Сопоставляя три заданные величины :
наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0=1020 МВт;
наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст =520 МВт;
оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв =320 МВт
наметим следующие варианты схемы участков электропередачи (т. к. проектируемая сеть располагается в Западной Сибири, то возможно использование только напряжения 500 кВ):
МВт
км
кВ
Рис 2.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи
Рис 2.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи
Выберем сечения проводов электропередачи.
Вариант 1
Линия 500 кВ длиной 510 км (две цепи)
Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
Iрасч = 1020./(2∙√3∙500∙0,98) = 613 А
Fрасч = Iрасч/(n∙jрасч)
Fрасч = 613/(3∙1) = 205 мм2
Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.
Iдоп = 3∙680 = 2040 А
2040 > 2∙613=1226,
значит провод по нагреву проходит
Линия 500 кВ длиной 380 км (одна цепь)
Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ) = (P0 – Рпс)./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
Iрасч = 500./(1∙√3∙500∙0,98) = 589 А
Fрасч = 589 /(3∙1) = 196 мм2
2040 > 589, значит провод по нагреву проходит
Вариант 2
Линия 500 кВ от ГЭС к промежуточной подстанции аналогична варианту 1, т. е. используется провод3×АС 300/66.
Линия 500 кВ длиной 380 км (две цепи)
Iрасч = 500./(2∙√3∙500∙0,98) = 295 А
Fрасч = 295 /(3∙1) = 98,2 мм2
2040 > 2∙295=590,
2.2 Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции
С учетом собственных нужд (принимаем 1%): Ррасч = 1,01∙1020 = 1032МВт. Выбираем 4 гидрогенератора
СВФ 730/230 – 24.
Sном.г= 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Хd = 1,31,
Х’d = 0,44 , Х”d = 0,3.
Располагаемая мощность ГЭС равна 1040 МВт.
С учётом подключения одного генератора к блочному трансформатору выбираем четыре ТДЦ 400000/500 со следующими номинальными параметрами:
Sном. тр = 400 МВА, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,
Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх = 0,35 МВт, Rт = 1,4 Ом, Хт = 89,5 Ом.
При числе присоединений равном шести на напряжении 500 кВ выбираем полуторную схему РУ.
На промежуточной подстанции при трех линиях применим схему трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя.
На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ через группы автотрансформаторов (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:
n = Рп/ст/135 = 520/135 = 3,82, следовательно принимаем n = 4.
При числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.1. (приложение 2).
Схема ГЭС такая же как и в первом варианте. В качестве схемы ОРУ 500 кВ подстанции при четырех линиях применим схему трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий. На ОРУ 220 кВ схема такая же как и в первом варианте. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.2. (приложение 2).
Выберем выключатели:
В цепи генераторов:
I max = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,2 кА
ВВГ – 20 – 160
U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА
ОРУ 500 кВ : I max = 1020/(1,73∙500∙ 0,85) = 1,33 кА
ВВМ – 500Б – 31,5
U ном = 500 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА
ОРУ 220 кВ : I max = 520/(1,73∙220∙ 0,98) = 1,4 кА
ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1
U ном = 220 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА.
2.3 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:
3= Ен · К∑ +И∑ +У,
где
Ен = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.
К∑ - капиталовложения, И∑ - издержки,У – ущерб от недоотпуска электроэнергии
К∑ = Кл + Кп/ст.
Кл = Ко· ℓ, где Ко- удельная стоимость сооружения линий; ℓ – длина линии, км
Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч
В расчете 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 э
И∑.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт
И∑потери ээ - издержки от потерь 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.
И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст
Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ, ОРУ ВН подстанции).
Т. к. в обоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схема трансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-м через полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимость одинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен в приложении 3. В результате получили:
З = Ен· Кå + Иå + У
З1 = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
З2 = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.
Оценим разницу в % : ε = (6139 – 4800) ·100% /6139 = 21,8%
Т.о. схема 1 обходится дешевле, нежели схема 2, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 1 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
2.4 Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
Q′′сис
Uсис
Рассчитаем параметры схемы замещения.
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом
КВ =
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =1,043∙510∙3,97∙10–6 = 2,111∙10–3 См
Линия 2
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941
Rл2 = КR∙ℓ∙r0 = 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97
Xл2 = КХ∙ℓ∙x0 =0,97∙380∙0,31 = 114,31 Ом
Вл2 = КВ∙ℓ∙b0 =1,023∙510∙3,97∙10–6 = 1,543∙10–3 См
Параметры элементов схемы замещения:
ЛЭП 1: R1 = 15,49/2 = 7,745 Ом; Х1 = 149,665/2 = 74,83 Ом;
Y1 = 2·2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510·2/1000 = 8,16 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом
Найдем натуральную мощность
Zc = Ом
Рнат = 2·5002/279,438 = 1,789·103 >Р0 = 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.
Зададимся несколькими значениями напряжения U2 для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515, 520 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
Z1 = R1 + jX1 = 7.745 + j74.83; |Z1| = 75.23 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.013
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(7.745/75.23) = 5.91º
δ1 =
Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = 51,4 МВар
Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = 51,4 – 5002 ·4,22·10-3 /2 = -476,4 МВар
Р’л1 = Р0 - ΔРК/2 = 1020 – 8,16/2 = 1016 МВт
Uг = = 14.36кВ
Uг мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 3·180·(U1/525)2 = 489.8 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 13,4 МВАр
Uг = = 15.02 кВUг доп = (14,96 – 16,54) кВ
сosφг = = 0,995
ΔРл1 = МВт
ΔQл1 = МВAp
P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1016 – 32.06 = 983.86 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 51.38 – 309.73 = -258.38 МВАр
Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 983.86 – 8,16/2 = 979.78 МВт
Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -258.38 + 5002·4,22·10-3 /2 = 269.4 МВAp
Pсис = Р2 – Рпс = 979,78 – 520 = 459,78 МВт
Рат = Рпс = 520 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс =459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp
Qат = Q2 – Qсис =269,4 – 93,36 = 176,04 МВAp
Q’ат = Qат - 176,04 - ·30.55= 139.21 МВAp
U’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ
Uсн = U’2·230/500 = 226,1 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс - Рн = 520 – 10 = 510 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp
Q’нн = Q’ат - Qатс = 139,21 – 148,75 = -9,54 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -9,56 МВAp
Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10.345 кВ
Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.
рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)
аск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1 =32,05 МВт
приведенные затраты:
З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ΔРл1· τ· З” = 2741 тыс. руб.
Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4).
Как видно из таблицы П4.1 минимум затрат наблюдается при 500 кВ, но при этом Uнн < 10.45 кВ, поэтому будем вести расчёт для напряжения U2 =505 кВ.
Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.
Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 459,86 – 3,04/2 = 458,34 МВт
Qp = 180·(U1/525)2 = 180·(505/525)2 = 166,5 МВАр
Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 – 2·Qp = 93,36 + 5052·1,543·10-3/2 – 2·166,5 = -42,96 МВАр
ΔРл2 = = 10,1 МВт
ΔQл2 = 94,99 МВAp
P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 458,34 – 10,1 = 448,24 МВт
Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -42,96 – 94,99 = -137,95 МВАр
Uсис = = 524,44 кВ
Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = -137,95 + 524,442·1,543·10-3/2 = 74,24 МВAp
сosφсис = cos(arctg) = 0,987
Произведём проверку режима:
1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,53 кВ < UННдопmax=11,55кВ
2) UСН = 229,01≤ UСНдопmax= 253 кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 14,97 кВ < UГдопmax=16,54 кВ
4) cosφгном = 0,997 > cosφгном = 0,85
По условию в данном режиме мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключены одна цепь на ВЛ1, одна из групп автотрансформаторов на промежуточной подстанции, два блока на ГЭС.
ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665 Ом;
Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/2 = 44,75 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1 Ом ; Хtн2 = 113,5 Ом
Зададимся несколькими напряжениями для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j149,665; |Z1| = 150,46 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.0066
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º
δ1 = 10,5º
Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = -3,5 МВар
Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = -3,5 – 5002 ·2,11·10-3 /2 = -267,38 МВар
Р’л1 = Р0·0,3 - ΔРК/2 = 1020·0,3 – 4,08/2 = 303,96 МВт
Uг = = 14.18 кВ
Uг мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 2·180·(U1/525)2 = 326,53 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 59,15 МВАр
Uг = = 15.16 кВ
сosφг = = 0,97
ΔРл1 = 5,725 МВт
ΔQл1 = 55,32 МВAp
P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 303,96 – 5,725 = 298,235 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = -3,5 – 55,32 = -58,82 МВАр
Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 298,235 – 4,08/2 = 296,2 МВт
Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -58,82 + 5002·2,11·10-3 /2 = 205,05 МВAp
Pсис = Р2 – Рпс = 296,2 – 520·0,3 = 140,2 МВт
Рат = Рпс = 520·0,3 = 156 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
