Расчет линий сверхвысокого напряжения

проПЗ.doc

В данной работе спроектирована линия электропередачи сверхвысокого напряжения. Произведен выбор номинального напряжения и числа цепей электропередачи на участках от ГЭС до подстанции 1 и от подстанции 1 до системы. Произведен выбор трансформаторов и генераторов на электростанции а также автотрансформаторов на подстанции. Выбрана конструкция линии электропередачи и фазных проводов. Произведен расчет на ЭВМ установившегося режима и выбор средств регулирования напряжения. Разработана схема электростанции отправной системы и РУ СВН подстанции и приемной системы дальней электропередачи. Определены технико-экономические показатели сооружения и работы проектируемой линии электропередачи.
Задание на курсовой проект 9
Анализ исходных данных ..11
Выбор номинального напряжения и числа цепей на участках
электропередачи ..14
Выбор основного оборудования электропередачи и конструкции
линии электропередачи сверхвысокого напряжения 16
1 Выбор трансформаторов и генераторов на электрической
станции и подстанции .16
2 Выбор конструкции линии электропередачи и фазных проводов на
участках линии электропередачи сверхвысокого напряжения 19
Построение расчетной схемы электропередачи и определение
параметров ее элементов 25
1 Расчетная схема и электрические параметры ЛЭП СВН 25
2 Расчетные схемы и электрические параметры трансформаторов
компенсирующих устройств нагрузок и генераторов электрических
Расчет установившихся режимов ..30
Выбор схем распределительных устройств .40
1 Выбор схем распределительных устройств на электростанции .40
2 Выбор схем распределительных устройств на подстанции 1 .40
3 Выбор схем распределительных устройств на приемной системе
дальней электропередачи 41
Технико-экономические расчеты ..42
Список литературы 48
У нас формирование Единой энергетической системы изначально шло на основе принципа кольцевой сети для подключения потребителя и для выдачи мощности с каждой электростанции. В связи с чем ЕЭС по мере своего развития становилась как бы единым источником электроснабжения всех потребителей страны.
В последнее время к понятию Единой энергетической системы относят совокупность производственных и имущественных объектов электроэнергетики связанных единым процессом производства и передачи электрической энергии забывая что ЕЭС представляет собой всю суммарную генерацию параллельно и синхронно работающих электростанций страны подключенных через единую электрическую сеть ко всем потребителям которые также являются неотъемлемой частью общей энергетической системы.
Надежность электроэнергетической системы (ЭЭС) — это свойство ЭЭС обеспечивать потребителей электроэнергией при отклонениях ее частоты и напряжения в пределах установленных параметров. И зависит надежность ЭЭС как от электростанций и электрической сети так и от самих потребителей ибо все они взаимосвязаны взаимовлияющими физическими процессами.
Основным требованиями к этим процессам является поддержание постоянной сбалансированности генерации и потребления электроэнергии с учетом ее потерь при транспортировании в электрических сетях.
Нарушение баланса электроэнергии со стороны потребителя например в результате резкого несанкционированного уменьшения нагрузки может привести к скачку повышения частоты электрического тока с одновременным увеличением числа оборотов на турбинах электростанций. Самое минимальное последствие таких действий — отключение турбин автоматом безопасности в случае же его отказа последствия могут быть самыми тяжелыми вплоть до повреждения турбин и выхода из строя электростанции.
В случае резкого несанкционированного увеличения электрической нагрузки у потребителей происходит резкое снижение частоты тока в сети и если отсутствует возможность ввода соответствующего резерва генерирующей мощности противоаварийная автоматика чтобы ликвидировать дефицит генерации срабатывает на отключение потребителей электроэнергии в том числе и дисциплинированных. Отказ же противоаварийной автоматики чреват нарушением статической и динамической устойчивости электроэнергетической системы с угрозой развала ЭЭС и прекращения электроснабжения всех потребителей на продолжительное время.
Поэтому любое аварийное отключение генерирующих блоков на электростанциях должно быть немедленно компенсировано включением резерва генерации в этой энергосистеме а в случае его отсутствия необходимо обеспечить соответствующие перетоки электроэнергии из соседних энергосистем. Если же нет реальной возможности выполнить ни одно из этих требований то для сохранения устойчивой работы энергосистемы остается последняя возможность — отключение потребителей с нагрузкой эквивалентной дефициту генерации электроэнергии.
При этом надо особо отметить что процесс сохранения энергосистемы в работе порой столь скоротечен что управлять им во многих случаях может только противоаварийная автоматика. Вмешательство же диспетчера не владеющего в должной мере информацией о происходящем может лишь усугубить сложную ситуацию.
В свете сказанного постоянное поддержание баланса генерации и потребления электроэнергии а также создание необходимого аварийного резерва генерирующих мощностей и пропускной способности сетей являются важнейшими условиями устойчивого функционирования Единой энергетической системы России. Эти же условия должны обязательно соблюдаться при решении вопросов развития ЕЭС и каждой энергосистемы при вводе новых генерирующих и сетевых объектов или при выводе из эксплуатации устаревшего энергооборудования.
В ЕЭС России избытком генерирующих мощностей располагают сейчас только 14 энергосистем из 84. Потребители регионов с дефицитом таких мощностей получают электроэнергию из этих избыточных энергосистем. Безусловное обеспечение соответствующих перетоков электроэнергии всегда являлось обязательным условием устойчивости ЕЭС и гарантией надежного электроснабжения всех потребителей.
Для осуществления управляемости перетоками в ЕЭС с сохранением ее статической и динамической устойчивости необходимо постоянное поддержание задаваемых уровней напряжения в контрольных точках ЕЭС к которым относятся шины электростанций мощных подстанций и крупных потребителей. В этих же целях в ЕЭС должен обеспечиваться необходимый баланс реактивной мощности.
Для России с ее огромной территорией с 11 временными поясами создание Единой энергетической системы — объективно правильный выбор решения проблемы обеспечения надежного и более эффективного электроснабжения потребителей. Именно ЕЭС позволяет наилучшим образом оптимизировать режимы работы электростанций и перетоки электроэнергии и мощности. Но в рыночных условиях это безусловное достоинство ЕЭС к сожалению используется не в полной мере.
Единая энергетическая система обладает и рядом других преимуществ: снижение суммарного максимума нагрузки ЕЭС сокращение потребности в установленной и резервной мощности электростанций возможности ведения оптимизированного режима нагрузки между электростанциями с целью сокращения расходов топлива маневрирование топливно-энергетическими ресурсами поддержание высокого уровня надежности и живучести энергообъединений и ЕЭС в целом.
Задание на курсовой проект
Объединенная энергосистема имеет шкалу напряжений: 110-220-500 кВ. Класс напряжения дальней электропередачи 500 кВ. Упрощенная схема электропередачи приведена на рис. 1.1.
Рис. 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 = 500 кВ необходимо поддерживать на следующем уровне:
- на шинах АЭС UА = 105Uн = 105500 = 525 кВ;
- на шинах системы «В» UВ = (100 ÷ 105)Uн = (100 ÷ 105)500 = = 500 ÷ 525 кВ;
- на шинах подстанции 1 UПС1 = (095 ÷ 105)Uн = (095 ÷ 105)500 = = 475 ÷ 525 кВ;
Длины участков электропередачи: L1 = 3000 км и L2 = 300 км. На ГЭС установлено 10 блоков по 294 МВт.
Максимальная Р1max и минимальная Р1min нагрузка и время использования максимальной нагрузки Tmax на сверхвысоком (СВН) высоком (ВН) и низком (10 кВ) напряжении:
- Р1max 10=60МВт Р1min 10=30 МВт tg φ1max 10 = tgφ1min 10 = 04 Tmax 10 = 4300ч.
Со всех систем сборных шин подстанции получают питание потребители всех трех категорий по надежности электроснабжения. Время выдачи максимальной мощности Тmax ЭС системой типа ГЭС принять равным 3000 часов.
Анализ исходных данных
Для выполнения данного курсового проекта предлагается один из вариантов схемы электропередачи представленной на рис. 1.1. Каждый из вариантов представляет собой часть объединенной электроэнергетической системы (ОЭС) и включает в себя линию электропередачи (ЛЭП) сверхвысокого напряжения (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 либо режимом работы электрической станции либо режимом передачи мощности из одной энергосистемы в другую и режимом работы потребительской подстанции. В соответствии с этим в задании на курсовое проектирование указаны:
- мощность потребительской подстанции в режимах максимальных и минимальных нагрузок;
- число и мощность генераторов электрической станции;
- величина и направление потока мощности передаваемой из одной энергосистемы в другую.
Для проектирования линии электропередачи необходимо определить значения максимального и минимального потоков мощности по ней. На первом этапе проектирования определяются только потоки активной мощности без учета 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) передается максимальная мощность (по участкам соответственно Рmax1 и Рmax2) при условии генерации на станции максимальной мощности при минимальном потребления мощности на подстанции а минимальная мощность (Рmin) – 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 Тmax на разных участках электропередачи необходимая при выборе конструкции фазных проводов ЛЭП.
В варианте с электрической станцией в системе «А» величина Тmax на различных участках ЛЭП СВН определяется значениями Тmax электрической станции Тmax ЭС значением Тmax Н электрических нагрузок подстанции.
Значение Тmax Н определяется по формуле:
Тmax Н=Σ(Pmax i Тmax i )Σ(Pmax i) (2.1)
ТmaxН = (10005500 + 4004700+604300)(1000+400+60) = 523151 ч
где Pmax i – максимальная нагрузка подстанции на одном из напряжений Тmax i – время использования максимальной нагрузки подстанции на этом напряжении [1].
На участке ЛЭП СВН от станции в системе «А» до подстанции (участке 1) время использования максимального потока мощности Тmax1 полностью определяется значением Тmax ЭС:
Тmax1 = Тmax ЭС (2.2)
На участке ЛЭП СВН от подстанции до системы “В” (участок 2) время использования максимального потока мощности Тmax2 определяется значениями ТmaxЭС и ТmaxН максимальной мощностью генерируемой на станции РmaxЭС максимальной мощностью нагрузки подстанции (РmaxН) расходуемой на собственные нужды мощностью Рс.н. и определяется по формуле:
Тmax2 = ((РmaxЭС ТmaxЭС – Σ(Pmax i) ТmaxН)( РmaxЭС - Σ(Pmin i)) (2.3)
Тmax2 = (2940500 – (1000+400+60) 523151)(2500-(700+250+30)) =77763 ч
где Σ(Pmin i) – суммарная минимальная нагрузка подстанции.
Максимальные потоки мощности на участках 1 и 2 ЛЭП СВН Рmax1 и Рmax2:
Рmax1 = РmaxЭС - Рс.н. (2.5)
Рmax1 = 3000 – 210 = 2790 МВт
Рmax2 = Рmax1 - Σ(Pmin i) (2.6)
Рmax2 = 2790 - (100+30)= 2660 МВт.
Полученные в результате вычислений значения времени использования максимальных потоков мощности на участках ЛЭП СВН Тmax1 и Тmax2 и значения максимальных потоков мощности на участках ЛЭП СВН Рmax1 и Рmax2 используются при выборе номинального напряжения ЛЭП СВН и конструкции фазных проводов линии.
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 110-220-500 кВ.
При определении числа цепей ЛЭП СВН используются полученные данные о максимальных перетоках мощности Рmax по участкам ЛЭП СВН Рmax1 и Рmax2. В задании на курсовое проектирование не предусматривается учет ограничения по статической устойчивости поэтому число цепей ЛЭП СВН предварительно может быть выбрано по значениям натуральной мощности Pн линии выбранного класса напряжения.
Ориентировочное значение числа цепей ЛЭП СВН на участках электропередачи определяется по выражению:
Nц1 = Pmax1 Pн = 2940 900 = 326
Nц2 = Pmax2 Pн = (2940-(1000+400+60)) 900 = 164
и округляется до ближайшего целого числа. Число цепей должно быть по возможности минимальным но ЛЭП СВН не должна быть одноцепной (по условию надежности). Таким образом принимаем:
После предварительного выбора числа цепей проводится расчет экономически целесообразного напряжения ЛЭП Uэк на участках 1 и 2 по формуле Г.А.Илларионова дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ:
где L Pmax i – максимальный переток мощности на рассматриваемом участке Nцi – количество цепей на рассматриваемом участке [4].
Выбор конструкции фазного провода проводится для участка на котором получено большее значение Uэк т. е. 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 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. На электрической станции следует принять блочную схему.
Условия выбора блочного трансформатора
Выбираем трансформатор ТДЦ - 400000500.
Таблица 4.1 – Параметры блочного трансформатора
Принимаем на ГЭС 10 генераторов ВГС-930233-30. Параметры данного генератора сведем в таблицу 4.1.
Таблица 4.2 – Технические данные генератора ВГС-930233-30
Выбор автотрансформаторов на подстанции 1.
Выбираем 2 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 % [4].
Условия выбора автотрансформаторов связи на ПС1
Также в аварийном режиме должно соблюдаться условие:
Выбираем тип автотрансформатора АТДЦТН – 500000500220.
Проверка выбранного автотрансформатора по условиям выбора:
Проверка по условию перегрузки:
Принятый автотрансформатор проходит по всем показателям.
Таблица 4.3 – Параметры автотрансформатора
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 ВЛ СВН [1]:
- выбираем опоры портального типа с тремя проводами в фазе;
- высота до траверсы: 27 м;
- расстояние между фазами: 12 м;
- стрела провеса: 147 м.
Конструктивные параметры фазных проводов ВЛ СВН [1]:
- радиус расщепленного провода: rР = 023 м;
- тип изолятора: ПС 160 – Б;
- число изоляторов в гирлянде: 24.
Основными конструктивными параметрами расщепленного провода являются радиус расщепления rP радиус составляющих расщепленного провода r0 и число составляющих n. Эти параметры определяются при условии что максимальный переток мощности по линии соответствует натуральной мощности линии. 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 (UФ UК);
- оптимальной плотности тока.
Согласно Правилам устройства электроустановок оптимальная степень ограничения коронного разряда принимается 09. Оптимальная плотность тока jэк = 11 Амм2 (ОЭС Сибири Tmax2 = 3000 ч) [1].
Оптимальные число и радиус составляющих определяются итерационным путем по следующим формулам:
На первом шаге итерационного расчета следует принять r0 = 10мм для линий любого класса напряжения а n = 3 для напряжения 500 кВ [1].
Входящие в формулы (4.10) и (4.11) 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 определяется по формуле:
эквивалентная высота подвеса провода Нэ - по выражению:
В выражении (4.14) f – стрела провеса f = 147 м Нmin - минимальное расстояние от провода до земли в середине пролета.
При проектировании компактных ЛЭП значение Нmin определяется как минимальный габарит по ПУЭ. При проектировании ЛЭП традиционной конструкции значение Нmin может быть определено по формуле:
где Нт - высота траверсы над землей Нт = 27 м lг - длина гирлянды изоляторов:
В выражении (4.16) число изоляторов Nи - число изоляторов в подвесной гирлянде Nи = 24 Iстр - строительная высота изолятора Iстр = 170 мм [1].
При расчетах конструктивных параметров фазных проводов в выражениях (4.10) и (4.11) используется значение коэффициента заполнения поперечного сечения провода активным материалом (алюминием) kЗ. При расчетах можно принять kЗ = 067 [1].
Начальная напряженность короны ЕК входящая в выражения (4.10) и (4.11) может быть определена по формуле:
где - относительная плотность воздуха (при расчетах может быть принята равной 1) mН - коэффициент негладкости поверхности провода (при расчетах может быть принят равным 082-084 [1]) r0 - радиус составляющих расщепленного провода в см.
Натуральная мощность линии РН также входящая в выражения (4.10) и (4.11) может быть вычислена по формуле:
где VВ - скорость распространения электромагнитной волны вдоль линии или фазовая скорость.
Входящее в выражения (4.10) и (4.11) значение коэффициента мощности cosφ рекомендуется принять cosφ=085.
После первого (или очередного) шага итерационного расчета результаты расчетов сравниваются с исходными (результатами расчетов на предыдущем шаге расчетов) значениями r0 и n то есть определяется точность расчетов
которая сравнивается с заданной точностью расчетов e.
В том случае если полученное значение T больше заданного
T > e полученные значения r0 и n подставляются в формулы (4.10) и (4.11) без округления как исходные и расчет повторяется до тех пор пока не будет выполнено условие T e. 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.
Проведем расчет всех вышеперечисленных параметров с точностью e=5%.
Первый шаг итерационного процесса:
Таблица 4.4 – Результаты расчетов на каждом шаге итерационного процесса
Выбираем провод 3хАС 33043. rр = 023 м; r0 = 1255 мм. kЗ = 067.
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 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 (рис. 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.
Рис. 5.1 – Расчетная схема участка ЛЭП СВН
Удельные характеристики линии определяются по формулам:
где – угловая частота - среднегеометрическое междуфазное расстояние а и - расстояниия между соседними фазными проводами линии.
Также удельные характеристики линии могут быть найдены по справочным данным [4]:
R0=0029 Омкм Х0=0308 Омкм b0=360410-6 Смкм.
Участок 1 от АЭС в узле «А» до подстанции ПС1 на 100 км:
Участок 2 от подстанции ПС1 до узла «В» на 100 км:
2. Расчетные схемы и электрические параметры трансформаторов компенсирующих устройств нагрузок и генераторов электрических станций
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.
Рис. 5.2 – Расчетная схема двухобмоточного трансформатора
Двухобмоточные трансформаторы представляются в расчетных схемах дальних электропередач ветвью схема которой приведена на рис. 5.2 где RT и XT - соответственно активное и индуктивное сопротивления трансформатора а KT - коэффициент трансформации определяемый по номинальным напряжениям обмоток.
Рис. 5.3 – Расчетная схема трехобмоточного трансформатора
Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы представляются в расчетных схемах дальних электропередач схемой приведенной на рис. 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.
Рис. 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» (рис. 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 таблицу 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
При исследовании условий передачи мощности по дальней электропередаче необходимо провести расчеты основных режимов которые могут возникнуть в процессе ее эксплуатации.
Для электропередачи предназначенной для выдачи мощности ГЭС следует рассмотреть следующие режимы:
- Максимальная генерация мощности на ГЭС при максимальной мощности на ПС
- Максимальная генерация мощности на ГЭС при минимальной мощности на ПС
- Отключение одной цепи с отключением 2 блоков на ГЭС при максимальном потреблении на ПС
- Отключение одной цепи с отключением 2 блоков на ГЭС при минимальном потреблении на ПС
- Отключение одной цепи при максимальной генерации на ГЭС при максимальном потреблении на ПС
- Работа на ГЭС двух блоков при максимальной мощности на ПС
- Работа на ГЭС двух блоков при минимальной мощности на ПС
По заданию проекта на шинах СВН подстанции ПС 1 и приёмной системы необходимо поддерживать напряжение в пределах 475 – 525 кВ и 500 – 525 кВ соответственно. Необходимо на шинах СВН подстанции ПС1 установить шунтирующие реакторы для компенсации зарядной мощности линии с целью снижения напряжения.
Произведем расчет напряжений на участках с учетом реакторов. Результаты сведены в таблицу 6.2.
Схемы расчета в программе «Энергия» для всех режимов (с учетом реакторов) представим на рисунках 6.2-6.8.
Рис. 6.1 – Схема замещения для расчетов установившихся режимов
Таблица 6.1 – Напряжение в узлах в установившихся режимах
без установки реакторов
Напряжение в узлах кВ
Таблица 6.2 – Напряжение в узлах в установившихся режимах
Количество реакторов
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 минимальном потреблении мощности на ПС1
Рисунок 6.5 – Отключение двух блоков на ГЭС и одной ЛЭП при максимальном потреблении мощности на ПС1
Рисунок 6.6 – Отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении мощности на ПС
Рисунок 6.7 – Работа двух блоков на ГЭС при минимальном потреблении на ПС
Рисунок 6.8 – Работа двух блоков на ГЭС при максимальном потреблении на ПС
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 13 согласно [4] принимаем на ГЭС схему 43. В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
2. Выбор схем распределительных устройств на подстанции
При числе присоединений 7 на РУ-500 кВ согласно ФСК применяем схему 32.
При числе присоединений 4 на РУ-220 кВ применяется схема четырехугольника [6]. В нормальном режиме все выключатели нормально включены.
На распределительном устройстве 10 кВ согласно ФСК 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 500 кВ применяется схема четырехугольника. В нормальном режиме все выключатели включены.
Технико-экономические расчеты
Подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:
где Ен - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике Ен = 012); К=КЛ+КП - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции; И=ИЛ+ИП+ИΔЭ ИЛ – издержки на амортизацию и обслуживание линий ИП – подстанций ИΔЭ – издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях.
Капиталовложения в линию:
где - стоимость одного километра линии напряжением 500 кВ 2385 тыс.руб.км; L - длина линии; - число параллельных линий на каждом участке. Подставив численные значения найдем:
Кл = 2385 (300 3 + 300 2) = 3577500 тыс. руб.
Капиталовложения в станцию подстанцию и систему представим в таблице 7.1.
Капиталовложения в станцию подстанцию систему и линию:
К = 3577500 +4977 860=8555 360 тыс. руб.
Таблица 7.1 – Капиталовложения в станцию подстанцию и систему
Стоимость оборудования тыс. руб.
Стоимость объекта тыс. руб.
Генератор ТВВ-1000-2У3
Трансформатор ОРЦ-417000500
Автотрансформатор АОДЦТН-167000500220
Суммарные капиталовложения
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание линий:
где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций .
Найдем параметры схемы:
Подставив численные значения в формулы (7.5) – (7.8) определим:
Потери холостого хода трансформаторов на АЭС и подстанции соответственно:
где и - потери холостого хода трансформатора и автотрансформатора соответственно МВт; и - количество трансформаторов и автотрансформаторов соответственно. Подставим численные значения в формулы (7.9) (7.10):
Потери мощности в максимальном режиме на участках 1 и 2 а также на подстанции:
Подставляя численные значения в (7.11) – (7.13) определим:
Число часов максимальных потерь определяется по формуле:
где Тmax – время использования максимальной нагрузки.
Число часов максимальных потерь на участках 1 и 2 а также на подстанции:
где - удельная стоимость потерь электроэнергии . Подставив численные значения определим величину издержек:
ИΔЭ = 2 (37142 1455 + 17674 1481 + 56677 17 + 8760 (35 + 03)) =
И = 1 690182 + 100 170 + 478830 = 2 269182 тыс. руб.
Приведенные затраты определим по формуле (7.1):
З = 012 8555360 + 2 269182 = 3 2958252 тыс.руб.
Спроектирована линия электропередачи сверхвысокого напряжения.
Произведен выбор номинального напряжения и числа цепей электропередачи. Произведен выбор трансформаторов и генераторов на электростанции и подстанции. Выбрана конструкция линии электропередачи и фазных проводов. Произведен расчет на ЭВМ установившегося режима и выбор средств регулирования напряжения. Разработана схема электростанции отправной системы и РУ СВН подстанции и приемной системы дальней электропередачи. Определены технико-экономические показатели сооружения и работы проектируемой линии электропередачи.
Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Линия электропередачи сверхвысокого напряжения переменного тока» ИГЭУ; Сост.: Коротков В. В. Кулешов А. И. Иваново: ИГЭУ 1998. 28 с.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфимск. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т. Ю.Волкова Г.М. Юлукова.
Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006. – 320 с.ил.
Герасименко А.А. Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие. – Ростов-НД.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты 2006. – 720 с.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика». – Уфа:

Чертеж1.cdw

сверхвысокого напряжения
Трансформатор напряжения типа
Ограничитель перенапряжения типа
Трансформатор силовой типа
Трансформатор тока типа
xАОДЦТН-267000500220

график.cdw

сверхвысокого напряжения
Пояснительная записка
Рисунок 1 - Распределение напряжения вдоль линии электропередач сверхвысокого напряжения
Таблица 1 - График работы компенсирующих устройств в различных режимах передачи мощности
- Максимальная генерация мощности на ГЭС при максимальном потреблениимощности на подстанции;
-Максимальная генерация мощности на ГЭС при минимальном потреблениимощности на подстанции;
-Отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении на подстанции.
- Отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении на подстанции;
- Отключение двух блоков на ГЭС и одной ЛЭП при минимальном потреблениимощности на подстанции;
- Отключение двух блоков на ГЭС и одной ЛЭП при максимальном потреблениимощности на подстанции;
+" - Реактор включен
-" - Реактор отключен
- максимальная генерация мощности на ГЭС при максимальном потреблениимощности на подстанции;
-максимальная генерация мощности на ГЭС при минимальном потреблениимощности на подстанции;
- отключение двух блоков на ГЭС и одной ЛЭП при максимальном потреблениимощности на подстанции;
- отключение двух блоков на ГЭС и одной ЛЭП при минимальном потреблениимощности на подстанции;
- отключение одной цепи ЛЭП при максимальном потреблении на подстанции;
-отключение одной цепи ЛЭП при минимальном потреблении на подстанции.