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

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

МВАр

= 327,61 кВ

МВт

МВАр

240,25 кВ

МВт

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

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

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

МВАр

= 331,96 кВ

МВт

МВАр

239,44 кВ

МВт

МВАр

Мощность синхронного компенсатора 132,3 МВАр

11,41 кВ

Принимаем U3 = 330 кВ

МВт; 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

= 297,75 кВ

МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка)

350 МВт

МВАр

218,35 кВ

МВт

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 = U2X

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 U2X на открытом конце линии будет превышать U2; для выхода из этой ситуации необходимо в конце линии установить шунтирующие реакторы. Определим необходимое их количество:

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

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

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

Ом См

Ом

Ом – внешнее сопротивление носит емкостной характер, следовательно, самовозбуждение генератора возможно.

Проверим ещё одно условие:

о.е. [1, табл. 5.3]

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 = U1X

< UДОП = 363 кВ, следовательно устанавливать реакторы в начале первой линии нет необходимости.

13,21 кВ

МВАр

Для поглощения реактивной мощности, стекающей с линии, необходимо на её конце установить 3 группы реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 иначе (UГ<UДОП).

МВАр

300,12 кВ

350 МВт

МВАр

220,08 кВ

МВт

МВАр

Мощность синхронного компенсатора 97,98 МВАр

11,34 кВ

Проверка технических ограничений:

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.

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.

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.

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

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

Страницы: 1, 2