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 - ΔРк2/2 = 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 - ΔРк2/2 = 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 = U1/cos(β0∙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.
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(β0∙ℓ) = 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· Кå + Иå
Кå = К л1 + К л2 + КГЭС + КП/СТ
1) Кл1 = 2∙к0(500))· ℓ1 = 2∙63,5∙500 = 63500 тыс. руб.
2) Кл2 = 2∙к0(300))· ℓ2 = 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 Кå = 63500 +43560+ 8480 + 12390 = 127930 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС + Иå а.о.р.п/ст
Иå а.о.р.вл = 0,028·(63500 +43560) = 2997,7 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·8480 = 661,44 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст = 0,084∙12390 = 1040,76 тыс. руб.
Иå а.о.р = 2997,7 + 661,44 + 1040,76 = 4699,9 тыс. руб.
Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:
а) в линии 1:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1 · α t, где α t, = 1
ΔP 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.
τ л1= (0,124 + 5626/10000)2 ·8760 = 4129,6 час
ΔW л1= 110,17 · 4129,6 = 454950 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙35∙500 = 35000 МВт·ч
Ипотери ээ ВЛ1 = ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор л1 = 2∙10-2∙454950+ 1,75∙10-2∙35000 =
9711,5 тыс. руб.
б) в линии 2:
ΔP л1= (S2мах/ U2ном )∙ 0,5∙Rл = 12242 /5002 ·7,015 = 42,04 МВт
Тмах = 5626 час.
τ л2= 4129,6 час
ΔW л1= 42,04 · 4129,6 = 173608 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2∙60∙450 = 54000 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ2 = ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор 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∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР 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∙ΔР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τ т + ЗII∙ΔР 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 Σ = 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 = 0,12· 127930+ 19236,2 = 34587,8 тыс. руб.
Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети:
С = Иå /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, 3
