| Скачать .docx |
Курсовая работа: Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Филиал государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине
"Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения"
Тема:
"Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи"
Введение
В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенная для транспорта электрической энергии от удалённой гидроэлектростанции (ГЭС).
На основании исходных данных составляются технически возможные варианты схемы электропередачи, для каждого из которых выбираются номинальные напряжения её участков и сечения проводов, основное оборудование и схемы электрических соединений подстанции ГЭС и промежуточной подстанции. Проводя технико-экономическое сравнение нескольких вариантов, выбирают наивыгоднейший вариант.
Для выбранной схемы электропередачи проводятся расчёты основных рабочих режимов сети и особых режимов работы. На основании анализа рассчитанных режимов определяется мощность компенсирующих устройств, выбираются места их установки и прорабатываются схемы их включения.
В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели спроектированной электропередачи.
1. Составление вариантов возможного выполнения электропередачи и выбор наивыгоднейшего варианта
1.1 Составление вариантов схем электропередачи, выбор числа цепей и номинального напряжения
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. Взаимное сопоставление трёх заданных величин (наибольшая мощность Р0 = 700 МВт, передаваемая от ГЭС; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции PПС = 350 МВт; оперативный резерв мощности в приёмной системе PРЕЗ = 200 МВт) позволяет наметить варианты по числу цепей ВЛ на каждом из участков.
Для выбора номинального напряжения на каждом из участков электропередачи будем сравнивать натуральную мощность линии определённого класса напряжения с наибольшей мощностью, передаваемой по линии.
Наибольшая мощность на первом участке: PВЛ1 = P0 = 700 МВт; на втором: PВЛ2 = P0 ·(1 – 0,04) – PПС = 700 · 0,96 – 350 = 322 МВт (потери мощности на первом участке взяты равными 4%) Натуральная мощность одной цепи линии 500 кВ составляет приблизительно 900 МВт, одной цепи линии 330 кВ – 360 МВт [1, табл. 3.1]
На основании анализа выше приведенных величин, наметим 2 варианта схемы электропередачи:
Рис. 1. Варианты принципиальной схемы электропередачи
1.2 Выбор сечений проводов воздушных линий
Сечение провода выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности тока.
Найдём число часов максимума нагрузки:
ч/год
По таблице 3.12 [1] определяем нормированную плотность тока jН = 0,8 А/мм2 (для алюминиевых проводов при ТМАХ > 5000 ч/год)
Ориентировочно для определения расчётного тока принимаем cosφРАСЧ = 0,97
СХЕМА 1
Линия 1
Расчетная токовая нагрузка:
А
Расчётное сечение провода:
мм2
,
где n – число проводов в фазе
Минимальное сечение провода по условию короны для 330 кВ - 240 мм2 , расчетное получилось больше, выбираем провод 2 ´АС-400/51 . Проверим этот провод по нагреву:
А – допустимое значение длительного тока для провода 2´АС-400/51 [1, табл. 3.15]
Так как N = 2, то 
А
А > 
А
По таблице 3.9 [1] определяем удельное активное сопротивление линии:
Ом/км Þ 
Ом
Линия 2
А
мм2
,
Минимальное сечение провода по условию короны для 330 кВ - 240 мм2 , расчетное получилось больше, выбираем провод 2 ´АС-400/51 . Проверим этот провод по нагреву:
А > 
А
Ом/км Þ 
Ом
СХЕМА 2
Линия 1
Расчетная токовая нагрузка:
А
Расчётное сечение провода:
мм2
Минимальное сечение провода по условию короны для 500 кВ - 300 мм2 , расчетное получилось больше, выбираем провод 3 ´АС-400/51 . Проверим этот провод по нагреву:
А – допустимое значение длительного тока для провода 3´АС-400/51 [1, табл. 3.15]
Так как N = 1, то 
А
А > 
А
Ом/км Þ 
Ом
Линия 2
А
мм2
,
Выбираем провод 2 ´АС-400/51 .
А > 
А
Ом/км Þ 
Ом
1.3 Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции
Натуральная мощность одной цепи линии 220 кВ равна 135 МВт, исходя из этого найдем примерное количество линий 220 кВ: РПС = 350 МВт, следовательно n = РПС / 135 = 2,6, следовательно, количество линий 220 кВ к потребителям равно 3 шт.
Предполагаем, что во всех вариантах потребители промежуточной подстанции должны получать питание по 3 линиям 220 кВ.
СХЕМА 1
Вследствие отсутствия значительного потребления энергии в районе сооружения ГЭС и ограниченности площадки для сооружения ОРУ, применяем блочное соединение генераторов и повышающих трансформаторов. При этом необходимо учесть, что мощность одного блока не должна превышать мощности оперативного резерва в приёмной системе (PРЕЗ = 200 МВт), поэтому выбираем 5 гидрогенераторов СВ – 855/235–32 [1, табл. 5.3]. Параметры:
PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр; UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о.е.
Суммарная мощность генераторов ГЭС: РSГЕН. = 150×5 = 750 МВт. Считаем, что 750 – 700 = 50 МВт идут на покрытие собственных нужд станции и питание местной нагрузки (либо генераторы немного недогружены).
Один гидрогенератор будет подключаться к одному блочному трансформатору, тогда 
МВА. Выбираем блочный трансформатор типа ТДЦ – 2000000/330
[1, табл. 5.19]. Параметры:
SНОМ = 200 МВА; UНОМ ВН = 347 кВ; UНОМ НН = 13,8 кВ; UК = 11%; ΔPК = 560 кВт; ΔPХ = 220 кВт; RТ = 1,68 Ом; XТ = 66,2 Ом.
При числе присоединений равном 7 (2×ВЛ 330 кВ и 5×БТ) и напряжении 330 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 2).
Рис. 2. Схема электрических соединений ГЭС
Промежуточная подстанция будет иметь 2 ОРУ: 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:
– ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «трансформаторы – шины с присоединением линий через 2 выключателя»
– ОРУ 220 кВ: количество линий 220 кВ равно: 
шт., количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями». Схема ОРУ 220 кВ представлена на рис. 3.
Рис. 3. Схема ОРУ 220 кВ промежуточной подстанции
Выбор автотрансформаторов 330/220 кВ:
МВА.
Выбираем 2 трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН – 240000/330/220. С учетом того, что у нас нет графиков нагрузок трансформаторов и в настоящее время кратковременная перегрузка трансформаторов доходит до 60–70%, выбираем автотрансформатор меньшей мощности – 240 МВА, чем расчетная – 255,1 МВА.
Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции
СХЕМА 2
Генераторы будут такими же, как и в варианте схемы №1 (СВ – 855/235–32) , но, поскольку ОРУ ВН ГЭС в этом варианте имеет номинальное напряжение 500 кВ, то выберем блочные трансформаторы типа ТДЦ – 250000/500 [1, табл. 5.21]. Параметры:
SНОМ = 250 МВА; UНОМ ВН = 525 кВ; UНОМ НН = 15,75 кВ; UК = 13%; ΔPК = 600 кВт; ΔPХ = 250 кВт; RТ = 2,65 Ом; XТ = 143 Ом.
При числе присоединений равном 6 (1×ВЛ 500 кВ и 5×БТ) и напряжении 500 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 5).
Рис. 5. Схема электрических соединений ГЭС
Поскольку номинальные напряжения участков электропередачи в этом варианте не совпадают, то промежуточная подстанция будет иметь 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:
– ОРУ 500 кВ: количество присоединений = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2×АТ 500/330 + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий»
– ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 500/330).
«трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя»
– ОРУ 220 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем».
Схема ОРУ 220 кВ такая же как и в варианте 1 (рис. 3)
Выбор автотрансформаторов 500/330 кВ:
МВА.
Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/330.
Выбор автотрансформаторов 500/220 кВ:
МВА.
Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/220.
Схема электрических соединений промежуточной подстанции представлена на рис. 4.
Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции
1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного
Технически возможные варианты выполнения электропередачи сопоставляются по приведенным народнохозяйственным затратам на её сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов, а также неучёт затрат на возмещение потерь энергии в трансформаторах, шунтирующих реакторах и конденсаторных батареях ввиду их малости по сравнению с такими затратами для участков ВЛ.
Одинаковым элементом для обоих вариантов является: схема ОРУ 220 кВ.
Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другие варианты превышают наименьшие более чем на 5%.
Приведенные затраты:
EН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений
– суммарные капиталовложения, 
– суммарные издержки, 
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии
Технико-экономический расчёт для варианта №1:
Капиталовложения:
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. – стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
Издержки:
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
, 
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км
МВт
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
•
, ущерб мы не рассматриваем, т. к. правая часть обоих вариантов – это одноцепная линия 330 кВ одного и того же сечения. Ущерб правой части так же не рассматриваем, из-за индивидуальности задания: во втором варианте правая часть схемы – это одноцепная линия 500 кВ, и при выходе её из стоя выходит из работы вся схема. Т.о. ни в одном варианте ущерб не рассматриваем.
Приведенные затраты:
тыс. руб.
Технико-экономический расчёт для варианта №2:
Капиталовложения:
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. стоимость ячейки с выключателем 500 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.19]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 125 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 500 кВ, 330 (для стальных одноцепных опор с оттяжками, район по гололёду II, провод 3´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18–7.19]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
Издержки:
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
, – ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
МВт
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
•
Приведенные затраты:
тыс. руб.
Итак, получили:
З1 = 18986,8 тыс. руб.
З2 = 19458,4 тыс. руб.
Найдём разницу в процентах:
.
Разница в процентах получилась менее 5%, что говорит о примерной равноценности вариантов, но исходя из того, что в схеме 1 левая часть схемы это двухцепная линия, соответственно более надежная, чем одноцепная во второй схеме, т.о. исходя из надежности, выбираем вариант схемы №1
2. Расчёт основных рабочих режимов электропередачи
В расчёте принимаются следующие допущения:
– протяжённые участки ВЛ представляются П – образными схемами замещения с учётом поправочных коэффициентов на распределённость параметров
– распределение напряжения по длине линии считается соответствующим идеализированной ВЛ
– потери мощности при коронировании проводов учитываются как сосредоточенные отборы на концах участков электропередачи
– потерями активной мощности намагничивания трансформаторов и шунтирующих реакторов пренебрегают
– не учитывается активное сопротивление трансформаторов
Учитывая выше сказанное, составим схему замещения электропередачи (рис. 6).
Рис. 6. Схема замещения электропередачи
Рассчитаем параметры линий электропередач на одну цепь :
Линия 1:
UНОМ
= 330 кВ; N = 1
; провод 2´АС-400/51; 
Ом/км; 
Ом/км; 
См/км; 
МВт/км
рад.
; 
Ом
Ом
См
МВт
Ом;
МВт
Линия 2:
UНОМ
= 330 кВ; N = 1; провод 2´АС-400/51; 
Ом/км; 
Ом/км; 
См/км; 
МВт/км
рад.
; 
Ом
Ом
См
МВт
Ом; 
МВт
Параметры трансформаторов:
– блочные трансформаторы ГЭС: ТДЦ – 200000/330
кВ; 
кВ; 
Ом [1, табл. 5.19]
– автотрансформаторы 2×АТДЦТН – 167000/330/220:
кВ; 
кВ; 
кВ; 
Ом; 
; 
Ом [1, табл. 5.22]
Напряжение U3
на шинах системы во всех режимах принимается равным номинальному (330 кВ). Коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не должен быть ниже заданного (
)
2.1 Режим наибольшей передаваемой мощности
Задача расчёта состоит в отыскании экономически целесообразного отношения значений напряжения в начале и конце головного участка электропередачи (перепада напряжения). Такому перепаду соответствуют минимальные народнохозяйственные затраты, приведенные к одному году нормативного срока окупаемости. В затратах учитываются капиталовложения в дополнительно устанавливаемые источники реактивной мощности (ИРМ) на промежуточной подстанции, издержки на ремонт и обслуживание ИРМ, а также затраты на возмещение потерь электроэнергии в линии.
Параметры элементов схемы замещения:
• Линия 1: 
Ом; 
Ом; 
См; 
МВт
• Линия 2: 
Ом; 
Ом; 
См; 
МВт
• Группа трансформаторов ГЭС: 
Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
Ом
С целью уменьшения потерь активной мощности желательно обеспечить возможно более высокие значения напряжения в промежуточных и узловых точках электропередачи, ограниченные высшим допустимым напряжением UДОП
= 1,1·UНОМ
= 363 кВ. Натуральная мощность линии первого участка 
МВт немого больше передаваемой мощности Р0
= 700 МВт, следовательно в линии будет избыток реактивной мощности, а напряжение в середине линии будет превышать напряжения по концам линии; учитывая это, зададимся напряжением U1
равным 1,05·UНОМ
и проведём расчёт режима при различных значениях U2
.
U1 = 347 кВ , U2 = 340 кВ
МВт
Ом; 
65,99 Ом
См
; 
; 
МВАр
МВАр
13,71 кВ
МВАр
0,999
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Методом систематизированного подбора подбираем Q2
так, чтобы, получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного (
), а напряжение U3
на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).
Q2 = – 25 МВАр
Принимаем 
МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
339,34 кВ
МВт
МВАр
247,37кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
76,12 МВАр
12,27 кВ
должно находиться в технических пределах: от 
до 
. Иначе данный вариант не осуществим по техническим условиям. Получившееся напряжение UНН
не соответствует допустимому.
Приведенные затраты:
= 3231,9 тыс. руб.
КСК ≈ 35 тыс. руб./МВАр – удельная стоимость СК типа КСВБ 50–11
Результаты расчёта при других значениях U2 представим в виде таблицы:
Таблица 1 – Результаты расчёта режима наибольшей передаваемой мощности
| U2 , кВ |
310 |
320 |
330 |
340 |
| δ° |
24,12 |
23,54 |
23 |
22,5 |
| Q'ВЛ1 , МВАр |
262,61 |
207,44 |
152,45 |
97,6 |
| Q0 , МВАр |
84,76 |
29,59 |
-25,41 |
-80,25 |
| UГ , кВ |
14,11 |
13,98 |
13,84 |
13,71 |
| cosφГ |
0,971 |
0,987 |
0,996 |
0,999 |
| ΔPВЛ1 , МВт |
33,14 |
31,6 |
30,42 |
29,61 |
| ΔQВЛ1 , МВАр |
303,61 |
289,48 |
278,7 |
271,22 |
| P''ВЛ1 , МВт |
665,64 |
667,18 |
668,36 |
669,17 |
| Q''ВЛ1 , МВАр |
-41 |
-82,04 |
-126,25 |
-173,62 |
| P1 , МВт |
664,42 |
665,96 |
667,14 |
667,96 |
| Q1 , МВАр |
100,95 |
69,22 |
34,6 |
-2,87 |
| Q1 - QР , МВАр |
100,95 |
69,22 |
34,6 |
-2,87 |
| Q2 , МВАр |
-65 |
-75 |
-60 |
-25 |
| P2 , МВт |
311,42 |
312,96 |
314,14 |
314,96 |
| QАТ , МВАр |
165,95 |
144,22 |
94,6 |
22,13 |
| Q'АТ , МВАр |
134,92 |
116,38 |
70,57 |
0,91 |
| U'2 , кВ |
300,34 |
311,92 |
325,06 |
339,34 |
| UСН , кВ |
220,25 |
228,74 |
238,38 |
248,85 |
| Q'АТ.Н , МВАр |
63,85 |
45,31 |
-0,51 |
-70,16 |
| QАТ.Н , МВАр |
57,54 |
42,36 |
-0,49 |
-64,19 |
| QСК , МВАр |
53,77 |
29,71 |
0,49 |
34,06 |
| UНН , кВ |
9,03 |
9,72 |
10,84 |
12,27 |
| З, тыс. руб. |
3410,5 |
3158,2 |
2735,1 |
3231,9 |
Минимум затрат наблюдается при U2 = 330 кВ ;
Так как на обоих участках электропередачи одинаковые напряжения, то их режимы оказываются взаимосвязанными, потому что создание перепада напряжения на первом участке (
) приводит к возникновению перепада на втором участке (
). Поэтому в расчётах мощности ИРМ учитывается изменение реактивной мощности в начале второго участка и контролируется величина 
в конце его, а в расчётах приведенных затрат – возмещение потерь энергии при передаче по двум участкам.
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
333,4 кВ
МВт
МВАр
0,994
Проверка технических ограничений:
кВ < 
кВ < 
кВ
(на потребление)
кВ < 
кВ < 
кВ
Проверим напряжение в середине линии 1:
Ом
МВА
кА
=
кВ
кВ < 
кВ
Проверим напряжение в середине линии 2:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < 
кВ
Таким образом, в этом режиме не нужно установить реакторы и синхронные компенсаторы на промежуточной подстанции.
2.2 Режим наименьшей передаваемой мощности
По условию в этом режиме наибольшая передаваемая мощность по головному участку, а также мощность потребителей промежуточной подстанции составляют 30% от соответствующих значений для режима наибольших нагрузок, то есть:
P0 = 700·0,3 = 210 МВт; PПС = 350·0,3 = 105 МВт.
В связи с этим отключены 3 блока на ГЭС, а также по одной цепи линии на каждом участке (для снижения избытка реактивной мощности в электропередаче); считаем, что все автотрансформаторы остаются в работе.
Параметры элементов схемы замещения:
• Линия 1: 
Ом; 
Ом; 
См;
МВт
• Линия 2: Ом; 
Ом; 
См;
МВт
• Группа трансформаторов ГЭС: 
Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
Ом
Передаваемая по линиям мощность в этом режиме значительно меньше натуральной, поэтому в линиях возникает избыточная реактивная мощность, которая стекает с линий, загружая генераторы передающей станции и приёмную систему. Одновременно повышается напряжение в средней зоне участков электропередачи. С целью снижения генерации реактивной мощности и обеспечения допустимых значений напряжения в середине линии, зададимся напряжением U1 не выше номинального и проведём расчёт режима при различных значениях U2 для отыскания оптимального перепада напряжений.
U1 = 330 кВ, U2 = 330 кВ
МВт
Ом; 
Ом
См
; 
; 
МВАр
МВАр
Устанавливаем в начале первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с линии к генераторам (иначе UГ < UГ.ДОП. ). Тогда:
МВАр
13,158 кВ
МВАр
0,997
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Устанавливаем в конце первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с обеих линий. Тогда:
МВАр
Методом систематизированного подбора подбираем Q2
так, чтобы, получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного (
), а напряжение U3
на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).
Q2 = – 81 МВАр
Принимаем 
МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 327,61 кВ
МВт
МВАр
240,25 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
17,26 МВАр
10,67 кВ
Приведенные затраты:
727 тыс. руб.
Результаты расчёта при других значениях U2 представим в виде таблицы:
Таблица 2 – Результаты расчёта режима наименьшей передаваемой мощности
| U2 , кВ |
315 |
320 |
325 |
330 |
| δ° |
14,65 |
14,52 |
14,39 |
14,27 |
| Q'ВЛ1 , МВАр |
54,37 |
41,54 |
28,72 |
15,89 |
| Q0 , МВАр |
-28,52 |
-41,34 |
-54,17 |
-66,96 |
| Q0 + QР , МВАр |
44,77 |
31,95 |
19,12 |
6,31 |
| UГ , кВ |
13,67 |
13,59 |
13,51 |
13,43 |
| cosφГ |
0,953 |
0,969 |
0,982 |
0,992 |
| ΔPВЛ1 , МВт |
5,97 |
5,82 |
5,7 |
5,63 |
| ΔQВЛ1 , МВАр |
54,71 |
53,28 |
52,22 |
51,55 |
| P''ВЛ1 , МВт |
203,42 |
203,58 |
203,69 |
203,76 |
| Q''ВЛ1 , МВАр |
-0,347 |
-11,74 |
-23,51 |
-35,66 |
| P1 , МВт |
202,81 |
202,97 |
203,08 |
203,66 |
| Q1 , МВАр |
72,93 |
63,89 |
54,5 |
44,77 |
| Q1 - QР , МВАр |
8,13 |
-2,98 |
-14,48 |
-26,35 |
| Q2 , МВАр |
-109 |
-112 |
-100 |
-81 |
| P2 , МВт |
96,31 |
96,47 |
96,58 |
96,65 |
| QАТ , МВАр |
117,13 |
109,02 |
85,52 |
41,34 |
| Q'АТ , МВАр |
112,18 |
104,57 |
82,52 |
38,99 |
| U'2 , кВ |
307,78 |
313,39 |
319,91 |
327,61 |
| UСН , кВ |
225,71 |
229,82 |
234,6 |
240,25 |
| Q'АТ.Н , МВАр |
90,86 |
83,25 |
60,74 |
17,67 |
| QАТ.Н , МВАр |
78,73 |
73,42 |
55,72 |
17,26 |
| QСК , МВАр |
78,73 |
73,42 |
55,72 |
17,26 |
| UНН , кВ |
9,78 |
10,14 |
10,76 |
10,67 |
| З, тыс. руб. |
1126,6 |
1072,8 |
929,8 |
727 |
Минимум затрат наблюдается при U2 = 330 кВ . Варианты с U2 = 315 кВ и U2 = 320 кВ не подходят и по техническим причинам (UНН < UДОП = 10,45 кВ).
Поскольку автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ имеет РПН со стороны СН, то напряжение U3 зависит от U2 .
Принимаем U3 = 330 кВ
МВт; 
МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
335,7 кВ
МВт
МВАр
0,981
Проверка технических ограничений:
кВ < 
кВ < 
кВ
(на потребление)
кВ < 
кВ < кВ
Проверим напряжение в середине линии 1:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < 
кВ
Проверим напряжение в середине линии 2:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < 
кВ
Таким образом, в этом режиме необходимо установить 2 синхронных компенсатора типа КСВБ 50–11 на промежуточной подстанции, 1 группу однофазных реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 в начале первой линии и 1 группу однофазных реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 в конце первой линии.
2.3 Послеаварийный режим
Этот режим отличается от режима наибольшей передаваемой мощности тем, что происходит аварийное отключение одной цепи головного участка электропередачи.
Задачей расчёта в данном случае является определение допустимости такого режима и выбор средств, обеспечивающих работу электропередачи.
Поскольку наибольшая передаваемая мощность по головному участку (P0 = 700 МВт) значительно больше натуральной мощности линии (PC = 356,4 МВт), то необходимо задействовать оперативный резерв приёмной системы для разгрузки головной линии. Тогда P0 = P0 – РРЕЗ = 700 – 200 МВт = 500 МВт
Параметры элементов схемы замещения:
• Линия 1: 
Ом; 
Ом; 
См;
МВт
• Линия 2: 
Ом; 
Ом; См;
МВт
• Группа трансформаторов ГЭС: 
Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
Ом
Принимаем: U1 = 340 кВ , U2 = 330 кВ
МВт
Ом; 
131,98 Ом
См
; 
; 
МВАр
МВАр
13,67 кВ
МВАр
0,986
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Методом систематизированного подбора подбираем Q2
так, чтобы получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного (
), а напряжение U3
на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).
Q2 = – 75 МВАр
Принимаем 
МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 331,96 кВ
МВт
МВАр
239,44 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
132,3 МВАр
11,41 кВ
Принимаем U3 = 330 кВ
МВт; 
МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
334,0 кВ
МВт
МВАр
0,981
Проверка технических ограничений:
кВ < 
кВ < 
кВ
(на выдачу)
кВ < 
кВ < 
кВ
Проверим напряжение в середине линии 2:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < 
кВ
Таким образом, в этом режиме необходимо установить только 2 синхронных компенсатора типа КСВБ-100–11 на промежуточной подстанции.
3. Синхронизационные режимы передачи
Под синхронизационным режимом понимается режим одностороннего включения передачи, когда линия головного участка отключена с какой-либо одной стороны – или со стороны промежуточной подстанции, или со стороны станции. С другой стороны эта линия включена под напряжение. Если головной участок имеет 2 цепи, то под напряжением находится только одна цепь, вторая отключена с двух сторон.
3.1 Синхронизация на шинах промежуточной подстанции
В этом случае линия головного участка передачи включена со стороны станции и отключена на промежуточной подстанции. При этом промежуточная подстанция сохраняет питание от приёмной системы по второму участку передачи.
Рис. 7. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах промежуточной подстанции.
Параметры элементов схемы замещения:
• Линия 1: 
Ом; 
Ом; 
См; 
МВт
• Линия 2: 
Ом; 
Ом; 
См; 
МВт
• Группа трансформаторов ГЭС: 
Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
Ом
Рассчитаем участок электропередачи «система – промежуточная подстанция»
Поскольку напряжение на шинах системы во всех режимах неизменно, то U3 = 330 кВ.
Методом систематизированного подбора находим 
= 
= 367,5
(при этом 
МВт).
74,62 МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
300 кВ
МВт
МВАр
Автотрансформатор АТДЦТН – 240000/330/220 не имеет РПН со стороны СН
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 297,75 кВ
МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка)
350 МВт
МВАр
218,35 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
54,69 МВАр
10,71 кВ
Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.
Одна цепь линии 1 отключена, на ГЭС запускают 1 генератор.
Условие точной синхронизации: U2 = U2 X
рад/км
Ом
На шинах ВН станции необходимо иметь напряжение: 
270,91 кВ, а на выводах генератора соответственно: 
кВ, что меньше 
кВ.
При нахождении UГ в допустимых пределах напряжение U2 X на открытом конце линии будет превышать U2 ; для выхода из этой ситуации необходимо в конце линии установить шунтирующие реакторы. Определим необходимое их количество:
См
См
, следовательно необходимо установить 3 группы реакторов, но при этом напряжение на генераторе будет выше допустимого, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500
См
322,34 кВ
< UДОП
= 363 кВ
МВАр
В расчёте будем пренебрегать активной мощностью в линии на холостом ходу.
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Устанавливаем в начале первого участка электропередачи группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения реактивной мощности, стекающей с линии к генераторам (иначе UГ < UГ.ДОП. ). Тогда:
МВАр
13,42 кВ
МВАр
МВАр
кА
кА
Проверка технических ограничений:
кВ < 
кВ < 
кВ
кА > 
кА
кВ < 
кВ < кВ
Исследуем возможность самовозбуждения генератора. Для этого найдём входное сопротивление линии с включенными на ней реакторами относительно шин ВН станции.
См
См
Ом 
См
Ом
Ом
Ом
Ом – внешнее сопротивление носит емкостной характер, следовательно, самовозбуждение генератора возможно.
Проверим ещё одно условие:
о.е. [1, табл. 5.3]
Ом
Ом
Ом < 
Ом, следовательно самовозбуждения генератора не будет.
Таким образом, в этом режиме необходимо установить 2 синхронных компенсатора типа КСВБО-50–11 на промежуточной подстанции, 2 группы однофазных реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500 в начале первой линии и 2 группы однофазных реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500 в конце первой линии.
3.2 Синхронизация на шинах передающей станции
В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны станции.
Рис. 8. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции.
Из расчёта предыдущего режима:
кВ; 
МВт; 
МВАр
Условие точной синхронизации: U1 = U1 X
< UДОП
= 363 кВ, следовательно устанавливать реакторы в начале первой линии нет необходимости.
13,21 кВ
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Для поглощения реактивной мощности, стекающей с линии, необходимо на её конце установить 3 группы реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 иначе (UГ <UДОП) .
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
300,12 кВ
350 МВт
МВАр
220,08 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
97,98 МВАр
11,34 кВ
Проверка технических ограничений:
кВ < 
кВ < кВ
кВ < 
кВ < 
кВ
кВ < UДОП
= 363 кВ
Таким образом, в этом режиме необходимо установить 2 синхронных компенсатора типа КСВБ-50–11 на промежуточной подстанции и 3 группы однофазных реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500 в конце первой линии.
Составим итоговую таблицу, в которую занесём компенсирующие устройства, необходимые для обеспечения всех режимов:
Таблица 3 – Размещение компенсирующих устройств
| Начало ВЛ1 |
Конец ВЛ1 |
П/СТ |
Начало ВЛ2 |
Конец ВЛ2 |
|
| Режим НБ |
- |
- |
- |
- |
- |
| Режим НМ |
3×РОДЦ – 60000/500 |
3×РОДЦ – 60000/500 |
2 × КСВБ-50–11 |
- |
- |
| ПАР |
- |
- |
2 × КСВБ-100–11 |
- |
- |
| Синхронизация на шинах П/СТ |
2 ×3×РОДЦ – 60000/500 |
2 × 3×РОДЦ – 60000/500 |
2 × КСВБ-50–11 |
- |
- |
| Синхронизация на шинах ГЭС |
- |
3 × 3×РОДЦ – 60000/500 |
2 × КСВБ-50–11 |
- |
- |
| ИТОГО: |
2 ×3×РОДЦ – 60000/500 |
3 × 3×РОДЦ – 60000/500 |
2 × КСВБ-100–11 |
- |
- |
4. Основные технико-экономические показатели электропередачи
Технико-экономические показатели включают в себя средства, необходимые для сооружения электропередачи, обеспечения её нормальной эксплуатации, а также себестоимость передачи электроэнергии и КПД электропередачи.
В процессе проектирования была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:
– 2 синхронных компенсатора КСВБ-100–11
– 3 группы однофазных реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 (с выключателями 330 кВ)
Учтём эти устройства при расчёте капиталовложений.
1) Капиталовложения:
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. – стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
•
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16, 7.25]
тыс. руб. [1, табл. 7.22]
•
тыс. руб.
2) Издержки:
•
тыс. руб.
•
тыс. руб.
тыс. руб.
16190,5 МВт·ч/год
МВА
•
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВА
•
тыс. руб.
тыс. руб.
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
•
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км
МВт
•
тыс. руб.
7136 тыс. руб.
•
, так как линия 2 – одноцепная.
– коэффициент вынужденного простоя, о.е.
отказ/год – параметр потока отказов (среднее количество отказов за год) [1, табл. 6.4]
лет/отказ – среднее время восстановления [1, табл. 6.6]
– суммарная наибольшая нагрузка нормального режима, МВт
– коэффициент ограничения нагрузки
тыс. руб./кВт·год – расчётный удельный годовой ущерб из-за вынужденного перерыва электроснабжения;
3) Приведенные затраты:
тыс. руб.
4) КПД электропередачи:
,
где: 
– суммарные потери энергии в электропередаче за год, 
– годовая выработка электроэнергии на ГЭС.
МВт·ч
МВт·ч
6,07%
4) Себестоимость передачи электроэнергии:
,
где: 
- суммарные годовые издержки на электропередачу, тыс. руб.
– годовое потреблёние электроэнергии.
МВт·ч
0,183 коп/кВт·ч = 1,83 руб./МВт·ч
Заключение
В данном курсовом проекте была спроектирована электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенная для транспорта электрической энергии от удалённой ГЭС.
На основании исходных данных были составлены два варианта схемы электропередачи, для каждого из которых были выбраны номинальные напряжения её участков и сечения проводов, основное оборудование и схемы электрических соединений подстанции ГЭС и промежуточной подстанции. Затем на основании технико-экономического сравнения вариантов был выбран наиболее целесообразный.
Для выбранной схемы электропередачи были рассчитаны основные рабочие режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Также были рассчитаны режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции.
Завершающим этапом проекта стало определение основных технико-экономических показателей спроектированной электропередачи.
Библиографический список
1. Справочник по проектированию электроэнергетических сетей / Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006
2. Правила устройства электроустановок – М.: Энергоатомиздат, 2006
3. В.И. Идельчик. Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 2004
4. Методические указания по курсовому проекту «Дальняя электропередача сверхвысокого напряжения». Зарудский Г.К., Рыжов Ю.П. - М.: МЭИ, 2001