Xreferat.com » Рефераты по коммуникации и связи » Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

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∙√3∙Uном∙cosφ)

Iрасч = 1340./(1∙√3∙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∙√3∙Uном∙cosφ) = (P0 – Рпс)./(N∙√3∙Uном∙cosφ)

Iрасч = 740./(1∙√3∙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∙√3∙Uном∙cosφ)

Iрасч = 1340./(2∙√3∙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

Ррасч = 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, cosφ =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/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх = 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∙cosφп/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/√3 кВ, Uсн ном = 500/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Δ Рк = 0,7 МВт, ΔРх = 0,28 МВт, Хт н = 309 Ом, Хт в = 55,1 Ом.

Расчётная мощность второй трансформации:

Sрасч = Рп/ст./(1,4 cosφп/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/√3 кВ, Uсн ном = 230/√3 кВ, Uнн ном = 11 кВ,

ΔРк = 0,325 МВт, ΔРх = 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,

ΔРк = 2 МВт, ΔРх = 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 наиболее рационального 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· ℓ, где

Ко – удельная стоимость сооружения линий,

ℓ – 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· Кå + Иå

Кå = Кå вл + КГЭС + Кп/ст

1) Квл = ко· L

Квл = к0(400))· ℓ1 = 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 Кå = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

Иå å а.о.р. + Иå потери ээ

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

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

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

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

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

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ΔWл1 = ΔР л1 τ л1·α t, где α t, = 1

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

τ 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.

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

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

ΔWкор л1 = 160∙630 = 100800 МВт·ч

Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор 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∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII∙ΔР 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 Σ = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр Σ

Ипотери ээ Σ = 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 = ω∙Тв∙(Рнб – Ррез )∙εн∙Уов

ω = 0,2∙10-2∙630 = 1,26

εн = (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· Кå + Иå + У

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

Схема 2

З = Ен· Кå + Иå + У

Кå = К л1 + КГЭС

1) Кл1 = 2∙к0(500))· ℓ1 = 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 Кå = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

Иå å а.о.р. + Иå потери ээ

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

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

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

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

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1

ΔP 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.

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

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

ΔWкор л1 = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч

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

Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор 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∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII∙ΔР 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 Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

Ипотери ээ Σ = 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 %: ε = (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∙ℓ∙r0 = [1 – (0,664)2/3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом

Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,664)2/6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом

Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,664)2/12]∙630∙3,6∙10–6 = 2,351 ∙10–3 См

Где 0,664 = β0∙ℓ , где ℓ = 630 км и

 

Линия 23АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = [1 – (0,443)2/3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом

Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,443)2/6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом

Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,443)2/12]∙420∙3,6∙10–6 = 1,537∙10–3 См

Где 0,443 = β0∙ℓ ,

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту
Нужна помощь в написании работы?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Пишем статьи РИНЦ, ВАК, Scopus. Помогаем в публикации. Правки вносим бесплатно.

Похожие рефераты: