Дальние электропередачи СВН

PZ.docx

Анализ исходных данных9
Выбор номинального напряжения и числа цепей на участках электропередачи13
Выбор основного оборудования электропередачи и конструкции линии электропередачи сверхвысокого напряжения15
1 Выбор трансформаторов и генераторов на электрической станции и подстанции15
1.1 Выбор генераторов на станции 15
1.2 Выбор блочных трансформаторов 15
1.3 Выбор автотрансформаторов связи на ПС1 18
2 Выбор конструкции линии электропередачи и фазных проводов на участках линии электропередачи сверхвысокого напряжения21
Построение расчетной схемы электропередачи и определение параметров ее элементов28
1 Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН28
2 Расчетные схемы и параметры элементов электропередачи30
Расчет установившихся режимов33
1 Выбор и расчёт режимов работы линии33
Разработка схем распределительных устройств49
1 Выбор схем распределительных устройств на электростанции49
2 Выбор схем РУ на подстанции49
3 Выбор схем распределительных устройств на приемной системе дальней электропередачи50
Технико-экономический расчет51
2 Определение затрат52
Список литературы . 59
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 функционирования и качества поставляемой потребителям электроэнергии электропередача 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.
Объединенная энергосистема имеет шкалу напряжений: 110-330-750 кВ. Класс напряжения дальней электропередачи 750 кВ. Среднее (ВН) напряжение на ПС1- 110 или 330 кВ. Упрощенная схема электропередачи приведена на рисунке. 1.1
Рисунок 1.1 – Упрощенная схема электропередачи
Мощность передаётся от ГЭС расположенной в «А» в «Систему» «В». Тип электропередачи – магистральная.
Напряжения на шинах СВН систем и подстанции по отношению к классу напряжений электропередачи Uн = 750 кВ необходимо поддерживать на следующем уровне:
- на шинах ГЭС UА = 105Uн = 105750 = 787 кВ;
- на шинах системы «В» UВ = (100 ÷ 105)Uн = (100 ÷ 105)750 = = 750 ÷ 7875 кВ;
- на шинах подстанции ПС1 UПС1 = (095 ÷ 105)Uн = (095 ÷ 105)750 = = 7125 ÷ 7875 кВ.
Длины участков электропередачи: L1 = 600 км и L2 = 250 км.
На ГЭС установлено семь блоков по 590 МВА [1 таблица 1.5]:
- электрические нагрузки ПС1 [1 таблица 1.5]:
а) на напряжении 750 кВ максимальная нагрузка =1200 МВт при tg = -015 и минимальная нагрузка =800 МВт при tg = -025 и при времени использования максимальной нагрузки Тм = 7500 часов.
б) на напряжении 110 или 330 кВ максимальная нагрузка =600 МВт при tgφ1 = 03 и минимальная нагрузка =250 МВт при tgφ1 = 035 и при времени использования максимальной нагрузки TМ = 4300 часов.
в) на напряжении 10 кВ максимальная нагрузка =60 МВт при tgφ1 = 045 и минимальная нагрузка =25 МВт при tgφ1 = 045 и при времени использования максимальной нагрузки TМ = 4300 часов.
- со всех систем сборных шин подстанций получают питание потребители всех трёх категорий по надежности электроснабжения;
- ТМ ЭС выдачи мощности системой типа ГЭС принять равным 3000 часов.
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
ТМ1 = ТМ ЭС = 3000 ч;
где ( РМИНi) – суммарная минимальная нагрузка подстанции.
Максимальные потоки мощности на участках 1 и 2 ЛЭП СВН РМ1 и РМ2
РСН = РМ ЭС ·n%100% = 3500·1%100% = 35 МВт;
РМ1 = РМ ЭС. - PСН = 3500 – 35 = 3465 МВт;(2.3)
РМ2 = РМ1 - Σ(PМИН (2.4)
РМ2 = РМ1 - Σ(PМИН i)=3465 - (800+250+25)= 2390 МВт.
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]
Число цепей 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).
Рассчитаем число цепей на участке 1
По условию надежности следует принять число цепей
Рассчитаем число цепей на участке 2
Следует принять по условию надежности число цепей
После предварительного выбора числа цепей проводится расчет экономически целесообразного напряжения ЛЭП Uэк на участках 1 и 2 по формуле
Рассчитаем экономически целесообразное напряжения ЛЭП на участке 1
Рассчитаем экономически целесообразное напряжения ЛЭП на участке 2
где L – длина участка линии км;
Р – максимальная мощность передаваемая по одной цепи на этом участке МВт.
Так как на обоих участках то принимаем 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 7 генераторов марки СВФ-1690175-64. Их характеристики представлены в таблице 4.1
Таблица 4.1 – Характеристики генератора
1.2 Выбор блочных трансформаторов
Условия выбора блочного трансформатора:
где Uн.вн т – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора кВ;
Uн.нн т – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора кВ;
Uру – напряжение участка цепи в котором установлен трансформатор кВ;
Uн.г – номинальное напряжение на выводах генератора кВ;
Sн.т. – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sбл.т. – необходимая мощность блочного трансформатора МВА.
Необходимая мощность блочного трансформатора рассчитывается по формуле
где Рн.г. – номинальная активная мощность генератора МВт;
- Номинальная реактивная мощность генератора Мвар;
- Активная мощность потребителей собственных нужд (МВт) рассчитывается по формуле
- Реактивная мощность потребителей собственных нужд (Мвар) рассчитывается по формуле
где n% - потери на собственные нужды электростанции n% = 1 %.[2 таблица 1.1]
Выберем блочный трансформатора для блоков с генераторами СВФ-1690175-64.
Потери на собственные нужды составляют согласно (4.3) (4.4)
Необходимая мощность блочного трансформатора в блоке с генератором СВФ-1690175-64 будет равна
Выбираем трансформатор 3хОРЦ-417000750. Проверяем выбранный трансформатор по условию выбора (4.1)
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов (4.1) принимаем тип трансформатора 3хОРЦ-417000750. Технические параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 4.2
Таблица 4.2 – Параметры трансформатора
1.3 Выбор автотрансформаторов связи на ПС1
Выбираем два параллельно работающих автотрансформатора связи. Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке – (06÷07)Sн.т. а в аварийном режиме один трансформатор оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 30 %-40%[4].
Условия выбора автотрансформатора связи на ПС1
Также в аварийном режиме должно соблюдаться условие
Мощность автотрансформатора рассчитывается по формулам
где - соответственно мощности высокой и низкой стороны автотрансформатора.
Максимальная мощность проходящая через автотрансформатор будет равна согласно (4.7)
Номинальная мощность автотрансформатора будет равна
Выбираем однофазный автотрансформатор связи тип АОДЦТН-333000750330 на каждую фазу.
Производим проверку выбранного автотрансформатора по условиям выбора (4.5)
Принятый автотрансформатор проходит по условиям выбора технические параметры приведены в таблице 4.3
Таблица 4.3 – Параметры автотрансформатора
Продолжение Таблицы 4.3
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 – А;
- число изоляторов: 41.
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) [7] оптимальная степень ограничения коронного разряда принимается равной 09.
Оптимальная плотность тока jэк может быть определена в соответствии с данными [1 таблица 4.3] jэк = 128 Амм2 (для ОЭС Сибири при ТМ1 = 3000 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
где - эквивалентный радиус расщепленного провода rэ (м) определяется по формуле
где НЭ – эквивалентная высота подвеса провода определяется по выражению м.
где f – стрела провеса (находится по данным [1 таблицa 4.1]) м;
Нmin – минимальное расстояние от провода до земли в середине пролета м.
При проектировании ЛЭП традиционной конструкции значение Нmin определяется по формуле
где Нт – высота траверсы над землей м;
lг - длина гирлянды изоляторов определяется по выражению м.
где Nи – число изоляторов в подвесной гирлянде [1 таблица 4.2];
lстр – строительная высота изолятора м.
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 сталеалюминевых 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
где – относительная плотность воздуха (при расчетах может быть принята равной 1);
mн – коэффициент не гладкости поверхности провода (при расчетах может быть принят равным 082 – 084);
r0 – радиус составляющих расщепленного провода в (см).
Натуральная мощность линии РН (МВт) также входящая в выражения (4.8) и (4.9) может быть вычислена по формуле
где Vв – скорость распространения электромагнитной волны вдоль линии или фазовая скорость мс.
Входящее в выражения (4.8) и (4.9) значение коэффициента мощности рекомендуется принять равным cosφ = 085.
После первого (или очередного) шага итерационного расчета результаты расчетов сравниваются с исходными (результатами расчетов на предыдущем шаге расчетов) значениями rопт и nопт то есть определяется точность расчетов которая сравнивается с заданной точностью расчетов .
В том случае если полученное значение T больше заданного T полученные значения 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 T . Если после очередного шага итерационного расчета указанное условие окажется выполненным то по полученным в результате расчетов данным проводится выбор радиуса и числа составляющих фазного провода.
Рассчитывают все вышеперечисленные параметры проделав несколько итераций. Проведя расчеты параметров с точностью =5%.
Рассчитаем длину гирлянды изоляторов
Рассчитаем минимальное расстояние о провода до земли в середине пролета
Рассчитаем эквивалентную высоту подвеса провода
Рассчитаем первый шаг итерационного процесса
Рассчитаем эквивалентный радиус расщепленного провода
Рассчитаем удельную емкость линий
Рассчитаем напряженность короны
Рассчитаем натуральную мощность линий
Рассчитаем оптимальное число проводов в линий
Рассчитаем оптимальный радиус линий
Все результаты вычислений оптимального радиуса и числа составляющих приведены в таблице.4.4
Таблица 4.4 – Результаты шагов итерационного расчета
Следует выбрать провод 6хАС 24032; rр = 026 м; r0 = 108 мм; kЗ = 067. При D = 18 м и НЭ = 1782 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 м;
NЦ - число параллельных цепей линии;
R0 X0 b0 - соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления и емкостная проводимость линии Омм.
Активная проводимость линии определяемая в основном потерями на корону при расчетах режимов не учитывается.
Рисунок 5.1– Расчетная схема участка ЛЭП СВН
Удельные характеристики линии определяются по формулам
где – угловая частота
- среднегеометрическое междуфазное расстояние м.
где и - расстояния между соседними фазными проводами линии м.
Также удельные характеристики линии могут быть найдены по справочным данным [4]:
R0=0019 Омкм Х0=0295 Омкм b0=387810-6 Смкм.
Участок 1 от ГЭС в узле «А» до подстанции ПС1 разделим на длины по
Рассчитаем параметры схемы замещения линий
Участок 2 от подстанции ПС1 до узла «В» на длину по 50 км:
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.
Рисунок 5.2 – Расчетная схема двухобмоточного трансформатора
Двухобмоточные трансформаторы представляются в расчетных схемах дальних электропередач ветвью схема которой приведена на рисунке 5.2 где RT и XT - соответственно активное и индуктивное сопротивления трансформатора а KT - коэффициент трансформации определяемый по номинальным напряжениям обмоток.
Рисунок 5.3 – Расчетная схема трехобмоточного трансформатора
Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы представляются в расчетных схемах дальних электропередач схемой приведенной на рисунке 5.3 где RTВ RTС RTН и XTВ XTС XTН - соответственно активные и индуктивные сопротивления обмоток высшего среднего и низшего напряжений трансформатора (автотрансформатора) а KTВС KTВН - соответственно коэффициенты трансформации обмоток высшего- среднего и высшего- низшего напряжений определяемые по номинальным напряжениям соответствующих обмоток.
Сопротивление трансформаторов установленных на АЭС и на ПС1 приведены в таблицах 4.2 и 4.3 соответственно. Сопротивление трансформаторов включенных параллельно будет определяться по формулам
Неотъемлемыми элементами дальних электропередач СВН обеспечивающими возможность передачи мощности по ЛЭП в различных режимах являются шунтирующие реакторы (ШР). Эти реакторы имеют однофазное исполнение и данные для них приводятся на одну фазу.
Рисунок 5.4 – Расчетная схема реактора
При расчете установившихся режимов шунтирующие реакторы учитываются в расчетных схемах поперечными ветвями (шунтами) включенными между узлами к которым подключены реакторы и узлом с нулевым потенциалом - «землей» (рисунок. 5.4). Индуктивные сопротивления реакторов могут быть определены по формулам
где Uн и Uфн - номинальные линейное и фазное напряжения ЛЭП а Qн и Qфн - реактивная мощность трех и одной фазы реактора. Выбираем реактор типа РОДЦ с номинальным напряжением . Его технические данные сведены в табли-це 5.1.
Таблица 5.1 – Технические данные реактора
Расчет сопротивления реакторов проводится по реактивной мощности поскольку
и потерями активной мощности в реакторах пренебрегают.
При проведении приближенных расчетов установившихся режимов реакторы можно задавать их трехфазной реактивной мощностью при номинальном напряжении.
Генераторы электрических станций в расчетах представляем постоянными по величине активной и реактивной мощностями включенными в узел.
Электрические нагрузки в расчетах установившихся режимов задаем фиксированными значениями мощностей в узле подключения.
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 6.1
Для рассматриваемой электропередачи следует рассмотреть следующие режимы:
- максимальная генерация мощности на ГЭС при максимальном потреблении на подстанции (режим 1);
- максимальная генерация мощности на ГЭС при минимальном потреблении мощности на подстанции (режим 2);
- отключение двух блоков на ГЭС и одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении на подстанции (режим 3);
- отключение двух блоков на ГЭС и одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении на подстанции (режим 4);
- отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении на подстанции (режим 5);
- отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении на подстанции (режим 6).
Рисунок 6.1 – Схема замещения электрической сети для расчетов
установившихся режимов
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
По заданию проекта на шинах СВН подстанции ПС 1 и приёмной системы необходимо поддерживать напряжение в пределах 7125 – 787 кВ. 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.
Расчет напряжение в узлах в установившихся режимах после регулирования сведены в таблице 6.2
Таблица 6.2 – Напряжения в узлах в различных режимах с установленными шунтирующими реакторами
Таблица 6.3 – Место установки и количество реакторов
Схемы расчета в программе «Энергия» для всех режимов представим на рисунках 6.2-6.7. С учетом реакторов схема расчетов представлена на рисунках 6.8-6.12
Рисунок 6.2 – Максимальная нагрузка на подстанции 1 при максимальной генерации мощности на ГЭС
Рисунок 6.3 – Минимальная нагрузка на подстанции 1 при максимальной генерации мощности на ГЭС
Рисунок 6.4 – Отключение двух блоков на ГЭС и одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении мощности на ПС1
Рисунок 6.5 – Отключение двух блоков на ГЭС и одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении мощности на ПС1
Рисунок 6.6 – Отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении мощности на ПС1
Рисунок 6.7 – Отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении мощности на ПС1
Рисунок 6.8 – Максимальная нагрузка на подстанции 1 при максимальной генерации мощности на ГЭС с установкой реакторов
Рисунок 6.9 – Минимальная нагрузка на подстанции 1 при максимальной генерации мощности на ГЭС с установкой реакторов
Рисунок 6.10– Отключение двух блоков на ГЭС и одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении мощности на ПС1 с установкой реакторов
Рисунок 6.11- Отключение двух блоков на ГЭС и одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении мощности на ПС1 с установкой реакторов
Рисунок 6.12 – Отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении мощности на ПС1 с установкой реакторов
Рисунок 6.13 – Отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении мощности на ПС1 с установкой реакторов
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.
При числе присоединений 9 согласно ФСК [6] принимаем на ГЭС схему 43. В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
2. Выбор схем распределительных устройств на подстанции
При числе присоединений 6 на РУ-750 кВ согласно ФСК [6] применяем схему трансформатор-шины с полуторным присоединением линий.
При числе присоединений 4 на РУ-330 кВ согласно ФСК [6] применяется схема четырехугольника. В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
На распределительном устройстве 10 кВ согласно ФСК [6] применим схему секционированную выключателем систему шин.
В данной схеме секционный выключатель нормально отключен для ограничения токов короткого замыкания на шинах 10 кВ. Как правило на отходящих линиях устанавливают комплектные распределительные устройства. На секционном выключателе должен быть предусмотрен автоматический ввод резерва.
3.Выбор схем распределительных устройств на приемной системе дальней электропередачи
При числе присоединений 4 на РУ 750 кВ согласно ФСК применяется схема четырехугольника. 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.
где 0 – удельная стоимость потерь активной энергии [2 рисунок 2.1].
2 Определение затрат
Капитальные вложения в линии для сечения 6хАС-24032 при номинальном напряжении линии 750 кВ на стальных одноцепных [8 табл.7.4]
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.
Таблица 8.1 – Капиталовложения в станцию подстанцию и систему
Стоимость оборудования тыс. руб.
Стоимость объекта тыс. руб.
Генератор СВФ-1690175-64
Трансформатор 3хОРЦ-417000750
Автотрансформатор 3хАОДЦТН-333000750330
Суммарные капиталовложения
Капитальные вложения в строительство подстанций
Суммарные капитальные вложения в электропередачу
710000+2711600+4338000 =
=17759600 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 ЛЭП на участке 1 длиной 600 км будет равно
Активное сопротивление ЛЭП на участке 2 длиной 250 км будет равно
Рассчитаем сопротивление электростанции:
Рассчитаем сопротивление подстанций для трансформатора 3×АОДЦТН-333000750330 данные представлены в таблице 4.3
где – активное сопротивление линии электропередачи;
– активное сопротивление трансформаторов на ПС 1.
Потери холостого хода трансформаторов на ГЭС и подстанции соответственно
где и - потери холостого хода трансформатора и автотрансформатора соответственно МВт; и - количество трансформаторов и автотрансформаторов соответственно.
Подставим численные значения в формулы (8.16) (8.17)
Потери мощности в максимальном режиме на участках 1 и 2 а также на подстанции
Подставляя численные значения в (8.18) – (8.20) определим
Число часов максимальных потерь определяется по формуле
где - время использования максимальной нагрузки ч.
Число часов максимальных потерь на участках 1 и 2 а также на подстанции:
где удельная стоимость потерь электроэнергии 0 составляет 15 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 сверхвысокого напряжения.
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.
Справочник по проектированию электрических сетей Под ред.
Д.Л. Файбисовича.3-е изд. перераб. и доп. – М.: ЭНАС 2009. – 329 с.

Skhema_elektricheskaya_printsipialnaya .cdw

сверхвысокого напряжения
Схема электрическая
Силовые трансформаторы
xАОДЦТН-333000750330
Трансформаторы напряжения

Dannye_o_raspredelenii_napryazhenia.cdw

- Максимальная генерация мощности на ГЭС
при максимальном потреблении мощности на подстанции;
-Максимальная генерация мощности на ГЭС
при минимальном потреблении мощности на подстанции;
- Отключение двух блоков на ГЭС и одной из цепей
-Передача максимальной мощности при отключении одной из цепей
при минимальном потреблении мощности на подстанции
сверхвысокого напряжения
Пояснительная записка
Рисунок 1 - Распределение напряжения вдоль линии электропередачи сверхвысокого напряжения
Таблица 1 - График работы компенсирующих устройств в различных режимах передачи мощности
+" - Реактор включен
-" - Реактор отключен