Тогда К = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

И =И а.о.р. + И потери ээ

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

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

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

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

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт

Wгод = 7,408•106 МВт·ч

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

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

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

ДWкор л1 = 2•60•630 = 75600 МВт·ч

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

Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•134298,37+ 1,75•10-2•75600 = 4008,97 тыс. руб.

2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:

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

Ипотери ээ тр = 2•10-2•1/2•2(1353,5./2000)2•4012,5+1,75•10-2•2•0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

Ипотери ээ У = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.

И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ

И? = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.

Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2

З1 = 22889,86 тыс. руб.. З2 = 14688,188 тыс. руб.

Оценим эту разницу в %: е = (22889,86 - 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%

Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.

Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 13АС 330/43.

Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,664)2/3]•630•0,029 = 15,58 Ом

Xл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,664)2/6]•630•0,308 = 179,78 Ом

Вл1 = КВ•?•b0 =[1 + (0,664)2/12]•630•3,6•10-6 = 2,351 •10-3 См

Где 0,664 = в0•? , где ? = 630 км и

Линия 23АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,443)2/3]•420•0,029 = 11,38 Ом

Xл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,443)2/6]•420•0,308 = 125,13 Ом

Вл1 = КВ•?•b0 =[1 + (0,443)2/12]•420•3,6•10-6 = 1,537•10-3 См

Где 0,443 = в0•? , где ? = 420 км.

3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

Произведём расчёт линии 2.

Произведём проверку режима:

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,46 кВ < UННдопmax =11,55кВ

2) UСНmax = 195,5? UСН = 228,731? UСНдопmax = 264,5кВ

3) UГдопmin =14,96 кВ < Uг = 15,104 кВ < UГдопmax =16,54 кВ

4) cosцг = 0,956 > cosцгном = 0,85

5) kз1 = 124,5 % >20% ; kз2 = 197,49 % >20%

kз1 = (Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1•U2/Xл1 - Р0)/Р0 = (525•515/89,89 - 1340)/1340 = 124,5 %

kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 = (U2•Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис = (515•492,533/125,13- 681,421)/681,421 = 197,49 %

Расчёт режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме, мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна из цепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточной подстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.

С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотрена установка двух групп реакторов 3xРОДЦ - 60/500 в начале головной линии и одной группы в конце.

В данном режиме U1 = 500 кВ.

Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.

Произведём расчёт линии 2.

Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ - 60/500.

Произведём проверку режима

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,869 кВ < UННдопmax = 11,55кВ

2) UСН = 195,5< UСНmax = 227,826<UСНдопmax = 264,5кВ

3) UГдопmin =14,96 кВ < Uг = 15,135 кВ < UГдопmax = 16,54 кВ

4) cosцг = 0,98 > cosцгном = 0,85

5) kз1 = 245,9 % >20%; kз2 = 838 %>20%

kз1 =(Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1•U2/Xл1 - Р0)/Р0 =(500•500/179,78 - 402)/402 = 245,9 %

kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 =(U2•Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис=(500•488,1/125,13 - 207,9)/207,9 = 838 %

Расчёт послеаварийного режима

В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.

При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (Pc=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05•Uном = 525 кВ; учтём резерв и УПК.

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 490 кВ.

Для выработки необходимой реактивной мощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.

В данном случае считаем, что вторая линия генерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другая её часть поступает в систему.

Произведём проверку режима:

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,524 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2) UСН = 195,5 кВ < UСН = 231,364 кВ < UСНдопmax= 264,5кВ

3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 16,04 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

4) cosцгном = 0,961 > cosцгном = 0,85

5) kз1=64,27 % >20 %; kз2=509%>20%

kз1 =(Рпр1 - Р0)/ Р0 = (U1•U2/Xл1 - Р0)/Р0 =(525•490/87 -1800)/1800 = 64,27 %

kз2 = (Рпр2- Р0)/ Р0 =(U2•Uсис/Xл2- Рсис)/Рсис=(490•481,88/66,82 - 580)/580 = 509 %

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки

УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-100-11, одной группы реакторов 3•РОДЦ - 60 в начале линии 1 и трёх групп реакторов 3•РОДЦ - 60 в начале линии 2

Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции

Рис 3.1 Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах промежуточной подстанции

В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок.

Рассчитаем участок электропередачи система - промежуточная подстанция.

Параметры схемы замещения :

Принимаем Рсистемы = 1,05•Рп/ст = 1,05•1100 = 1155 МВт, Uсис = 510 кВ

Р??л2 = Рсистемы - ДРк2/2 = 1155 - 6,3/2 = 1151,85 МВт

Q??л2 = Q??з2/2 = Uсис2•Y2/2 = 474,42 Мвар

Определим значение Q??л2, при котором U2 будет не более 500 кВ.

Q??л2 = [(Uсис - U2)• Uсис - Р??л2•R2]/X2 = [(510 - 500)•510 - 1151,85•7,015]/66,82

Q??л2 = - 44,6 Мвар

Устанавливаем в конце второй линии три группы реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью 3•180•( Uсис/525)2 = 509,58 Мвар

Q??л2 = 474,42 - 509,58 = - 35,58 Мвар

Р?л2 = Р??л2 - [Р??л22 + Q??л22]• R2/ Uсис2 = 1151,85 - [1151,852 + 35,582]• 7,015/ 5102

Р?л2 = 1116 МВт

Q?л2 = Q??л2 - [Р??л22 + Q??л22]• Х2/ Uсис2 = -35,58 - [1151,852 + 35,582]• 66,82/ 5102

Q?л2 = - 376,75

U2 = Uсис - ( Р??л2•R2+ Q??л2•X2)/ Uсис = 510 - (1151,85 •7,015- 35,58 •66,82)/510

U2 = 498,86 кВ.

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Рат = Р?л2 - ДРк2/2 = 1116 - 6,3/2 = 1112,85 МВт

Qат = Q?л2 + U22•Y2/2 = - 376,75 + 498,822•3, 648•10-3/2 = 77,1 Мвар

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее по условию работы электропередачи в режиме наибольших нагрузок.

Uнн = 11,045 < Umaxск = 11,55 кВ.

Следовательно, режим допустим.

Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.

Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.

Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.

U2 = 498,86 кВ.

U2 = U1/cos(в0•L) = 525/ cos(1,052•10-3•500•180/3,14) = 607,15 кВ

Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.

Определим необходимое количество этих реакторов:

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3•РОДЦ - 60.

Тогда

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

а) ЛЭП - 1

Qр= 2•180• (U2хх/525) 2 = 2•180• (497,868/525) 2 = 323,75 Мвар

Q??л1 = Qр - U2хх2•Y1/2 = 323,75 - 497,8682•1,862•10-3/2 = 92,98 Мвар

Q?л1 = Q??л1 + Q??л12•Х1/ U2хх2 = 92,28 + 92,282•145/ 497,8682 = 97,26 Мвар

Qл1 = Q?л1 - U12•Y1/2 = 97,26 - 5252•1,862•10-3/2 = -159,35 Мвар

Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Тогда Qл1 = -159,35 + 180 = 20,65 Мвар.

Qг = Qл1 + Qл12•Хт1/ U12 = 20,65 + 20,652•61,3/5252 = 20,745 Мвар

Iг = 0,764 кА < Iг ном = 10,997 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = 1/[j•Y1/2] = 1/[ j•1,862•10-3/2] = - j•1074,11 Ом

Хр = j• Uном2/Qр = j• 5252/180 = j•1531,25 Ом

Х1 = Zл1+Хс•Хр/(Хс+Хр)= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•1531,25)

Х1 = 9,08 - j•819,26 Ом

Zвнеш=Хс•Х1/(Хс+Х1) = - j•1074,11•[9,08-j•819,26] /(- j•1074,11+ 9,08- j•819,26)

Zвнеш = 0,511 - j•819,26 Ом

Хd = Хd •Uном2/Sном + j•Хт1= j•1,31•5002/353 + j•61,3 = j 989 Ом

Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. Xd= 989 Ом < Xвн = 819,26 Ом, то рабочая точка попадает в зону самовозбуждения.

Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов

в начале головной линии.

Тогда Qл1 = -159,35 + 360 = 200,65 Мвар.

Qг = Qл1 + Qл12•Хт1/ U12 = 200,65 + 200,65 2•61,3/5252 = 209,6 Мвар

Напряжение генератора находится в допустимых пределах.

Iг =8,04 кА < Iг ном = 10,997 кА

Следовательно, генератор не перегружен по току. Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = 1/[j•Y1/2] = 1/[ j•1,862•10-3/2] = - j•1074,11 Ом

Хр = j• Uном2/(2•Qр) = j• 5252/360 = j•765,625 Ом

Х1 = Zл1+Хс•Хр/(Хс+Хр)= 9,08+ j•145- j•1074,11• j•1531,25/(-j•1074,11+j•765,625)

Х1 = 9,08 + j•2,811 Ом

Zвнеш=Хс•Х1/(Хс+Х1)+j•Хт1= - j•1074,11•[9,08 + j•2,811] /(- j•1074,11+ 9,08 + j•2,811)

Zвнеш = 3,473 - j•1738+ j•61,3 = 0.511 - j•1677

Хd = Хd •Uном2/Sном = 1,31•5002/353 = 927,76 Ом

Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. Xd = 989 <Xвн = 1677Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Рис.3.2 Зоны самовозбуждения генератора

Расчет режима синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Значения U2, PC, QC берем из предыдущего режима:

U2=497,87кВ, PC=559,3МВт, QC=10,56Мвар

U1хх = U2/cos(в0•?) = 498,86 /cos(1,052•10-3•500•180/3,14) = 575,69 кВ.

Необходимо, чтобы U1хх ? 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы. Yр = 180/5252 = 6,53•10-4 См

Т. о . в начале головной линии устанавливаем одну группу реакторов 3•РОДЦ - 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Q?л1 = U1хх2•Y1/2 - Qр = 519,712•1,862•10-3/2 - 180 = 71,46 Мвар

Q??л1 = Q?л1 - Q?л12•Х1/U1хх2= 71,46 - 71,462•145/ 519,712 = 68,72 Мвар

Q2 = Q??л1 + U22•Y1/2 = 68,72 + 498,872•1,862•10-3/2 = 300,4 Мвар

Рпс = Рсис = 1112,85 МВт

Qсис = 77,1 Мвар

Qат = Q2 + Qсис = 300,4 + 77,1 = 377,5 Мвар

U?2 = U2 - Qат•Хт2/ U2 = 498,87 - 377,5 •19,9/498,87 = 483,81 кВ

Uсн = U?2/Ктр = 483,81•230/500 = 222,55 кВ

Q?ат = Qат - [Рсис 2 + Qат 2]• Хт2/ U22= 377,5 - [1112,85 2 + 377,5 2]•19,9/ 498,872

Q?ат = 267 Мвар

Q?нн = Q?ат - Qатс = 267 - 221,334 = 45,67 Мвар

Uнн = [U?2 - Q?нн •Хтн2/ U?2]•11/500 = [483,81 - 45,67•37,8/483,81]•11/500 =10,56 кВ

Qнн = Q?нн - Хтн2•(Q?нн/ U?2) 2 = 45,97 - 37,8•(45,67/483,81)2 = 45,63 Мвар

Учтём, что у нас уже имеются синхронные компенсаторы КСВБ0-100-11. В данном режиме они будут потреблять реактивную мощность.

Таким образом, наиболее тяжелым режимом для СК является послеаварийный режим: необходимо установить 2xКСВБ-100-11.

Для обеспечения всех режимов необходимо установить 8 групп реакторов 8x3xРОДЦ-60/500.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:

Двух СК КСВБ-320/20, восьми групп реакторов 3хРОДЦ-60000/500

Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.

З = Ен· К + И

К = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ

1) Кл1 = 2•к0(500))· ?1 = 2•63,5•500 = 63500 тыс. руб.

2) Кл2 = 2•к0(300))· ?2 = 2•48,4•450 = 43560 тыс. руб.

3) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч

Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

Ктр = 4•705 = 2820 тыс. руб.

Кпч = 4100 тыс. руб.

КГЭС = 1560 + 2820+ 4100 = 8480 тыс. руб.

4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + К пч + ККУ

КОРУ ВН = 260•6 =1560 тыс. руб.

КОРУ СН = 110•12 =1320 тыс. руб.

КТР = 2•1260 = 2520 тыс. руб.

К пч = 2800 тыс. руб.

ККУ = КР + КСК

ККУ = 380•8 + 1150 = 4190 тыс. руб.

КП/СТ = 1560 + 1320 + 2520 + 2800 + 4190 = 12390 тыс. руб.

Тогда К = 63500 +43560+ 8480 + 12390 = 127930 тыс. руб.

И =И а.о.р. + И потери ээ

И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.ору вн ГЭС + И а.о.р.п/ст

И а.о.р.вл = 0,028·(63500 +43560) = 2997,7 тыс. руб.

И а.о.р. ГЭС = 0,078·8480 = 661,44 тыс. руб.

И а.о.р.п/ст = 0,084•12390 = 1040,76 тыс. руб.

И а.о.р = 2997,7 + 661,44 + 1040,76 = 4699,9 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

а) в линии 1:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• 0,5Rл = 23472 /5002 ·5 = 110,17 МВт

Wгод = 1,294•107 МВт·ч

Тмах = Wгод/Рмах = 1,294•107/2300 =5626 час.

ф л1= (0,124 + 5626/10000)2 ·8760 = 4129,6 час

ДW л1= 110,17 · 4129,6 = 454950 МВт·ч

ДWкор л1 = 2•35•500 = 35000 МВт·ч

Ипотери ээ ВЛ1 = ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•454950+ 1,75•10-2•35000 =

9711,5 тыс. руб.

б) в линии 2:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• 0,5•Rл = 12242 /5002 ·7,015 = 42,04 МВт

Тмах = 5626 час.

ф л2= 4129,6 час

ДW л1= 42,04 · 4129,6 = 173608 МВт·ч

ДWкор л1 = 2•60•450 = 54000 МВт·ч

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

Ипотери ээ ВЛ2 = ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•173608+ 1,75•10-2•54000 =

4417,2 тыс. руб.

Тогда Ипотери ээ ВЛ = Ипотери ээ ВЛ1 + Ипотери ээ ВЛ2 =9711,5 + 4417,2 =14128,66 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

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

Ипотери ээ тр ГЭС = 2•10-2•1/4•0,121(2346./1251)2•4129,6 + 1,75•10-2•4•0,42 ·8760 =266,33 тыс. руб.

б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:

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

Ипотери ээ тр п/ст = 2•10-2•1/6•0,49•(1122,45./1602)2•4129,6 + 1,75•10-2•6•0,15 ·8760 =141,28 тыс. руб.

Ипотери ээ тр = Ипотери ээ тр ГЭС + Ипотери ээ тр п/ст = 266,33 + 141,28 = 407,61 тыс. руб.

Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр = 14128,66 + 407,61 = 14536,27 тыс. руб.

И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ

И? = 4699,9 + 14536,27 = 19236,2 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З = Ен· К + И

З = 0,12· 127930+ 19236,2 = 34587,8 тыс. руб.

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети:

С = И /Wгод

С = 19236,2 /1,294•107 = 1,5 руб./МВт·ч = 0,15 коп/кВт•ч

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986 - 648 с.: ил. М.:Энергоатомиздат, 1987.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов- 4-е изд., перераб. и доп. - М.: - Энергоатомиздат, 1989 - 608 с.: ил.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В. В. Ершевич, А. Н. Зейлингер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985 - 352 с.

4.Веников В.А.,Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока.- М.: Энергоатомиздат, 1985.-272 с.

5.Режимы дальних электропередач в примерах/Зарудский Г.К., Путятин Е.В.,

Рокотян И.С. и др.: Ред. Ю.П.Рыжов.-М.: Моск.энерг.ин-т, 1985.-180 с.

Страницы: 1, 2