Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО

УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)

Факультет “Энергетики и электротехники”

Курсовой проект

По курсу: “Дальние линии электропередачи СВН”

Тема: “Выбор параметров и анализ режимов электропередачи”

Смоленск, 2003

Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.

В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.

1. Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Сопоставляя три заданные величины:

наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0 = 1340 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст = 600 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв = 470 МВт.

Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:

Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.

Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.

При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:

где К02 и К01 - удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];

Ен = 0,12 - коэффициент эффективности капиталовложений;

а - коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ [1];

dРк1 и dРк2 - среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения [1];

r02 и r01 - погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха [1];

n - стандартное число проводов в фазе;

Зi и Зii - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;

tпотерь - время потерь.

tпотерь = ?(Рi/Рнб)2•ti

tпотерь = 12?2000+0,72?2500+0,52?2500+0,32?1760 = 4008,4 час.

Вариант 1

Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 1340./(1•v3•750•0,99) = 1041,952 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 1041,952/(4•1) = 260.488 мм2

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.

Т. о. выбираем провод 4?АС 400/93.

Iдоп = 4•860 = 3440 А, где

860 А - длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные)

3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц) = (P0 - Рпс)./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 740./(1•v3•500•0,98) = 871,917 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 871,917 /(3•1) = 290,639 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3?АС 330/43.

Iдоп = 3•730 = 2190 А

730 А - длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

2190 > 872 , значит провод по нагреву проходит.

Вариант 2

Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 1340./(2•v3•500•0,99) = 781,464 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 781,464/(3•1) = 260,488 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3?АС 330/43.

Iдоп = 3•730 = 2190 А

730 А - длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

Iав.пер. = 2• Iрасч = 1564 А

2190 > 1564 , значит провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.

2. Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

Ррасч = 1,15•1340 = 1541 МВт.

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ - 712/227 - 24.

Номинальные данные:

Sном.г= 306 МВ?А, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosц =0,85, Хd = 1,653, Хd' = 0,424, Хd” = 0,279.

Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 2 ??3 + 1 ОРЦ 417000/750 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 417 МВ•А, Uвн ном = 787/v3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Д Рк = 0,8 МВт, ДРх = 0,4 МВт, Rт = 0,96 Ом, Хт = 69,3 Ом.

При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.

На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.

Расчётная мощность первой трансформации:

Sрасч = Р0./(1,4•cosцп/ст) = 1340./(1.4• 0,99) = 966,8 МВ•А

Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 417 МВ•А, Uвн ном = 750/v3 кВ, Uсн ном = 500/v3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Д Рк = 0,7 МВт, ДРх = 0,28 МВт, Хт н = 309 Ом, Хт в = 55,1 Ом.

Расчётная мощность второй трансформации:

Sрасч = Рп/ст./(1,4 cosцп/ст) = 600./(1,4• 0,99) = 432,9 МВ•А

Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 267 МВ•А, Uвн ном = 500/v3 кВ, Uсн ном = 230/v3 кВ, Uнн ном = 11 кВ,

ДРк = 0,325 МВт, ДРх = 0,125 МВт, Хт н = 113,5 Ом, Хт в = 61,1 Ом.

На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:

n = Рп/ст/135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.

Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор - шины с присоединением линий через два выключателя.

На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итоге схема электрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:

Рис.2.1 Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи.

Вариант 2

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 1000 МВ•А, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

ДРк = 2 МВт, ДРх = 0,6 МВт, Rт = 0,55 Ом, Хт = 40 Ом.

При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:

Рис.2.2 Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи.

Выбор выключателей на РУ

В цепи генераторов: I max = 260/(1,73•15,75• 0,85) = 11,213 кА

ВВГ - 20 - 160 /20000 У3

U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА

ОРУ 750 кВ: I max = 1340/(1,73•750•0,99) = 1,042 кА

ВВБ - 750 - 40/3150У1

U ном = 750 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 500 кВ: I max = 1340/(1,73•500•0,99) = 1,563 кА

ВНВ - 500А - 40/3150У1

U ном = 500 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 220 кВ: I max = 600/(1,73•220•0,99) = 1,59 кА

ВВБК - 220Б - 56/3150У1

U ном = 220 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 56 кА.

3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен К? +И? +У, где

Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

Ен = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);

К? - капиталовложения в сеть;

И? - издержки всей сети;

У - ущерб.

К? = Кл + Кп/ст.

Кл = Ко· ?, где

Ко - удельная стоимость сооружения линий,

? - длина линии, км

Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч

В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0

Кору = Корувн + Корусн

Ктр- капиталовложение трансформаторов,

Кпч - постоянная часть затрат

И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ, где

И? - издержки всей сети;

И?.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;

И?потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.

И?а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст

И?потери ээ =Ипотери ээВЛ + Ипотери тр

Иа.о.р.вл = ал·кл

ал - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

Ипотери ээ = Ипотери ээ ВЛ + И?потери ээ тр , где

И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.

Схема 1

З = Ен· К + И

К = К вл + КГЭС + Кп/ст

1) Квл = ко· L

Квл = к0(400))· ?1 = 97•630 = 43470 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

Корувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр = 2•1980 = 3960 тыс. руб.

Кпч = 6800 тыс. руб.

КГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.

3) Кп/ст = Кору вн 750 + Ктр 750 + К пч 750

Кору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр 750 = 2•2150 = 4300 тыс. руб.

Кп/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.

Тогда К = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

И =И а.о.р. + И потери ээ

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

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

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

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

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

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ДWл1 = ДР л1 ф л1·б t, где б t, = 1

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

ф л1= (0,124 + Тмах./10000)2 8760

Wгод= 1340•2000 +1340•0,7•2500 +1340•0,5•2500 +1340•0,3•1760 = 7,408•106 МВт·ч

Тмах = Wгод/Рмах = 7,408•106/1340 = 5528 час.

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

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

ДWкор л1 = 160•630 = 100800 МВт·ч

Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•156410,8 + 1,75•10-2•100800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:

Ипотери ээ тр = ЗI•ДРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.ф т + ЗII•ДР х.х ·8760

1) Т 750/10:

Ипотери ээ тр 750/10 = 2•10-2•1/2•0,8•(1353,5./1251)2 •4012,59 + 1,75•10-2•2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.

2) Т 750/500/10:

Ипотери ээ тр 750/500 = 2•10-2•1/2•0,7•(1353,5./1251)2• 4012,59 + 1,75•10-2•2·0,28•8760 = 118,73 тыс. руб.

Ипотери ээ тр У = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр У

Ипотери ээ У = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.

И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ

И? = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.

У = щ•Тв•(Рнб - Ррез )•ен•Уов

щ = 0,2•10-2•630 = 1,26

ен = (Рнб - Ррез )/Рнб = (1340 - 470)/1340 = 0,649

Тв = 1,7•10-3

Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.

У = 1,26•1,7•10-3•870•0,649•4,5•1000 = 5442,47 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:

З = Ен· К + И + У

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

Схема 2

З = Ен· К + И + У

К = К л1 + КГЭС

1) Кл1 = 2•к0(500))· ?1 = 2•49,9•630 = 62874 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

Ктр = 2•932 = 1864 тыс. руб.

Кпч = 2400 тыс. руб.

КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.

Страницы: 1, 2