженні UГ у припустимих межах напруга U2X на відкритому кінці лінії буде перевищувати U2; для виходу із цієї ситуації необхідно наприкінці лінії встановити шунтувальні реактори. Визначимо необхідна їхня кількість:

 см

 см

, отже необхідно встановити 3 групи реакторів, але при цьому напруга на генераторі буде вище припустимого, тому встановлюємо 2 групи реакторів типу 3×РОДЦ - 60000/500

 см

322,34 кВ < UДОП = 363 кВ

 МВАр

У розрахунку будемо зневажати активною потужністю в лінії на неодруженому ходу.

 МВАр

 МВАр

 МВАр

 МВАр

Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі групу реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:

 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 знайдемо вхідний опір лінії із включеними на ній реакторами щодо шин ВН станції.

 см

 см

 Ом См

 Ом,  Ом

 Ом,

 Ом - зовнішній опір носить ємнісної характер, 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 компенсатори типу 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, включена з боку проміжної підстанції й відключена з боку станції.

Мал.8. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинах передавальної станції.

З розрахунку попереднього режиму:

 кВ;  МВт;  МВАр

Умова точної синхронізації: U1 = U1X  < UДОП = 363 кВ, отже встановлювати реактори на початку першої лінії немає необхідності.

13,21 кВ

 МВАр

 МВАр

 МВАр

 МВАр

Для поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії, необхідно на її кінці встановити 3 групи реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 інакше (UГ<UДОП).

 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 < UДОП = 363 кВ

Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу 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

4. Основні техніко-економічні показники електропередачі

Техніко-економічні показники містять у собі засобу, необхідні для спорудження електропередачі, забезпечення її нормальної експлуатації, а також собівартість передачі електроенергії й КПД електропередачі.

У процесі проектування була виявлена необхідність установки додаткових пристроїв:

2 синхронних компенсатори КСВБ-100-11

3 групи однофазних реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 (з вимикачами 330 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 нормального режиму, МВт

 - коефіцієнт обмеження навантаження

 тис. грн. /квт·

3) Наведені витрати:

 тис. грн.

4) КПД електропередачі:

,

де:  - сумарні втрати енергії в електропередачі за 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 змінного струму надвисокої напруги з одною проміжною підстанцією, призначена для транспорту електричної 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 найбільш доцільний.

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 шинах передавальної станції.

Завершальним етапом проекту стало визначення основних техніко-економічних показників спроектованої електропередачі.

Література

1. Довідник по проектуванню електроенергетичних мереж / За редакцією Д.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 електропередачі надвисокої напруги". Зарудський Г.К., Рижов Ю.П. - К., 2007

 A

Страницы: 1, 2, 3