Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Филиал государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине

"Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения"

Тема:

"Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи"

Введение

В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенная для транспорта электрической энергии от удалённой гидроэлектростанции (ГЭС).

На основании исходных данных составляются технически возможные варианты схемы электропередачи, для каждого из которых выбираются номинальные напряжения её участков и сечения проводов, основное оборудование и схемы электрических соединений подстанции ГЭС и промежуточной подстанции. Проводя технико-экономическое сравнение нескольких вариантов, выбирают наивыгоднейший вариант.

Для выбранной схемы электропередачи проводятся расчёты основных рабочих режимов сети и особых режимов работы. На основании анализа рассчитанных режимов определяется мощность компенсирующих устройств, выбираются места их установки и прорабатываются схемы их включения.

В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели спроектированной электропередачи.

1. Составление вариантов возможного выполнения электропередачи и выбор наивыгоднейшего варианта

1.1 Составление вариантов схем электропередачи, выбор числа цепей и номинального напряжения

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. Взаимное сопоставление трёх заданных величин (наибольшая мощность Р0 = 700 МВт, передаваемая от ГЭС; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции PПС = 350 МВт; оперативный резерв мощности в приёмной системе PРЕЗ = 200 МВт) позволяет наметить варианты по числу цепей ВЛ на каждом из участков.

Для выбора номинального напряжения на каждом из участков электропередачи будем сравнивать натуральную мощность линии определённого класса напряжения с наибольшей мощностью, передаваемой по линии.

Наибольшая мощность на первом участке: PВЛ1 = P0 = 700 МВт; на втором: PВЛ2 = P0 ·(1 - 0,04) - PПС = 700 · 0,96 - 350 = 322 МВт (потери мощности на первом участке взяты равными 4%) Натуральная мощность одной цепи линии 500 кВ составляет приблизительно 900 МВт, одной цепи линии 330 кВ - 360 МВт [1, табл. 3.1]

На основании анализа выше приведенных величин, наметим 2 варианта схемы электропередачи:

Рис. 1. Варианты принципиальной схемы электропередачи

1.2 Выбор сечений проводов воздушных линий

Сечение провода выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности тока.

Найдём число часов максимума нагрузки:

 ч/год

По таблице 3.12 [1] определяем нормированную плотность тока jН = 0,8 А/мм2 (для алюминиевых проводов при ТМАХ > 5000 ч/год)

Ориентировочно для определения расчётного тока принимаем cosφРАСЧ = 0,97

СХЕМА 1

Линия 1

Расчетная токовая нагрузка:

 А

Расчётное сечение провода:

 мм2,

где n - число проводов в фазе

Минимальное сечение провода по условию короны для 330 кВ - 240 мм2, расчетное получилось больше, выбираем провод 2´АС-400/51. Проверим этот провод по нагреву:

 А - допустимое значение длительного тока для провода 2´АС-400/51 [1, табл. 3.15]

Так как N = 2, то  А

 А > А

По таблице 3.9 [1] определяем удельное активное сопротивление линии:

 Ом/км Þ  Ом

Линия 2

 А

 мм2,

Минимальное сечение провода по условию короны для 330 кВ - 240 мм2, расчетное получилось больше, выбираем провод 2´АС-400/51. Проверим этот провод по нагреву:

 А > А

 Ом/км Þ  Ом

СХЕМА 2

Линия 1

Расчетная токовая нагрузка:

 А

Расчётное сечение провода:

 мм2

Минимальное сечение провода по условию короны для 500 кВ - 300 мм2, расчетное получилось больше, выбираем провод 3´АС-400/51. Проверим этот провод по нагреву:

 А - допустимое значение длительного тока для провода 3´АС-400/51 [1, табл. 3.15]

Так как N = 1, то  А

 А > А

 Ом/км Þ  Ом

Линия 2

 А

 мм2,

Выбираем провод 2´АС-400/51.

 А > А

 Ом/км Þ  Ом

1.3 Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции

Натуральная мощность одной цепи линии 220 кВ равна 135 МВт, исходя из этого найдем примерное количество линий 220 кВ: РПС = 350 МВт, следовательно n = РПС / 135 = 2,6, следовательно, количество линий 220 кВ к потребителям равно 3 шт.

Предполагаем, что во всех вариантах потребители промежуточной подстанции должны получать питание по 3 линиям 220 кВ.

СХЕМА 1

Вследствие отсутствия значительного потребления энергии в районе сооружения ГЭС и ограниченности площадки для сооружения ОРУ, применяем блочное соединение генераторов и повышающих трансформаторов. При этом необходимо учесть, что мощность одного блока не должна превышать мощности оперативного резерва в приёмной системе (PРЕЗ = 200 МВт), поэтому выбираем 5 гидрогенераторов СВ - 855/235-32 [1, табл. 5.3]. Параметры:

PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр; UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о.е.

Суммарная мощность генераторов ГЭС: РSГЕН. = 150×5 = 750 МВт. Считаем, что 750 - 700 = 50 МВт идут на покрытие собственных нужд станции и питание местной нагрузки (либо генераторы немного недогружены).

Один гидрогенератор будет подключаться к одному блочному трансформатору, тогда  МВА. Выбираем блочный трансформатор типа ТДЦ - 2000000/330 [1, табл. 5.19]. Параметры:

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 числе присоединений равном 7 (2×ВЛ 330 кВ и 5×БТ) и напряжении 330 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 2).

Рис. 2. Схема электрических соединений ГЭС

Промежуточная подстанция будет иметь 2 ОРУ: 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:

- ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «трансформаторы - шины с присоединением линий через 2 выключателя»

- ОРУ 220 кВ: количество линий 220 кВ равно: шт., количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями». Схема ОРУ 220 кВ представлена на рис. 3.

Рис. 3. Схема ОРУ 220 кВ промежуточной подстанции

Выбор автотрансформаторов 330/220 кВ:

 МВА.

Выбираем 2 трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН - 240000/330/220. С учетом того, что у нас нет графиков нагрузок трансформаторов и в настоящее время кратковременная перегрузка трансформаторов доходит до 60-70%, выбираем автотрансформатор меньшей мощности - 240 МВА, чем расчетная - 255,1 МВА.

Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции

СХЕМА 2

Генераторы будут такими же, как и в варианте схемы №1 (СВ - 855/235-32), но, поскольку ОРУ ВН ГЭС в этом варианте имеет номинальное напряжение 500 кВ, то выберем блочные трансформаторы типа ТДЦ - 250000/500 [1, табл. 5.21]. Параметры:

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 числе присоединений равном 6 (1×ВЛ 500 кВ и 5×БТ) и напряжении 500 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 5).

Рис. 5. Схема электрических соединений ГЭС

Поскольку номинальные напряжения участков электропередачи в этом варианте не совпадают, то промежуточная подстанция будет иметь 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:

- ОРУ 500 кВ: количество присоединений = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2×АТ 500/330 + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «трансформаторы - шины с полуторным присоединением линий»

- ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 500/330).

«трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя»

- ОРУ 220 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем».

Схема ОРУ 220 кВ такая же как и в варианте 1 (рис. 3)

Выбор автотрансформаторов 500/330 кВ:

 МВА.

Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН - 167000/500/330.

Выбор автотрансформаторов 500/220 кВ:

 МВА.

Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН - 167000/500/220.

Схема электрических соединений промежуточной подстанции представлена на рис. 4.

Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции

1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного

Технически возможные варианты выполнения электропередачи сопоставляются по приведенным народнохозяйственным затратам на её сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов, а также неучёт затрат на возмещение потерь энергии в трансформаторах, шунтирующих реакторах и конденсаторных батареях ввиду их малости по сравнению с такими затратами для участков ВЛ.

Одинаковым элементом для обоих вариантов является: схема ОРУ 220 кВ.

Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другие варианты превышают наименьшие более чем на 5%.

Приведенные затраты:

EН = 0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений

 - суммарные капиталовложения,

 - суммарные издержки,

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии

Технико-экономический расчёт для варианта №1:

Капиталовложения:

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб. - стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.18]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км - стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]

КЗОН = 1,0 - зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]

• тыс. руб.

 тыс. руб. [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.18]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

• тыс. руб.

Издержки:

• тыс. руб.

• тыс. руб.

,  - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

 тыс. руб.

 коп/кВт·ч - стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км - удельные потери на корону [1, табл. 3.10]

 ч/год

 МВт

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км

 МВт

• тыс. руб.

• тыс. руб.

•, ущерб мы не рассматриваем, т. к. правая часть обоих вариантов - это одноцепная линия 330 кВ одного и того же сечения. Ущерб правой части так же не рассматриваем, из-за индивидуальности задания: во втором варианте правая часть схемы - это одноцепная линия 500 кВ, и при выходе её из стоя выходит из работы вся схема. Т.о. ни в одном варианте ущерб не рассматриваем.

Приведенные затраты:

 тыс. руб.

Технико-экономический расчёт для варианта №2:

Капиталовложения:

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб. стоимость ячейки с выключателем 500 кВ [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.19]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

К0 = 125 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км - стоимость сооружения 1 км. линии 500 кВ, 330 (для стальных одноцепных опор с оттяжками, район по гололёду II, провод 3´АС-400/51) [1, табл. 7.5]

КЗОН = 1,0 - зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб. [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.18-7.19]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

• тыс. руб.

Издержки:

• тыс. руб.

• тыс. руб.

,  - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

 тыс. руб.

 коп/кВт·ч - стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км - удельные потери на корону [1, табл. 3.10]

 ч/год

 МВт

• тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км - удельные потери на корону [1, табл. 3.10]

 МВт

• тыс. руб.

• тыс. руб.

•

Приведенные затраты:

 тыс. руб.

Итак, получили:

З1= 18986,8 тыс. руб.

З2= 19458,4 тыс. руб.

Найдём разницу в процентах:

.

Разница в процентах получилась менее 5%, что говорит о примерной равноценности вариантов, но исходя из того, что в схеме 1 левая часть схемы это двухцепная линия, соответственно более надежная, чем одноцепная во второй схеме, т.о. исходя из надежности, выбираем вариант схемы №1

2. Расчёт основных рабочих режимов электропередачи

В расчёте принимаются следующие допущения:

- протяжённые участки ВЛ представляются П - образными схемами замещения с учётом поправочных коэффициентов на распределённость параметров

- распределение напряжения по длине линии считается соответствующим идеализированной ВЛ

- потери мощности при коронировании проводов учитываются как сосредоточенные отборы на концах участков электропередачи

- потерями активной мощности намагничивания трансформаторов и шунтирующих реакторов пренебрегают

- не учитывается активное сопротивление трансформаторов

Учитывая выше сказанное, составим схему замещения электропередачи (рис. 6).

Рис. 6. Схема замещения электропередачи

Рассчитаем параметры линий электропередач на одну цепь:

Линия 1: UНОМ = 330 кВ; N = 1; провод 2´АС-400/51;  Ом/км;  Ом/км;  См/км; МВт/км

 рад.

;

 Ом

 Ом

 См

 МВт

 Ом;

 МВт

Линия 2: UНОМ = 330 кВ; N = 1; провод 2´АС-400/51;  Ом/км;  Ом/км;  См/км; МВт/км

 рад.

;

 Ом

 Ом

 См

 МВт

 Ом;  МВт

Параметры трансформаторов:

- блочные трансформаторы ГЭС: ТДЦ - 200000/330

 кВ;  кВ;  Ом [1, табл. 5.19]

- автотрансформаторы 2×АТДЦТН - 167000/330/220:

 кВ;  кВ;  кВ;  Ом; ;  Ом [1, табл. 5.22]

Напряжение U3 на шинах системы во всех режимах принимается равным номинальному (330 кВ). Коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не должен быть ниже заданного ()

2.1 Режим наибольшей передаваемой мощности

Задача расчёта состоит в отыскании экономически целесообразного отношения значений напряжения в начале и конце головного участка электропередачи (перепада напряжения). Такому перепаду соответствуют минимальные народнохозяйственные затраты, приведенные к одному году нормативного срока окупаемости. В затратах учитываются капиталовложения в дополнительно устанавливаемые источники реактивной мощности (ИРМ) на промежуточной подстанции, издержки на ремонт и обслуживание ИРМ, а также затраты на возмещение потерь электроэнергии в линии.

Страницы: 1, 2, 3