Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения

ДЭП СВН.docx

Анализ исходных данных10
Выбор номинального напряжения и числа цепей на участках электропередачи12
Выбор основного оборудования электропередачи и конструкции линии электропередачи сверхвысокого напряжения14
1 Выбор трансформаторов и генераторов на электрической станции и подстанции14
2 Выбор конструкции линии электропередачи и фазных проводов на участках линии электропередачи сверхвысокого напряжения22
Построение расчетной схемы электропередачи и определение параметров ее элементов28
1 Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН28
2 Расчетные схемы и параметры элементов электропередачи31
Расчет установившихся режимов34
1 Выбор и расчёт режимов работы линии34
Разработка схем распределительных устройств40
1 Выбор схем распределительных устройств на электростанции40
2 Выбор схем распредустройств на подстанции40
3 Выбор схем распредустройств на приемной системе дальней электропередачи41
Технико-экономический расчет42
2 Определение затрат45
Линии электропередачи с номинальным напряжением 330 – 1150 кВ называют линиями сверхвысокого напряжения (СВН) или межсистемными связями. Для таких линий характерны большая протяжённость (более 500 км) и значительная передаваемая мощность (более 500 МВА на одну цепь). Изоляция линий СВН определяется в основном кратностью внутренних перенапряжений с принудительным ограничением их специальной защитой до 25Uном и ниже. В линиях электропередачи СВН применяется расщепление проводов.
Целесообразность передачи электрической энергии по линиям электропередачи СВН от мощной электростанции определяется сравнением двух возможных вариантов:
- сооружение линий электропередачи СВН и передача электроэнергии от станции сооружённой далеко от потребителя но рядом с источником дешёвой энергии;
- перевозка топлива и строительство электрической станции в промышленной зоне т.е. рядом с потребителем.
При сравнении обоих вариантов надо учитывать не только приведённые затраты но и вопросы экологии.
Линия электропередачи СВН имеет ряд особенностей отличающих её от других элементов электроэнергетической системы. Это в первую очередь учёт распределённости параметров и волновых свойств линии необходимость применения специальных устройств и мероприятий для управления режимом линии и увеличения передаваемой по ней мощности.
Электропередачи СВН современных энергосистем характеризуются многоступенчатостью т.е. большим числом трансформации на пути от источников электроэнергии к её потребителям. Топологическая структура отдельных звеньев этой многоступенчатой передачи достаточно сложна она насчитывает десятки а подчас и сотни узлов ветвей и замкнутых контуров. На ряду со сложностью конфигурации характерной особенностью электропередачи является её многорежимность. Под этим понимается не только разнообразие загрузки элементов передачи в суточном и годовом разрезе при нормальном функционировании энергосистемы вызываемое естественным изменением во времени нагрузки потребителей но и обилие режимов возникающих при выводе различных элементов в плановый ремонт и при их аварийных отключениях.
В связи с этим электропередача СВН должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом чтобы была обеспечена её работоспособность во всех возможных режимах – нормальных ремонтных и послеаварийных. Это требование в свою очередь означает что в перечисленных установившихся режимах параметры ветвей сети не должны превышать допустимых по тем или иным условиям значений.
Наличие технических ограничений параметров режима электропередачи СВН вызывает необходимость их контроля в процессе эксплуатации и выбора адекватных средств регулирования режима на этапе проектирования.
Наряду с обеспечением работоспособности надежности функциони- рования и качества поставляемой потребителям электроэнергии электропере-дача СВН должна удовлетворять критериям экономической эффективности. При проектировании таким критерием на сегодняшний день выступает минимум приведенных затрат а при эксплуатации минимум расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии. Это означает что при разработке вариантов развития передачи на перспективу выбор параметров элементов новой передачи необходимо осуществлять в соответствии с указанным критерием и с учетом технических ограничений.
Задание включает в себя схему (рисунок 1.1) и данные из таблиц 1.1 – 1.8 [1]. Данные из таблиц выбирают согласно цифрам номера зачётной книжки (118).
Рисунок 1.1 – Упрощенная схема электропередачи
Полученное содержание задания:
- шкала напряжений: 110 – 330 – 750 кВ [1 таблица 1.1] где 750 кВ – напряжение дальней электропередачи а 330 кВ – среднее напряжение на ПС1.
- мощность передаётся от ТЭС расположенной в системе “А” в систему “В”. Тип электропередачи – магистральная [1 таблица 1.2].
- напряжения на шинах 750 кВ согласно таблице 1.3 [1] необходимо поддерживать на следующих уровнях:
ТЭС: 105UН = 105750 = 787 кВ;
система “В”: (100 – 105)UН = 750 – 787 кВ;
ПС1: (095 – 105)UН = 3135 – 3465 кВ.
- длины участков l1 и l2 составляют соответственно 300 и 500 км (таблица 1.4 [1]).
- на ТЭС установлено 6 блоков мощностью по 300 МВА и 2 блока по 800 МВА [1 таблица 1.7].
- электрические нагрузки ПС1 [1 таблица 1.7]:
а) на напряжении 750 кВ максимальная нагрузка =1300 МВт при tg = -025 и минимальная нагрузка =900 МВт при tg = -035 и при времени использования максимальной нагрузки Тм = 6500 часов.
б) на напряжении 330 кВ максимальная нагрузка 500 МВт при tgφ1 = 035 и минимальная – 350 МВт при tgφ1 = 035 и при времени использования максимальной нагрузки TМ = 4600 ч;
в) на напряжении 10 кВ максимальная нагрузка 80 МВт при tgφ1 = 04 и минимальная – 30 МВт при tgφ1 = 04 и при времени использования максимальной нагрузки TМ = 3900 ч.
- со всех систем сборных шин ПС получают питание потребители всех трёх категорий по надежности электроснабжения;
- Тmax ЭС выдачи мощности системой типа ТЭС принять равным 6500 ч.
Анализ исходных данных
Для выполнения курсового проекта предлагается один из вариантов схемы электропередачи представленной на рисунке 1.1. Каждый из вариантов представляет собой часть объединённой электроэнергетической системы (ОЭС) и включает в себя линию электропередачи сверхвысокого напряжения (ЛЭП СВН). Эта электропередача может служить как для выдачи мощности крупной электрической станции так и для связи энергосистем. В задании на курсовое проектирование предусмотрено наличие потребительской подстанции получающей питание от дальней электропередачи.
Режим работы электропередачи определяется режимом работы электрической станции и режимом работы потребительской подстанции.
Для проектирования линии электропередачи необходимо определить значения максимального и минимального потоков мощности по ней. На первом этапе проектирования определяются только потоки активной мощности без учёта потерь активной мощности на основании баланса активной мощности в электропередаче.
В варианте с электрической станцией в системе “А” величина потоков мощности по ЛЭП СВН определяется мощностью генерируемой электрической станцией и мощностью потребляемой на подстанции. При этом по ЛЭП СВН на обоих участках (от станции в системе “А” до подстанции - участок 1 и от подстанции до системы “В” – участок 2) передаётся максимальная мощность (по участкам соответственно РМ1 – на участке 1 и РМ2 – на участке 2) а минимальная мощность (РМИН) – при условии генерации на станции минимальной мощности при потреблении максимальной мощности на подстанции.
В электропередаче должен выполняться и баланс энергии. На основании баланса энергии может быть определена величина времени использования максимальной нагрузки ТМ на разных участках электропередачи необходимая при выборе конструкции фазных проводов ЛЭП.
В варианте с электрической станцией в системе “А” величина ТМ на разных участках ЛЭП СВН определяется значениями ТМ электрической станции ТМ ЭС значением ТМН электрических нагрузок подстанции.
Значение ТМН определяют по формуле:
где РМi – максимальная нагрузка подстанции на одном из напряжений ТМi – время использования максимальной нагрузки подстанции на этом напряжении.
На участке ЛЭП СВН от станции в системе “А” до подстанции (участке 1) время использования максимального потока мощности ТМ1 полностью определяется значением ТМ ЭС (ТМ1 = ТМ ЭС). На участке ЛЭП СВН от подстанции до системы “В” (участок 2) время использования максимального потока мощности ТМ2 определяется значениями ТМ ЭС и ТМН максимальной мощностью генерируемой на станции РМ ЭС максимальной мощностью нагрузки подстанции ( РМi) и рассчитывают по формуле:
где ( РМИНi) – суммарная минимальная нагрузка подстанции.
Выбор номинального напряжения и числа цепей на участках электропередачи
Выбор номинального сверхвысокого напряжения электропередачи производится в соответствии со шкалой номинальных напряжений принятой в ОЭС в которой проектируется электропередача [1 таблица 1.1].
При определении числа цепей ЛЭП СВН используются полученные данные о максимальных перетоках мощности РМАКС по участкам ЛЭП СВН РМ1 и РМ2. В задании на курсовое проектирование не предусматривается учёт ограничения по статической устойчивости поэтому число цепей ЛЭП СВН предварительно может быть выбрано по значениям натуральной мощности РН линии выбранного класса напряжения [1 таблица 3.1].
Ориентировочное значение числа цепей ЛЭП СВН на участках электропередачи определяют по выражению:
где РН – натуральная мощность линии [1 таблица 3.1] и округляется до ближайшего большего целого числа. Число цепей должно быть по возможности минимальным но ЛЭП СВН не должна состоять из одной цепи (по условию надежности).
По условию надежности следует принять
Следует принять по условию надежности
После предварительного выбора числа цепей проводится расчет экономически целесообразного напряжения ЛЭП Uэк на участках 1 и 2 по формуле:
где L – длина участка линии км; Р – максимальная мощность передаваемая по одной цепи на этом участке МВт.
Так как на обоих участках то следует принять полученные значения числа цепей.
Выбор конструкции фазного провода производится для участка на котором получено большее значение то есть для участка 1.
Выбор основного оборудования электропередачи и конструкции линии электропередачи сверхвысокого напряжения
1 Выбор трансформаторов и генераторов на электрической станции и подстанции
Выбор трансформаторов подразумевает определение номинальных напряжений обмоток трансформаторов числа и номинальной мощности.
Выбор трансформаторов на электрической станции и промежуточной подстанции производится в соответствии с выбранным номинальным напряжением ЛЭП СВН и шкалой номинальных напряжений в соответствии с заданными генерируемыми и потребляемыми мощностями. На электрической станции следует принять блочную схему.
1.1 Выбор генераторов на станции
Выбирают на станции 6 генераторов марки ТВВ-300-2 и 2 генератора марки ТВВ-800-2. Их характеристики представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Характеристики генератора
1.2 Выбор блочных трансформаторов.
Условия выбора блочного трансформатора:
n% = 78 % (таблица 1.6 [2])
- потери на собственные нужды электростанции.
Для блоков с генераторами ТВВ-300-2потери на собствыенные нужды составляют:
Номинальная мощность трансформатора в блоке с генератором ТВВ-300-2 будет равна:
Выбирают трансформатор 3хОРЦ-41700075020.
Для блоков с генераторами ТВВ-800-2 потери на собственные нужды составляют:
Номинальная мощность трансформатора в блоке с генератором ТВВ-800-2 будет равна:
Выбирают трансформатор 3хОРЦ-41700075020
Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Параметры трансформатора
1.3 Выбор автотрансформаторов связи на ПС1
Условия выбора автотрансформатора:
Проверка загрузки последовательной обмотки автотрансформатора производится по формулам:
Коэффициент выгодности автотрансформатора будет равен:
Рассчитывают максимальную мощность проходящую через автотрансформатор:
где - соответственно мощности высокой и низкой стороны автотрансформатора.
Максимальная мощность проходящая через автотрансформатор будет равна:
Следует принять согласно таблице 1.39 [2] тип автотрансформатора АОДЦТН-333000750330. Трансформатор однофазный поэтому комплект будет включать три автотрансформатора.
Проверка выбранного автотрансформатора по условиям выбора:
Необходимо также учитывать что автотрансформатор можно перегрузить лишь на 130% то есть должно соблюдаться:
Принятый автотрансформатор проходит по всем показателям его параметры приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Параметры автотрансформатора
хАОДЦТН-333000500220
2 Выбор конструкции линии электропередачи и фазных проводов на участках линии электропередачи сверхвысокого напряжения
Выбор конструкции фазных проводов ЛЭП СВН связан с выбором конструкции линии в целом. В проекте следует выбрать традиционную конструкцию ЛЭП СВН с горизонтальным расположением фазных проводов. Все расчеты параметров линии должны проводиться для промежуточных опор. Конструктивные параметры ЛЭП на опорах наиболее распространённых типов приведены в таблицах 4.1 и 4.2 [1].
По таблице 4.1 [1] определяем конструктивные параметры ВЛ СВН:
- выбираем портальные опоры с тремя проводами в фазе;
- высота до траверсы: 35 м;
- расстояние между фазами: 18 м;
- стрела провеса: 165.
По таблице 4.2 [1] определяем конструктивные параметры фазных проводов ВЛ СВН:
- тип изолятора: ПС 120 – А44;
- число изоляторов: 44.
Основными конструктивными параметрами расщепленного провода являются радиус расщепления rР радиус составляющих расщепленного провода r0 и число составляющих n. Оптимальные геометрические параметры расщепленной фазы ВЛ СВН должны соответствовать:
- оптимальной степени ограничения коронного разряда определяемой отношением фазного напряжения к начальному напряжению коронного разряда на проводе (UФUК);
- оптимальной плотности тока jэк.
Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) [3] оптимальная степень ограничения коронного разряда принимается равной 09.
Оптимальная плотность тока jэк может быть определена в соответствии с данными таблицы 4.3 [1] jэк = 078 Амм2 (для ОЭС Сибири при ТМ = 6500 ч.).
Оптимальное число и радиус составляющих определяется итерационным путем по следующим формулам:
На первом шаге итерационного расчета следует принять r0 = 10 мм для линий любого класса напряжения а n – 4 для класса напряжения 750 кВ.
Входящие в формулы (4.7) и (4.8) параметры определяются в соответствии с выражениями приведенными ниже.
Удельная емкость линии при расположении фазных проводов в горизонтальной плоскости при расстоянии между проводами соседних фаз D определяется по выражению:
в которых эквивалентный радиус расщепленного провода rэ определяется по формуле:
где эквивалентная высота подвеса провода НЭ – по выражению:
В выражении (4.13) f – стрела провеса (находится по данным таблицы 4.1 [1]) Нmin – минимальное расстояние от провода до земли в середине пролета.
При проектировании ЛЭП традиционной конструкции значение Нmin определяется по формуле:
в которой Нт – высота траверсы над землей lг - длина гирлянды изоляторов:
В выражении (4.15) число изоляторов Nи – число изоляторов в подвесной гирлянде (таблица 4.2 [1]) lстр – строительная высота изолятора .
При расчетах конструктивных параметров фазных проводов в выражениях (4.9) и (4.10) используется значение коэффициента заполнения поперечного сечения провода активным материалом (алюминием) kЗ. Для сталеалюминиевых проводов широко применяемых на линиях электропередачи kЗ = 061 – 067. Данные о значениях kЗ некоторых марок приведены в таблице 4.5 [1]. При расчетах можно принять kЗ = 067.
Начальная напряженность короны ЕК входящая в выражения (4.9) и (4.10) может быть определена по формуле:
в которой – относительная плотность воздуха (при расчетах может быть принята равной 1) mн – коэффициент негладкости поверхности провода (при расчетах может быть принят равным 082 – 084) r0 – радиус составляющих расщепленного провода в [см].
Натуральная мощность линии РН также входящая в выражения (4.9) и (4.10) может быть вычислена по формуле:
в которой Vв – скорость распространения электромагнитной волны вдоль линии или фазовая скорость.
Входящее в выражения (4.9) и (4.10) значение коэффициента мощности cosφ рекомендуется принять равным cosφ = 085.
Рассчитывают все вышеперечисленные параметры проделав несколько итераций.
Первый шаг итерационного процесса:
Полученные первые приближения rопт и nопт используют в качестве исходных значений на следующем шаге итерационного расчета на котором вновь последовательно рассчитываются rЭ Ек Рн rопт и nопт. до тех пор пока не будут выполнены условия:
Все результаты вычислений оптимального радиуса и числа составляющих приведены в табл.4.4.
Таблица 4.4 – Результаты шагов итерационного расчета
Следует выбрать провод 4хАС 60072; rр = 042 м; r0 = 157 мм; kЗ = 067. При D = 18 м и НЭ = 17088 м линия характеризуется:
Построение расчетной схемы электропередачи и определение параметров ее элементов
1 Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН
Отличительной особенностью расчета режимов электропередач содержащих ЛЭП СВН значительной протяженности (более 300 км) является необходимость учета распределенности параметров этих линий по длине. Для этого линия разбивается на участки длиной порядка 50 – 100 км составляется расчетная схема каждого участка (рисунок 5.1) параметры которой определяются по формулам:
где l – длина участка ЛЭП СВН Nц – число параллельных цепей линии R0 X0 b0 – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления и емкостная проводимость линии.
Активная проводимость линии определяемая в основном потерями на корону при расчетах режимов не учитывается.
Удельные характеристики линии определяются по формулам:
где – угловая частота ρ – удельное сопротивление проводов (алюминия) - среднегеометрическое междуфазовое расстояние.
Рассматривают участок от узла “А” (ТЭС) до ПС1.
Рассмотрим участок от ПС1 до системы “В”.
2 Расчетные схемы и параметры элементов электропередачи
Важнейшими элементами электропередачи СВН являются трансформаторы и автотрансформаторы: повышающие трансформаторы электрических станций автотрансформаторы связи распределительных устройств различных классов напряжения электрических станций и автотрансформаторы (трансформаторы) потребительских подстанций.
Двухобмоточные трансформаторы представляются в расчетных схемах дальних электропередач схемой приведенной на рисунке 5.2 RТВ RТС RТН и XТВ XТС XТН – соответственно активные и индуктивные сопротивления обмоток высшего среднего и низшего напряжений трансформатора (автотрансформатора) а КТВС КТВН – соответственно коэффициенты трансформации обмоток высшего-среднего и высшего-низшего напряжений определяемые по номинальным напряжениям соответствующих обмоток.
Рисунок 5.2 - Расчетная схема двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН
Данные по трансформаторам сведены в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Данные трансформаторов
×(3хАОДЦТН-417000750330)
Проанализировав параметры и схемы отдельных элементов электропередачи составляют общую расчетную схему в которой фигурируют все входящие в электропередачу элементы.
Рисунок 5.4 – Расчетная схема электропередачи
Расчет установившихся режимов
1 Выбор и расчёт режимов работы линии
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах электропередачи анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения.
При исследовании условий передачи мощности по дальней электропередаче необходимо провести расчеты основных режимов которые могут возникнуть в процессе ее эксплуатации. Схема для расчетов установившихся режимов приведена на рисунке 5.4.
Для рассматриваемой электропередачи следует рассмотреть следующие режимы:
- максимальная генерация мощности на ТЭС при минимальном потреблении на подстанции (режим 1);
- максимальная генерация мощности на ТЭС при максимальном потреблении мощности на подстанции (режим 2);
- отключение двух блоков на ТЭС при минимальном потреблении на подстанции (режим 3);
- отключение двух блоков на ТЭС при максимальном потреблении на подстанции (режим 4);
- отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении на подстанции (режим 5);
- отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении на подстанции (режим 6).
Расчёт режимов работы электропередачи произведём на ЭВМ при помощи специализированной программы «Энергия». Результаты расчета сведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Напряжения в узлах в различных режимах без установленных шунтирующих реакторов
Напряжение в узлах кВ
– максимальная генерация на ТЭС при максимальной нагрузке на ПС1
– максимальная генерация на ТЭС при минимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС при максимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС при минимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при максимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при минимальной нагрузке на ПС1 (необходимо оставить в работе только 3 реактора)
По заданию проекта на шинах СВН подстанции ПС 1 и приёмной системы необходимо поддерживать напряжение в пределах 7125-7875 кВ и 750-7875 кВ соответственно. Подстанции ПС 1 соответствует узел схемы № 30(2) а приёмной системе - №3. Из таблицы 6.1 видно что напряжение на шинах ПС 1 во всех режимах превышает установленный предел. Необходимо на шинах СВН подстанции ПС 1 установить шунтирующие реакторы для компенсации зарядной мощности линии с целью уменьшения напряжения.
Таблица 6.2 – Напряжения в узлах в различных режимах с установленными шунтирующими реакторами
– отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при минимальной нагрузке на ПС1
Принимают к установке группы однофазных реакторов 6х(3хРОДЦ-330000) с UНФ= кВ. Технические данные приведены в табл.6.2.
Таблица 6.2 – Технические данные шунтирующих реакторов
Номинальное напряжение кВ
Номинальная мощность МВА
Потери активной мощности кВт
Таким образом напряжения полученные при подключении устройства продольной компенсации удовлетворяют установленным нормам.
Разработка схем распределительных устройств
1 Выбор схем распределительных устройств на электростанции
Схемы распределительных устройств (РУ) на подстанции выбираются согласно [6].
Основные требования предъявляемые к схемам:
- схемы РУ на подстанции должны обеспечить требуемую надёжность электроснабжения потребителей подстанции в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;
- учитывать перспективу развития подстанции;
- учитывать требования противоаварийной автоматики;
- обеспечить возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения
смежных присоединений;
- обеспечить наглядность экономичность и автоматичность.
При числе присоединений 7 принимаем на напряжение 750 кВ схему 21 которая отличается наибольшей надежностью.
В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
2 Выбор схем РУ на подстанции
При числе присоединений 6 на РУ-750кВ применяется схема 32 с присоединением линий через два выключателя.
При числе присоединений 4 на РУ-330кВ применяется схема четырехугольник. В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
На РУ 10 кВ принимают схему одна одиночная секционированная выключателем система шин. В данной схеме секционный выключатель нормально отключен для ограничения токов короткого замыкания на шинах.
3 Выбор схем распределительных устройств на приемной системе дальней электропередачи
При числе присоединений 4 на РУ-750 кВ применяют схему трансформатор-шины с подключением линии через два выключателя . В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
Технико-экономический расчет
Подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле
где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике )
- суммарные капитальные вложения определяются по формуле:
где - капитальные вложения в линии тыс. руб.
- капитальные вложения в подстанции тыс. руб.
- капитальные вложения в станции тыс. руб.
- суммарные издержки определяются по формуле:
где - суммарные издержки на амортизацию и обслуживание соответственно линий подстанций и станций тыс. руб.
- издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений:
где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий подстанций и станций [2 табл. 2.1].
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:
где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок МВт
- суммарные потери холостого хода трансформаторов МВт
– число часов максимальных потерь в году час.
– удельная стоимость потерь активной энергии [2 рис. 2.1].
2 Определение затрат
Капитальные вложения в линии для сечения 4хАС-60072 при номинальном напряжении линии 750 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 2004 г.)
где С - стоимость 1 км линии тыс. руб.;
n - число параллельных линий.
Расчетные стоимости оборудования станций и подстанций входящих в электропередачу сведем в таблицы 8.1 8.3.
Таблица 8.1 - Стоимость оборудования ТЭС.
Трансформатор 3*ОРЦ-417000750
Таблица 8.2 - Стоимость оборудования ПС системы В
Таблица 8.3 - Стоимость оборудования ПС 1.
Капитальные вложения в строительство подстанций
КП =172000 + 1113600 = 1285600 тыс.руб. (8.10)
Суммарные капитальные вложения в электропередачу
92000+3733120+1285600 =
=14810720 тыс.руб. (8.11)
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [2 табл. 2.1] для линий составляют 28% для подстанций и станций 500 кВ - 94% соответственно
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения электропередачи.
Активное сопротивление всей линии длиной 800 км будет равно:
Для трансформатора 3×АОДЦТН-333000750330 Ом [4 таблица 5.22].
где – активное сопротивление линии электропередачи;
– активное сопротивление трансформаторов на ПС 1.
Тогда суммарное сопротивление всей электропередачи будет равно:
Потери холостого хода в трансформаторе
Потери мощности электропередачи в максимальном режиме
где - ток участка определяется по формуле
Число часов максимальных потерь
где - время использования максимальной нагрузки ч.
Удельная стоимость потерь электроэнергии 0 составляет 174 рубкВтч
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле
Таким образом приведенные затраты в электропередачу составляют
Методические указания по выполнению курсового проекта по дальним электропередачам.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования С.С.Ананичева. Екатеринбург: УГТУ-УПИ 1995. 55 с.
ПУЭ Минэнерго СССР. – 6-е изд. М.: Энергоатомиздат 2002.
Схемы электрических соединений подстанций: Методические указания по дисциплине «Электрическая часть станций и подстанций»C.Е.Кокин. Екатеринбург: УГТУ-УПИ 2001. 44 с.
Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2005.
Рисунок А.1 – Режим генерации максимальной мощности при максимальном потреблении с шин подстанции
Рисунок А.2 – Режим генерации максимальной мощности при минимальном потреблении с шин подстанции
Рисунок А.3 – Режим максимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции
Рисунок А.4 – Режим минимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции
Рисунок А5 – Режим максимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции и одной ЛЭП
Рисунок А.6 – Режим минимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции и одной ЛЭП

ТИТУЛЬНЫЙ ЛИСТ.doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Электропередача сверхвысокого напряжения
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по Дальним электропередачам сверхвысокого напряжения
ЦОП УГАТУ з. 169 Т. 3000 2004г.
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра Электромеханики
наименование кафедры
на курсовой проект по дисциплине
«Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения»
наименование дисциплины
Студент Юрков Евгений Владимирович Группа ЭСиС-416
фамилия имя отчество № акад. гр.
Тема курсового проекта Расчет дальней электропередачи сверхвысокого напряжения
Основное содержание: Расчет электропередачи сверхвысокого напряжения
Требования к оформлению:
2.В пояснительной записке должны содержаться следующие разделы:
Исходные данные. 2. Анализ исходных данных. 3. Выбор номинального напряжения и числа цепей на участках электропередачи 4. Выбор основного оборудования электропередачи и конструкции линии электропередачи сверхвысокого напряжения. 5. Построение расчетной схемы электропередачи и определение параметров ее элементов 6. Расчет установившихся режимов. 7. Разработка схем распределительных устройств. 8. Технико-экономический расчет.
3.Графическая часть должна содержать:
Электропередача сверхвысокого напряжения (схема электрическая принципиальная)
Электропередача сверхвысокого напряжения (пояснительная записка).
Дата выдачи «»2011 г.Дата окончания «» 2011г.

как головкин.cdw

Ограничитель перенапряжений
Cиловой трансформатор
Трансформатор собственных нужд
Трансформатор напряжения
сверхвысокого напряжения

Аннотация.docx

Спроектирована воздушная линия электропередачи сверхвысокого напряжения.
Произведен расчет номинального напряжения линии и числа цепей на участках электропередачи.
Выбраны тип мощность трансформаторов и генераторов на электростанции и промежуточной подстанции.
Разработана схема электропередачи и определены параметры линии электропередачи.
Выбраны и рассчитаны возможные режимы работы электропередачи.
Определены напряжения на участках ЛЭП в различных режимах с помощью программы «Энергия УР» и производен выбор компенсирующих устройств для стабилизации напряжения.
Проведен технико-экономический расчет.

мой ПЗ.docx

Анализ исходных данных10
Выбор номинального напряжения и числа цепей на участках электропередачи12
Выбор основного оборудования электропередачи и конструкции линии электропередачи сверхвысокого напряжения14
1 Выбор трансформаторов и генераторов на электрической станции и подстанции14
2 Выбор конструкции линии электропередачи и фазных проводов на участках линии электропередачи сверхвысокого напряжения19
Построение расчетной схемы электропередачи и определение параметров ее элементов25
1 Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН25
2 Расчетные схемы и параметры элементов электропередачи27
Расчет установившихся режимов30
1 Выбор и расчёт режимов работы линии30
Разработка схем распределительных устройств35
1 Выбор схем распределительных устройств на электростанции35
2 Выбор схем РУ на подстанции35
3 Выбор схем распределительных устройств на приемной системе дальней электропередачи36
Технико-экономический расчет37
2 Определение затрат39
Список литературы 50
Линии электропередачи с номинальным напряжением 330 – 1150 кВ называют линиями сверхвысокого напряжения (СВН) или межсистемными связями. Изоляция линий СВН определяется в основном кратностью внутренних перенапряжений с принудительным ограничением их специальной защитой до 25Uном и ниже. В линиях электропередачи СВН применяется расщепление проводов.
Целесообразность передачи электрической энергии по линиям электропередачи СВН от мощной электростанции определяется сравнением двух возможных вариантов:
- сооружение линий электропередачи СВН и передача электроэнергии от станции сооружённой далеко от потребителя но рядом с источником дешёвой энергии;
- перевозка топлива и строительство электрической станции в промышленной зоне т.е. рядом с потребителем.
При сравнении обоих вариантов надо учитывать не только приведённые затраты но и вопросы экологии.
Линия электропередачи СВН имеет ряд особенностей отличающих её от других элементов электроэнергетической системы. Это в первую очередь учёт распределённости параметров и волновых свойств линии необходимость применения специальных устройств и мероприятий для управления режимом линии и увеличения передаваемой по ней мощности.
Электропередачи СВН современных энергосистем характеризуются многоступенчатостью т.е. большим числом трансформации на пути от источников электроэнергии к её потребителям. Топологическая структура отдельных звеньев этой многоступенчатой передачи достаточно сложна она насчитывает десятки а подчас и сотни узлов ветвей и замкнутых контуров. На ряду со сложностью конфигурации характерной особенностью электропередачи является её многорежимность. Под этим понимается не только разнообразие загрузки элементов передачи в суточном и годовом разрезе при нормальном функционировании энергосистемы вызываемое естественным изменением во времени нагрузки потребителей но и обилие режимов возникающих при выводе различных элементов в плановый ремонт и при их аварийных отключениях.
В связи с этим электропередача СВН должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом чтобы была обеспечена её работоспособность во всех возможных режимах – нормальных ремонтных и послеаварийных. Это требование в свою очередь означает что в перечисленных установившихся режимах параметры ветвей сети не должны превышать допустимых по тем или иным условиям значений.
Наличие технических ограничений параметров режима электропередачи СВН вызывает необходимость их контроля в процессе эксплуатации и выбора адекватных средств регулирования режима на этапе проектирования.
Наряду с обеспечением работоспособности надежности функциони- рования и качества поставляемой потребителям электроэнергии электропере-дача СВН должна удовлетворять критериям экономической эффективности. При проектировании таким критерием на сегодняшний день выступает минимум приведенных затрат а при эксплуатации минимум расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии. Это означает что при разработке вариантов развития передачи на перспективу выбор параметров элементов новой передачи необходимо осуществлять в соответствии с указанным критерием и с учетом технических ограничений.
Задание включает в себя схему (рисунок 1.1) и данные из таблиц 1.1 – 1.8 [1]. Данные из таблиц выбирают согласно цифрам номера зачётной книжки (118).
Рисунок 1.1 – Упрощенная схема электропередачи
Полученное содержание задания:
- шкала напряжений: 110 – 330 – 750 кВ [1 таблица 1.1] где 750 кВ – напряжение дальней электропередачи а 330 кВ – среднее напряжение на ПС1.
- мощность передаётся от ТЭС расположенной в системе “А” в систему “В”. Тип электропередачи – магистральная [1 таблица 1.2].
- напряжения на шинах 750 кВ согласно [1 таблица 1.3] необходимо поддерживать на следующих уровнях:
ТЭС: 105UН = 105750 = 787 кВ;
система “В”: (100 – 105)UН = 750 – 787 кВ;
ПС1: (095 – 105)UН = 3135 – 3465 кВ.
- длины участков l1 и l2 составляют соответственно 300 и 500 км [1 таблица 1.4].
- на ТЭС установлено 6 блоков мощностью по 300 МВА и 2 блока по 800 МВА [1 таблица 1.7].
- электрические нагрузки ПС1 [1 таблица 1.7]:
а) на напряжении 750 кВ максимальная нагрузка =1300 МВт при tg = -025 и минимальная нагрузка =900 МВт при tg = -035 и при времени использования максимальной нагрузки Тм = 6500 часов.
б) на напряжении 330 кВ максимальная нагрузка 500 МВт при tgφ1 = 035 и минимальная – 350 МВт при tgφ1 = 035 и при времени использования максимальной нагрузки TМ = 4600 ч;
в) на напряжении 10 кВ максимальная нагрузка 80 МВт при tgφ1 = 04 и минимальная – 30 МВт при tgφ1 = 04 и при времени использования максимальной нагрузки TМ = 3900 ч.
- со всех систем сборных шин ПС получают питание потребители всех трёх категорий по надежности электроснабжения;
- Тmax ЭС выдачи мощности системой типа ТЭС принять равным 6500 ч.
Анализ исходных данных
Для выполнения курсового проекта предлагается один из вариантов схемы электропередачи представленной на рисунке 1.1. Каждый из вариантов представляет собой часть объединённой электроэнергетической системы (ОЭС) и включает в себя линию электропередачи сверхвысокого напряжения (ЛЭП СВН). Эта электропередача может служить как для выдачи мощности крупной электрической станции так и для связи энергосистем. В задании на курсовое проектирование предусмотрено наличие потребительской подстанции получающей питание от дальней электропередачи.
Режим работы электропередачи определяется режимом работы электрической станции и режимом работы потребительской подстанции.
Для проектирования линии электропередачи необходимо определить значения максимального и минимального потоков мощности по ней. На первом этапе проектирования определяются только потоки активной мощности без учёта потерь активной мощности на основании баланса активной мощности в электропередаче.
В варианте с электрической станцией в системе “А” величина потоков мощности по ЛЭП СВН определяется мощностью генерируемой электрической станцией и мощностью потребляемой на подстанции. При этом по ЛЭП СВН на обоих участках (от станции в системе “А” до подстанции - участок 1 и от подстанции до системы “В” – участок 2) передаётся максимальная мощность (по участкам соответственно РМ1 – на участке 1 и РМ2 – на участке 2) а минимальная мощность (РМИН) – при условии генерации на станции минимальной мощности при потреблении максимальной мощности на подстанции.
В электропередаче должен выполняться и баланс энергии. На основании баланса энергии может быть определена величина времени использования максимальной нагрузки ТМ на разных участках электропередачи необходимая при выборе конструкции фазных проводов ЛЭП.
В варианте с электрической станцией в системе “А” величина ТМ на разных участках ЛЭП СВН определяется значениями ТМ электрической станции ТМ ЭС значением ТМН электрических нагрузок подстанции.
Значение ТМН определяют по формуле
где РМi – максимальная нагрузка подстанции на одном из напряжений ТМi – время использования максимальной нагрузки подстанции на этом напряжении.
На участке ЛЭП СВН от станции в системе “А” до подстанции (участке 1) время использования максимального потока мощности ТМ1 полностью определяется значением ТМ ЭС (ТМ1 = ТМ ЭС). На участке ЛЭП СВН от подстанции до системы “В” (участок 2) время использования максимального потока мощности ТМ2 определяется значениями ТМ ЭС и ТМН максимальной мощностью генерируемой на станции РМ ЭС максимальной мощностью нагрузки подстанции ( РМi) и рассчитывают по формуле
где ( РМИНi) – суммарная минимальная нагрузка подстанции.
Выбор номинального напряжения и числа цепей на участках электропередачи
Выбор номинального сверхвысокого напряжения электропередачи производится в соответствии со шкалой номинальных напряжений принятой в ОЭС в которой проектируется электропередача [1 таблица 1.1].
При определении числа цепей ЛЭП СВН используются полученные данные о максимальных перетоках мощности РМАКС по участкам ЛЭП СВН РМ1 и РМ2. В задании на курсовое проектирование не предусматривается учёт ограничения по статической устойчивости поэтому число цепей ЛЭП СВН предварительно может быть выбрано по значениям натуральной мощности РН линии выбранного класса напряжения [1 таблица 3.1].
Ориентировочное значение числа цепей ЛЭП СВН на участках электропередачи определяют по выражению:
где РН – натуральная мощность линии [1 таблица 3.1] и округляется до ближайшего большего целого числа. Число цепей должно быть по возможности минимальным но ЛЭП СВН не должна состоять из одной цепи (по условию надежности).
По условию надежности следует принять
Следует принять по условию надежности
После предварительного выбора числа цепей проводится расчет экономически целесообразного напряжения ЛЭП Uэк на участках 1 и 2 по формуле:
где L – длина участка линии км; Р – максимальная мощность передаваемая по одной цепи на этом участке МВт.
Так как на обоих участках то следует принять полученные значения числа цепей.
Выбор конструкции фазного провода производится для участка на котором получено большее значение то есть для участка 1.
Выбор основного оборудования электропередачи и конструкции линии электропередачи сверхвысокого напряжения
1 Выбор трансформаторов и генераторов на электрической станции и подстанции
Выбор трансформаторов подразумевает определение номинальных напряжений обмоток трансформаторов числа и номинальной мощности.
Выбор трансформаторов на электрической станции и промежуточной подстанции производится в соответствии с выбранным номинальным напряжением ЛЭП СВН и шкалой номинальных напряжений в соответствии с заданными генерируемыми и потребляемыми мощностями. На электрической станции следует принять блочную схему.
1.1 Выбор генераторов на станции
Выбирают на станции 6 генераторов марки ТВВ-300-2 и 2 генератора марки ТВВ-800-2. Их характеристики представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Характеристики генератора
1.2 Выбор блочных трансформаторов.
Условия выбора блочного трансформатора
n% = 78 % (таблица 1.6 [2])
- потери на собственные нужды электростанции.
Для блоков с генераторами ТВВ-300-2 потери на собственные нужды составляют согласно (4.2) (4.3)
Номинальная мощность трансформатора в блоке с генератором ТВВ-300-2 будет равна
Выбирают трансформатор 3хОРЦ-41700075020.
Для блоков с генераторами ТВВ-800-2 потери на собственные нужды составляют согласно (4.2) (4.3)
Номинальная мощность трансформатора в блоке с генератором ТВВ-800-2 будет равна
Выбирают трансформатор 3хОРЦ-41700075020
Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Параметры трансформатора
1.3 Выбор автотрансформаторов связи на ПС1
Условия выбора автотрансформатора:
Проверка загрузки последовательной обмотки автотрансформатора производится по формулам
Коэффициент выгодности автотрансформатора будет равен
Рассчитывают максимальную мощность проходящую через автотрансформатор
где - соответственно мощности высокой и низкой стороны автотрансформатора.
Максимальная мощность проходящая через автотрансформатор будет равна согласно (4.7)
Следует принять согласно [2 таблица 1.39] тип автотрансформатора АОДЦТН-333000750330. Трансформатор однофазный поэтому комплект будет включать три автотрансформатора.
Проверка выбранного автотрансформатора по условиям выбора (4.4)
Принятый автотрансформатор проходит по всем показателям его параметры приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Параметры автотрансформатора
хАОДЦТН-333000500220
2 Выбор конструкции линии электропередачи и фазных проводов на участках линии электропередачи сверхвысокого напряжения
Выбор конструкции фазных проводов ЛЭП СВН связан с выбором конструкции линии в целом. В проекте следует выбрать традиционную конструкцию ЛЭП СВН с горизонтальным расположением фазных проводов. Все расчеты параметров линии должны проводиться для промежуточных опор. Конструктивные параметры ЛЭП на опорах наиболее распространённых типов приведены в [1 таблицы 4.1- 4.2].
По данным [1 таблицa 4.1] определяют конструктивные параметры ВЛ СВН:
- выбирают портальные опоры с тремя проводами в фазе;
- высота до траверсы: 35 м;
- расстояние между фазами: 18 м;
- стрела провеса: 165.
По данным [1 таблицa 4.2] определяют конструктивные параметры фазных проводов ВЛ СВН:
- тип изолятора: ПС 120 – А44;
- число изоляторов: 44.
Основными конструктивными параметрами расщепленного провода являются радиус расщепления rР радиус составляющих расщепленного провода r0 и число составляющих n. Оптимальные геометрические параметры расщепленной фазы ВЛ СВН должны соответствовать:
- оптимальной степени ограничения коронного разряда определяемой отношением фазного напряжения к начальному напряжению коронного разряда на проводе (UФUК);
- оптимальной плотности тока jэк.
Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) [3] оптимальная степень ограничения коронного разряда принимается равной 09.
Оптимальная плотность тока jэк может быть определена в соответствии с данными [1 таблица 4.3] jэк = 078 Амм2 (для ОЭС Сибири при ТМ = 6500 ч.).
Оптимальное число и радиус составляющих определяется итерационным путем по следующим формулам соответственно
На первом шаге итерационного расчета следует принять r0 = 10 мм для линий любого класса напряжения а n – 4 для класса напряжения 750 кВ.
Входящие в формулы (4.8) и (4.9) параметры определяются в соответствии с выражениями приведенными ниже.
Удельная емкость линии при расположении фазных проводов в горизонтальной плоскости при расстоянии между проводами соседних фаз D определяется по выражению
в которых эквивалентный радиус расщепленного провода rэ определяется по формуле
где эквивалентная высота подвеса провода НЭ – по выражению
В выражении (4.12) f – стрела провеса (находится по данным [1 таблицa 4.1]) Нmin – минимальное расстояние от провода до земли в середине пролета.
При проектировании ЛЭП традиционной конструкции значение Нmin определяется по формуле
в которой Нт – высота траверсы над землей lг - длина гирлянды изоляторов
В выражении (4.14) число изоляторов Nи – число изоляторов в подвесной гирлянде [1 таблица 4.2]) lстр – строительная высота изолятора .
При расчетах конструктивных параметров фазных проводов в выражениях (4.8) и (4.9) используется значение коэффициента заполнения поперечного сечения провода активным материалом (алюминием) kЗ. Для сталеалюминиевых проводов широко применяемых на линиях электропередачи kЗ = 061 – 067. Данные о значениях kЗ некоторых марок приведены в [1 таблицa 4.5]. При расчетах можно принять kЗ = 067.
Начальная напряженность короны ЕК входящая в выражения (4.8) и (4.9) может быть определена по формуле
в которой – относительная плотность воздуха (при расчетах может быть принята равной 1) mн – коэффициент негладкости поверхности провода (при расчетах может быть принят равным 082 – 084) r0 – радиус составляющих расщепленного провода в [см].
Натуральная мощность линии РН также входящая в выражения (4.8) и (4.9) может быть вычислена по формуле
в которой Vв – скорость распространения электромагнитной волны вдоль линии или фазовая скорость.
Входящее в выражения (4.8) и (4.9) значение коэффициента мощности рекомендуется принять равным cosφ = 085.
Рассчитывают все вышеперечисленные параметры проделав несколько итераций.
Первый шаг итерационного процесса
Полученные первые приближения rопт и nопт используют в качестве исходных значений на следующем шаге итерационного расчета на котором вновь последовательно рассчитываются rЭ Ек Рн rопт и nопт. до тех пор пока не будут выполнены условия
Все результаты вычислений оптимального радиуса и числа составляющих приведены в таблице.4.4.
Таблица 4.4 – Результаты шагов итерационного расчета
Следует выбрать провод 4хАС 60072; rр = 042 м; r0 = 157 мм; kЗ = 067. При D = 18 м и НЭ = 17088 м линия характеризуется
Построение расчетной схемы электропередачи и определение параметров ее элементов
1 Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН
Отличительной особенностью расчета режимов электропередач содержащих ЛЭП СВН значительной протяженности (более 300 км) является необходимость учета распределенности параметров этих линий по длине. Для этого линия разбивается на участки длиной порядка 50 – 100 км составляется расчетная схема каждого участка (рисунок 5.1) параметры которой определяются по формулам:
где l – длина участка ЛЭП СВН Nц – число параллельных цепей линии R0 X0 b0 – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления и емкостная проводимость линии.
Активная проводимость линии определяемая в основном потерями на корону при расчетах режимов не учитывается.
Удельные характеристики линии определяются по формулам
где – угловая частота ρ – удельное сопротивление проводов (алюминия) - среднегеометрическое междуфазовое расстояние.
Рассматривают участок от узла “А” (ТЭС) до ПС1.
Рассматривают участок от ПС1 до системы “В”.
2 Расчетные схемы и параметры элементов электропередачи
Важнейшими элементами электропередачи СВН являются трансформаторы и автотрансформаторы: повышающие трансформаторы электрических станций автотрансформаторы связи распределительных устройств различных классов напряжения электрических станций и автотрансформаторы (трансформаторы) потребительских подстанций.
Двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения представляются в расчетных схемах дальних электропередач схемой приведенной на рисунке 5.2 RТВ RТН и XТВ XТН – соответственно активные и индуктивные сопротивления обмоток высшего и низшего напряжений трансформатора (автотрансформатора) а КТВН –коэффициент трансформации обмоток высшего-низшего напряжений определяемые по номинальным напряжениям соответствующих обмоток.
Рисунок 5.2 - Расчетная схема двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН
Данные по трансформаторам сведены в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Данные трансформаторов
×(3хАОДЦТН-417000750330)
Проанализировав параметры и схемы отдельных элементов электропередачи составляют общую расчетную схему в которой фигурируют все входящие в электропередачу элементы.
Рисунок 5.4 – Расчетная схема электропередачи
Расчет установившихся режимов
1 Выбор и расчёт режимов работы линии
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах электропередачи анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения.
При исследовании условий передачи мощности по дальней электропередаче необходимо провести расчеты основных режимов которые могут возникнуть в процессе ее эксплуатации. Схема для расчетов установившихся режимов приведена на рисунке 5.4.
Для рассматриваемой электропередачи следует рассмотреть следующие режимы:
- максимальная генерация мощности на ТЭС при минимальном потреблении на подстанции (режим 1);
- максимальная генерация мощности на ТЭС при максимальном потреблении мощности на подстанции (режим 2);
- отключение двух блоков на ТЭС при минимальном потреблении на подстанции (режим 3);
- отключение двух блоков на ТЭС при максимальном потреблении на подстанции (режим 4);
- отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении на подстанции (режим 5);
- отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении на подстанции (режим 6).
Расчёт режимов работы электропередачи произведём на ЭВМ при помощи специализированной программы «Энергия». Результаты расчета сведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Напряжения в узлах в различных режимах без установленных шунтирующих реакторов
Напряжение в узлах кВ
– максимальная генерация на ТЭС при максимальной нагрузке на ПС1
– максимальная генерация на ТЭС при минимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС при максимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС при минимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при максимальной нагрузке на ПС1
– отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при минимальной нагрузке на ПС1 (необходимо оставить в работе только 3 реактора)
По заданию проекта на шинах СВН подстанции ПС 1 и приёмной системы необходимо поддерживать напряжение в пределах 7125-7875 кВ и 750-7875 кВ соответственно. Подстанции ПС 1 соответствует узел схемы № 30(2) а приёмной системе - №3. Из таблицы 6.1 видно что напряжение на шинах ПС 1 во всех режимах превышает установленный предел. Необходимо на шинах СВН подстанции ПС 1 установить шунтирующие реакторы для компенсации зарядной мощности линии с целью уменьшения напряжения.
Таблица 6.2 – Напряжения в узлах в различных режимах с установленными шунтирующими реакторами
– отключение одного блока на ТЭС и отключение одной цепи ЛЭП при минимальной нагрузке на ПС1
Принимают к установке группы однофазных реакторов 5х(3хРОДЦ-330000) с UНФ= кВ. Технические данные приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Технические данные шунтирующих реакторов
Номинальное напряжение кВ
Номинальная мощность МВА
Потери активной мощности кВт
Таким образом напряжения полученные при подключении устройства продольной компенсации удовлетворяют установленным нормам.
Разработка схем распределительных устройств
1 Выбор схем распределительных устройств на электростанции
Основные требования предъявляемые к схемам:
- схемы РУ на подстанции должны обеспечить требуемую надёжность электроснабжения потребителей подстанции в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;
- учитывать перспективу развития подстанции;
- учитывать требования противоаварийной автоматики;
- обеспечить возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения
смежных присоединений;
- обеспечить наглядность экономичность и автоматичность.
Схемы распределительных устройств (РУ) на станции выбирают согласно [3].
При числе присоединений 7 на ОРУ 750 кВ следует принять согласно [3] схему 21 которая отличается наибольшей надежностью.
В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
2 Выбор схем РУ на подстанции
Схемы распределительных устройств (РУ) на станции выбирают согласно [6].
При числе присоединений 6 на РУ-750кВ применяется схема трансформатор-шины с полуторным присоединением линий .
При числе присоединений 4 на РУ-330кВ применяется схема четырехугольник. В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
На РУ 10 кВ принимают схему одна одиночная секционированная выключателем система шин. В данной схеме секционный выключатель нормально отключен для ограничения токов короткого замыкания на шинах.
3 Выбор схем распределительных устройств на приемной системе дальней электропередачи
При числе присоединений 4 на РУ-750 кВ применяют схему трансформатор-шины с подключением линии через два выключателя . В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
Технико-экономический расчет
Подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле
где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике )
- суммарные капитальные вложения определяются по формуле
где - капитальные вложения в линии тыс. руб.
- капитальные вложения в подстанции тыс. руб.
- капитальные вложения в станции тыс. руб.
- суммарные издержки определяют по формуле
где - суммарные издержки на амортизацию и обслуживание соответственно линий подстанций и станций тыс. руб.
- издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях.
Определение капитальных вложений производят обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений
где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий подстанций и станций [2 таблица 2.1].
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле
где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок МВт
- суммарные потери холостого хода трансформаторов МВт
– число часов максимальных потерь в году час.
– удельная стоимость потерь активной энергии [2 рисунок 2.1].
2 Определение затрат
Капитальные вложения в линии для сечения 4хАС-60072 при номинальном напряжении линии 750 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 2004 г.)
где С - стоимость 1 км линии тыс. руб.;
n - число параллельных линий.
Расчетные стоимости оборудования станций и подстанций входящих в электропередачу сведены в таблицы 8.1-8.3.
Таблица 8.1 - Стоимость оборудования ТЭС.
Трансформатор 3*ОРЦ-417000750
Таблица 8.2 - Стоимость оборудования ПС системы В
Таблица 8.3 - Стоимость оборудования ПС 1.
Капитальные вложения в строительство подстанций
КП =172000 + 1033400 = 1205400 тыс.руб. (8.10)
Суммарные капитальные вложения в электропередачу
92000+3905120+1205400 =
=14902520 тыс.руб. (8.11)
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [2 таблица 2.1] для линий составляют 28% для подстанций и станций - 94% соответственно
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения электропередачи.
Активное сопротивление всей ЛЭП длиной 800 км будет равно:
Для трансформатора 3×АОДЦТН-333000750330 Ом [4 таблица 5.22].
где – активное сопротивление линии электропередачи;
– активное сопротивление трансформаторов на ПС 1.
Тогда суммарное сопротивление всей электропередачи согласно (8.12)
Потери холостого хода в трансформаторе
Потери мощности электропередачи в максимальном режиме
где - ток участка определяется по формуле
Число часов максимальных потерь
где - время использования максимальной нагрузки ч.
Удельная стоимость потерь электроэнергии 0 составляет 174 рубкВтч
Таким образом приведенные затраты в электропередачу составляют
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования дальней электропередачи сверхвысокого напряжения.
Произведен расчет количества линий с оптимальным выбором их сечения и конструкции. Произведен выбор основного оборудования и схем распределительных устройств (РУ) на электрической станции подстанции и приемной системе.
В программе «Энергия » определены напряжения на участках линии электропередачи СВН в различных установившихся режимах с учетом выбранных шунтирующих реакторов.
Определены технико-экономические показатели электроустановок при передаче энергии через линию СВН и электрической сети сверх высокого напряжения.
Рисунок А.1 – Режим генерации максимальной мощности при максимальном потреблении с шин подстанции
Рисунок А.2 – Режим генерации максимальной мощности при минимальном потреблении с шин подстанции
Рисунок А.3 – Режим максимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции
Рисунок А.4 – Режим минимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции
Рисунок А5 – Режим максимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции и одной ЛЭП
Рисунок А.6 – Режим минимального потребления с шин подстанции при отключении одного блока на станции и одной ЛЭП
Методические указания по выполнению курсового проекта по дальним электропередачам.
Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие А.А. Герасименко В.Т.Федин. – Ростов-нД.: Красноярск: Издательские проекты 2006. – 720 с.(серия «Высшее образование»)
. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. Ю.Н. Балаков М.Ш. Мисриханов А.В. Шунтов – 2-е изд. стереот. – М.:Издательский дом МЭИ 2006. – 288 с.ил.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат 1985
Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2005.
ПУЭ Минэнерго СССР. – 6-е изд. М.: Энергоатомиздат 2002.

Чертеж НАПРЯЖЕНИЯ.cdw

Электропередача дальняя
сверхвысокого напряжения
Пояснительная записка
Рисунок 1 - График распределения напряжения вдоль линии электропередач сверхвысокого напряжения
- Максимальная генерация мощности на ТЭС при максимальной нагрузке на ПС1
- Максимальная генерация мощности на ТЭС при минимальной нагрузке на ПС1
- Отключение одного блока на ТЭС и одной цепи ЛЭП - максимальная нагрузка на ПС1
- Отключение одного блока на ТЭС и одной цепи ЛЭП - минимальная нагрузка на ПС1
- Отключение одной цепи ЛЭП при максимальной нагрузке на ПС1
- Отключение одной цепи ЛЭП при минимальной нагрузке на ПС1

НА РАСПЕЧАТКУ.cdw

Ограничитель перенапряжений
Cиловой трансформатор
Трансформатор собственных нужд
Трансформатор напряжения
сверхвысокого напряжения

Задание мое.docx

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра Электромеханики
наименование кафедры
на курсовой проект по дисциплине
«Дальние электропередачи СВН»
наименование дисциплины
Студент Буликова Гузель Мансуровна Группа ЭСиС-410
фамилия имя отчество№ акад. гр.
Тема курсового проекта Электропередача сверхвысокого напряжения
Основное содержание: Проектирование электропередачи сверхвысокого напряжения
Требования к оформлению:
2.В пояснительной записке должны содержаться следующие разделы:
Анализ исходных данных. Выбор номинального напряжения и числа цепей ЛЭП. Выбор основного оборудования и конструкции ЛЭП СВН. Построение расчетной схемы и определение параметров ее элементов. Расчет установившихся режимов. Разработка схем РУ. Технико-экономические показатели электропередачи и электрической сети.
3.Графическая часть должна содержать:
Схема электрическая принципиальная.
Распределение напряжений вдоль ЛЭП СВН в различных режимах.
Дата выдачи «»2011 г.Дата окончания «»2011 г.
ЦОП УГАТУ 3.54 0 т. 3000 2007 г.

Титульный мой.docx

Уфимский государственный авиационный технический университет
Электропередача сверхвысокого напряжения
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по дисциплине «Дальние электропередачи СВН»
ЦОП УГАТУ з. 169 Т. 3000 2004г.