МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО
УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)
Кафедра “Электрические системы”
Курсовой проект
По курсу: “Дальние линии электропередачи СВН”
Тема: “Выбор параметров и анализ режимов электропередачи”
Смоленск, 2003
ВВЕДЕНИЕ
В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.
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 = 122000+0,722500+0,522500+0,321760 = 4008,4 час.
Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
Iрасч = 1340./(1∙√3∙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 4АС 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.
Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ) = (P0 - Рпс)./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
Iрасч = 740./(1∙√3∙500∙0,98) = 871,917 А
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: 3АС 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.
Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):
Iрасч = 1340./(2∙√3∙500∙0,99) = 781,464 А
Fрасч = 781,464/(3∙1) = 260,488 мм2
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
Ррасч = 1,15∙1340 = 1541 МВт.
Выбираем шесть гидрогенераторов СВ - 712/227 - 24.
Номинальные данные:
Sном.г= 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosφ =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/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,
Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх = 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∙cosφп/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/√3 кВ, Uсн ном = 500/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,
Δ Рк = 0,7 МВт, ΔРх = 0,28 МВт, Хт н = 309 Ом, Хт в = 55,1 Ом.
Расчётная мощность второй трансформации:
Sрасч = Рп/ст./(1,4 cosφп/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/√3 кВ, Uсн ном = 230/√3 кВ, Uнн ном = 11 кВ,
ΔРк = 0,325 МВт, ΔРх = 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.
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,
ΔРк = 2 МВт, ΔРх = 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· ℓ, где
Ко - удельная стоимость сооружения линий,
ℓ - 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∑.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;
Страницы: 1, 2, 3
