Дипломная работа: Основні параметри і аналіз режимів електропередачі

Дипломна робота

Тема:

"Основні параметри і аналіз режимів електропередачі"

Зміст

Введення

1. Складання варіантів можливого виконання електропередачі й вибір найвигіднішого варіанта

1.1 Складання варіантів схем електропередачі, вибір числа ланцюгів і номінальної напруги

1.2 Вибір перетинів проводів повітряних ліній

1.3 Вибір схем електричних сполук і встаткування підстанції ГЕС і проміжної підстанції

1.4 Техніко-економічне порівняння варіантів виконання електропередачі й вибір доцільного

2. Розрахунок основних робочих режимів електропередачі

2.1 Режим найбільшої переданої потужності

2.2 Режим найменшої переданої потужності

2.3 Після аварійний режим

3. Синхронізаційні режими передачі

3.1 Синхронізація на шинах проміжної підстанції

3.2 Синхронізація на шинах передавальної станції

4. Основні техніко-економічні показники електропередачі

Висновок

Література

Введення

У даному дипломному проекті розглядається електропередача змінного струму надвисокої напруги з одною проміжною підстанцією, призначена для транспорту електричної енергії від вилученої гідроелектростанції (ГЕС).

На підставі вихідних даних складаються технічно можливі варіанти схеми електропередачі, для кожного з яких вибираються номінальні напруги її ділянок і перетину проводів, основне встаткування й схеми електричних сполук підстанції ГЕС і проміжної підстанції. Проводячи техніко-економічне порівняння декількох варіантів, вибирають найвигідніший варіант.

Для обраної схеми електропередачі проводяться розрахунки основних робочих режимів мережі й особливих режимів роботи. На підставі аналізу розрахованих режимів визначається потужність пристроїв, що компенсують, вибираються місця їхньої установки й проробляються схеми їхнього включення.

У заключній частині проекту визначаються основні техніко-економічні показники спроектованої електропередачі.

1. Складання варіантів можливого виконання електропередачі й вибір найвигіднішого варіанта 1.1 Складання варіантів схем електропередачі, вибір числа ланцюгів і номінальної напруги

Вибір числа ланцюгів на ділянках електропередачі виробляється за умовою обґрунтовано надійного постачання енергією споживачів проміжної підстанції, а також споживачів прийомної системи, забезпечуваних енергією від ГЕС. Взаємне зіставлення трьох заданих величин (найбільша потужність Р0 = 700 МВт, передана від ГЕС; найбільша потужність споживачів проміжної підстанції PПС = 350 МВт; оперативний резерв потужності в прийомній системі PРЕЗ = 200 МВт) дозволяє намітити варіанти по числу ланцюгів ВЛ на кожній з ділянок. Для вибору номінальної напруги на кожній з ділянок електропередачі будемо порівнювати натуральну потужність лінії певного класу напруги з найбільшою потужністю, переданої по лінії.

Найбільша потужність на першій ділянці: PВЛ1 = P0 = 700 МВт; на другому: PВЛ2 = P0 · (1 - 0,04) - PПС = 700 · 0,96 - 350 = 322 МВт

На підставі аналізу вище наведених величин, намітимо 2 варіанти схеми електропередачі:

Мал.1. Варіанти принципової схеми електропередачі

1.2 Вибір перетинів проводів повітряних ліній

Перетин проведення вибирається з використанням нормованих значень економічної щільності струму.

Знайдемо число годин максимуму навантаження:

ч/рік

По таблиці 3.12 [1] визначаємо нормовану щільність струму jН = 0,8 А/мм2 (для алюмінієвих проводів при ТМАХ > 5000 ч/рік)

Орієнтовно для визначення розрахункового струму приймаємо cosφ = 0,97

СХЕМА 1

Лінія 1

Розрахункова фотополяриметр навантаження:

Розрахунковий перетин проведення:

мм2,

де n - число проводів у фазі

Мінімальний перетин проведення за умовою корони для 330 кВ - 240 мм2, розрахункове вийшло більше, вибираємо проведення 2´АС-400/51. Перевіримо це проведення по нагріванню:

А - припустиме значення тривалого струму для проведення 2´АС-400/51 [1, табл.3.15] Тому що

N = 2, те А

А > А

По таблиці 3.9 [1] визначаємо питомий активний опір лінії:

Ом/км Þ Ом

Лінія 2

мм2,

А > А

Ом/км Þ Ом

СХЕМА 2

Лінія 1

Розрахункова фотополяриметр навантаження:

Розрахунковий перетин проведення:

мм2

Мінімальний перетин проведення за умовою корони для 500 кВ - 300 мм2, розрахункове вийшло більше, вибираємо проведення 3´АС-400/51. Перевіримо це проведення по нагріванню: А - припустиме значення тривалого струму для проведення 3´АС-400/51 [1, табл.3.15] Тому що

N = 1, те А

А > А

Ом/км Þ Ом

Лінія 2

мм2,

Вибираємо проведення 2´АС-400/51.

А > А

режим електропередача синхронізація

Ом/км Þ Ом

1.3 Вибір схем електричних сполук і встаткування підстанції ГЕС і проміжної підстанції

Натуральна потужність одного ланцюга лінії 220 кВ дорівнює 135 МВт, виходячи із цього знайдемо зразкову кількість ліній 220 кВ: РПС = 350 МВт, отже n = РПС / 135 = 2,6, отже, кількість ліній 220 кВ до споживачів дорівнює 3 шт.

Припускаємо, що у всіх варіантах споживачі проміжної підстанції повинні одержувати живлення по 3 лініям 220 кВ.

СХЕМА 1

Внаслідок відсутності значного споживання енергії в районі спорудження ГЕС і обмеженості площадки для спорудження ОРУ, застосовуємо блокову сполуку генераторів і підвищувальних трансформаторів. При цьому необхідно врахувати, що потужність одного блоку не повинна перевищувати потужності оперативного резерву в прийомній системі (PРЕЗ = 200 МВт), тому вибираємо 5 гідрогенераторів СВ - 855/235-32 [1, табл.5.3]. Параметри:

PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр; UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о. е.

Сумарна потужність генераторів ГЕС: РSГЕН. = 150 (5 = 750 Мвт. Уважаємо, що 750 - 700 = 50 Мвт ідуть на покриття власних потреб станції й живлення місцевого навантаження (або генератори небагато недовантажені).

Один гідрогенератор буде підключатися до одного блокового трансформатора, тоді МВА. Вибираємо блоковий трансформатор типу ТДЦ - 2000000/330 [1, табл.5.19]. Параметри:

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 числі приєднань рівному 7 (2×ВЛ 330 кВ і 5×БТ) і напрузі 330 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.2).

Мал.2. Схема електричних сполук ГЕС

Проміжна підстанція буде мати 2 ОРУ: 330 кВ і 220 кВ. Виберемо схеми для всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:

ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 330 кВ + 2? АТ 330/220). Вибираємо схему "трансформатори - шини із приєднанням ліній через 2 вимикачі" ОРУ 220 кВ: кількість ліній 220 кВ дорівнює: шт., кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 330/220). Вибираємо схему "одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачами". Схема ОРУ 220 кВ представлена на мал.3.

Мал.3. Схема ОРУ 220 кВ проміжної підстанції

Вибір автотрансформаторів 330/220 кВ:

МВА.

Вибираємо 2 трифазних автотрансформатори типу АТДЦТН - 240000/330/220. З обліком того, що в нас немає графіків навантажень трансформаторів і в цей час короткочасне перевантаження трансформаторів доходить до 60-70%, вибираємо автотрансформатор меншої потужності - 240 МВА, чим розрахункова - 255,1 МВА.

Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції

СХЕМА 2

Генератори будуть такими ж, як і у варіанті схеми №1 (СВ - 855/235-32), але, оскільки ОРУ ВН ГЕС у цьому варіанті має номінальна напруга 500 кВ, те виберемо блокові трансформатори типу ТДЦ - 250000/500 [1, табл.5.21]. Параметри:

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 числі приєднань рівному 6 (1×ВЛ 500 кВ і 5×БТ) і напрузі 500 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.5).

Мал.5. Схема електричних сполук ГЕС

Оскільки номінальні напруги ділянок електропередачі в цьому варіанті не збігаються, то проміжна підстанція буде мати 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ і 220 кВ. Виберемо схеми для всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:

ОРУ 500 кВ: кількість приєднань = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2? АТ 500/330 + 2? АТ 500/220). Вибираємо схему "трансформатори - шини з полуторним приєднанням ліній" ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2? АТ 500/330). "трансформатори - шини із приєднанням ліній через два вимикачі" ОРУ 220 кВ: кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2? АТ 500/220). Вибираємо схему "одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачем".

Схема ОРУ 220 кВ така ж як і у варіанті 1 (мал.3)

Вибір автотрансформаторів 500/330 кВ:

МВА.

Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН - 167000/500/330.

Вибір автотрансформаторів 500/220 кВ:

МВА.

Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН - 167000/500/220.

Схема електричних сполук проміжної підстанції представлена на мал.4.

Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції

1.4 Техніко-економічне порівняння варіантів виконання електропередачі й вибір доцільного

Технічно можливі варіанти виконання електропередачі зіставляються по наведених народногосподарських витратах на її спорудження й експлуатацію. При цьому допускається зіставлення тільки в частинах, що відрізняються, варіантів, а також неврахування витрат на відшкодування втрат енергії в трансформаторах, шунтувальних реакторах і конденсаторних батареях через їхню малість у порівнянні з такими витратами для ділянок ВЛ.

Однаковим елементом для обох варіантів є: схема ОРУ 220 кВ.

Економічно доцільним приймається варіант, характерний найменшими наведеними витратами за умови, що витрати на інші варіанти перевищують найменші більш ніж на 5%.

Наведені витрати:

EН = 0,12 - нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капіталовкладень

- сумарні капіталовкладення,

- сумарні витрати,

У - збиток від недовідпустки електроенергії

Техніко-економічний розрахунок для варіанта №1:

Капіталовкладення:

тис. грн.

тис. грн. - вартість осередку з вимикачем 330 кВ [1, табл.7.16]

тис. грн. [1, табл.7.18]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

К0 = 147 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км - вартість спорудження 1 км. лінії 330 кВ (для сталевих опор, район по ожеледі II, проведення 2 (АС-400/51) [1, табл.7.5]

КЗОН = 1,0 - зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]

тис. грн.

тис. грн. [1, табл.7.16]

тис. грн. [1, табл.7.18]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

Витрати:

тис. грн.

, - щорічні витрати на обслуговування й ремонти силового встаткування, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]

тис. грн.

- щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]

тис. грн.

кіп/кВт·ч - МВт·ч/год

МВт

кВт/км - питомі втрати на корону [1, табл.3.10]

ч/рік

МВт

тис. грн.

МВт·ч/год

МВт

кВт/км

МВт

тис. грн.

, збиток ми не розглядаємо, тому що права частина обох варіантів - це лінія 330 кВ того самого перетину. Збиток правої частини так само не розглядаємо, через індивідуальність завдання: у другому варіанті права частина схеми - це лінія 500 кВ, і при виході її з коштуючи виходить із роботи вся схема. Таким чином. у жодному варіанті збиток не розглядаємо.

Наведені витрати:

тис. грн.

Техніко-економічний розрахунок для варіанта №2:

Капіталовкладення:

тис. грн.

тис. грн. вартість осередку з вимикачем 500 кВ [1, табл.7.16]

тис. грн. [1, табл.7.19]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

ДО0 = 125 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км - вартість спорудження 1 км. лінії 500 кВ, 330 (для сталевих опор з відтягненнями, район по ожеледі II, проведення 3 (АС-400/51) [1, табл.7.5]

КЗОН = 1,0 - зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]

тис. грн.

тис. грн. [1, табл.7.16]

тис. грн. [1, табл.7.18-7.19]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

Витрати:

тис. грн.

- щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]

тис. грн.

кіп/кВт·год - МВт·ч/год

МВт

кВт/км - питомі втрати [1, табл.3.10]

год/рік

МВт

тис. грн.

МВт·/год

МВт

кВт/км - питомі втрати на корону [1, табл.3.10]

МВт

тис. грн.

Наведені витрати:

тис. грн.

Отже, одержали:

С1= 18986,8 тис. грн.

С2= 19458,4 тис. грн.

Знайдемо різницю у відсотках:

Різниця у відсотках вийшла менш 5%, що говорить про зразкову рівноцінність варіантів, але виходячи з того, що в схемі 1 ліва частина схеми це двухцепна лінія, відповідно більше надійна, чим одно ланцюгова в другій схемі, таким чином виходячи з надійності, вибираємо варіант схеми №1

2. Розрахунок основних робочих режимів електропередачі

У розрахунку приймаються наступні допущення:

протяжні ділянки ВЛ представляються П - образними схемами заміщення з урахуванням поправочних коефіцієнтів на

розподіл напруги по довжині лінії вважається відповідної ідеалізованої ВЛ

втрати потужності при коронуванні проводів ураховуються як зосереджені відбори на кінцях ділянок електропередачі

втратами активної потужності намагнічування трансформаторів і шунтувальних реакторів зневажають

не враховується активний опір трансформаторів

З огляду на вище сказане, складемо схему заміщення електропередачі (мал.6).

Мал.6. Схема заміщення електропередачі

Розрахуємо параметри ліній електропередач на один ланцюг:

Лінія 1: UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км

;

Ом

см

МВт

Ом;

МВт

Лінія 2:

UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км

радий.

;

Ом

см

МВт

Ом; МВт

Параметри трансформаторів:

блокові трансформатори ГЕС: ТДЦ - 200000/330

кВ; кВ; Ом [1, табл.5.19]

автотрансформатори 2×АТДЦТН - 167000/330/220:

кВ; кВ; кВ; Ом; ; Ом [1, табл.5.22]

Напруга U3 на шинах системи у всіх режимах приймається рівним номінальному (330 кВ). Коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не повинен бути нижче заданого ()

2.1 Режим найбільшої переданої потужності

Завдання розрахунку полягає у відшуканні економічно доцільного відношення значень напруги на початку й кінці головної ділянки електропередачі (перепаду напруги).

Такому перепаду відповідають мінімальні народногосподарські витрати, наведені до одного року нормативного строку окупності. У витратах ураховуються капіталовкладення в додатково встановлювані джерела реактивної потужності (ДРП) на проміжній підстанції, витрати на ремонт і обслуговування ДРП, а також витрати на відшкодування втрат електроенергії в лінії.

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1: Ом; Ом; См; МВт

Лінія 2: Ом; Ом; См; МВт

Група трансформаторів ГЕС:

Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

Ом; ; Ом

З метою зменшення втрат активної потужності бажано забезпечити можливо більше високі значення напруги в проміжних і вузлових крапках електропередачі, обмежені вищим допустимим напруженням UДОП = 1,1·UНОМ = 363 кВ. Натуральна потужність лінії першої ділянки МВт німого більше переданої потужності Р0 = 700 МВт, отже в лінії буде надлишок реактивної потужності, а напруга в середині лінії буде перевищувати напруги по кінцях лінії; з огляду на це, задамося напругою U1 рівним 1,05·UНОМ і проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2.

U1 = 347 кВ, U2 = 340 кВ

МВт

Ом; 65,99 Ом

см

; ;

МВАр

13,71 кВ

МВАр

0,999

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ). Q2 = - 25 МВАр. Приймаємо МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

МВт

МВАр

339,34 кВ

МВт

МВАр

247,37кВ

МВт

МВАр

Потужність синхронного компенсатора

76,12 МВАр

12,27 кВ

повинне перебувати в технічних межах: від до . Інакше даний варіант не здійснимо по технічних умовах. напруга, Що Вийшла, UНН не відповідає припустимому.

Наведені витрати:

= 3231,9 тис. грн.

КСК ≈ 35 тис. грн. /Мвар - питома вартість СК типу КСВБ 50-11

Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:

Таблиця 1 - Результати розрахунку режиму найбільшої переданої потужності

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, тис. грн.	3410,5	3158,2	2735,1	3231,9

Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ;

Тому що на обох ділянках електропередачі однакові напруги, те їхні режими виявляються взаємозалежними, тому що створення перепаду напруги на першій ділянці () приводить до виникнення перепаду на другій ділянці (). Тому в розрахунках потужності ДРП ураховується зміна реактивної потужності на початку другої ділянки й контролюється величина наприкінці його, а в розрахунках наведених витрат - відшкодування втрат енергії при передачі по двох ділянках.

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

333,4 кВ

МВт

МВАр

0,994

Перевірка технічних обмежень:

кВ < кВ < кВ

(на споживання)

кВ < кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 1:

Ом

МВА

кА

= кВ

кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 2:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Таким чином, у цьому режимі не потрібно встановити реактори й синхронні компенсатори на проміжній підстанції.

2.2 Режим найменшої переданої потужності

За умовою в цьому режимі найбільша передана потужність по головній ділянці, а також потужність споживачів проміжної підстанції становлять 30% від відповідних значень для режиму найбільших навантажень, тобто:

P0 = 700·0,3 = 210 МВт; PПС = 350·0,3 = 105 МВт.

У зв'язку із цим відключені 3 блоки на ГЕС, а також по одному ланцюзі лінії на кожній ділянці (для зниження надлишку реактивної потужності в електропередачі); уважаємо, що всі автотрансформатори залишаються в роботі.

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1: Ом; Ом; См;

МВт

Лінія 2: Ом; Ом; См;

МВт

Група трансформаторів ГЕС: Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

Ом; ; Ом

Передана по лініях потужність у цьому режимі значно менше натуральної, тому в лініях виникає надлишкова реактивна потужність, що стікає з ліній, завантажуючи генератори передавальної станції й приймальню систему. Одночасно підвищується напруга в середній зоні ділянок електропередачі. З метою зниження генерації реактивної потужності й забезпечення припустимих значень напруги в середині лінії, задамося напругою U1 не вище номінального й проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2 для відшукання оптимального перепаду напруг.

U1 = 330 кВ, U2 = 330 кВ

МВт

Ом; Ом

см

; ;

МВАр

Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:

МВАр

13,158 кВ, МВАр

0,997

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Установлюємо наприкінці першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3? РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з обох ліній. Тоді:

МВАр

Q2 = - 81 МВАр

Приймаємо МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

МВт

МВАр

= 327,61 кВ

МВт

МВАр

240,25 кВ

МВт

МВАр

Потужність синхронного компенсатора

17,26 МВАр

10,67 кВ

Наведені витрати:

727 тис. грн.

Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:

Таблиця 2 - Результати розрахунку режиму найменшої переданої потужності

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
С, тис. грн.	1126,6	1072,8	929,8	727

Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ. Варіанти з U2 = 315 кВ і U2 = 320 кВ не підходять і з технічних причин (UНН < UДОП = 10,45 кВ).

Оскільки автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ має РПН із боку СН, то напруга U3 залежить від U2.

Приймаємо U3 = 330 кВ

МВт; МВАр

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

335,7 кВ

МВт

МВАр

0,981

Перевірка технічних обмежень:

кВ < кВ < кВ

(на споживання)

кВ < кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 1:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 2:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБ 50-11 на проміжній підстанції, 1 групу однофазних реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 на початку першої лінії й 1 групу однофазних реакторів 3? РОДЦ - 60000/500 наприкінці першої лінії.

2.3 Після аварійний режим

Цей режим відрізняється від режиму найбільшої переданої потужності тим, що відбувається аварійне відключення одного ланцюга головної ділянки електропередачі. Завданням розрахунку в цьому випадку є визначення допустимості такого режиму й вибір засобів, що забезпечують роботу електропередачі. Оскільки найбільша передана потужність по головній ділянці (P0 = 700 МВт) значно більше натуральної потужності лінії (PC = 356,4 МВт), те необхідно задіяти оперативний резерв прийомної системи для розвантаження головної лінії. Тоді P0 = P0 - РРЕЗ = 700 - 200 МВт = 500 МВт

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1: Ом; Ом; См;

МВт

Лінія 2: Ом; Ом; См;

МВт

Група трансформаторів ГЕС: Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

Ом; ; Ом

Приймаємо: 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 систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).

Q2 = - 75 МВАр

Приймаємо МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

МВт

МВАр

= 331,96 кВ

МВт

МВАр

239,44 кВ

МВт

МВАр

Потужність синхронного компенсатора

132,3 МВАр

11,41 кВ

Приймаємо U3 = 330 кВ

МВт; МВАр

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

334,0 кВ

МВт

МВАр

0,981

Перевірка технічних обмежень:

кВ < кВ < кВ

(на видачу)

кВ < кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 2:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити тільки 2 синхронних компенсатори типу КСВБ-100-11 на проміжній підстанції.

3. Синхронізаційні режими передачі

Під синхронізаційним режимом розуміється режим однобічного включення передачі, коли лінія головної ділянки відключена з якої-небудь однієї сторони - або з боку проміжної підстанції, або з боку станції. З іншої сторони ця лінія включена під напругу. Якщо головна ділянка має 2 ланцюга, то під напругою перебуває тільки один ланцюг, друга відключена із двох сторін.

3.1 Синхронізація на шинах проміжної підстанції

У цьому випадку лінія головної ділянки передачі включена з боку станції й відключена на проміжній підстанції. При цьому проміжна підстанція зберігає живлення від прийомної системи по другій ділянці передачі.

Мал.7. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинах проміжної підстанції.

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1: Ом; Ом; См; МВт, Лінія 2: Ом; Ом; См; МВт. Група трансформаторів ГЕС: Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

Ом; ; Ом

Розрахуємо ділянку електропередачі "система - проміжна підстанція"

Оскільки напруга на шинах системи у всіх режимах незмінно, те U3 = 330 кВ.

Методом систематизованого підбора знаходимо = = 367,5 (при цьому МВт).

74,62 МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

300 кВ

МВт

МВАр

Автотрансформатор АТДЦТН - 240000/330/220 не має РПН із боку СН

МВт

МВАр

= 297,75 кВ

МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження)

350 МВт

МВАр

218,35 кВ

МВт

МВАр

Потужність синхронного компенсатора:

54,69 МВАр

10,71 кВ

Тепер розрахуємо першу ділянку електропередачі.

Один ланцюг лінії 1 відключений, на ГЕС запускають 1 генератор.

Умова точної синхронізації: U2 = U2X

радий/км

Ом

На шинах ВН станції необхідно мати напругу: 270,91 кВ, а на висновках генератора відповідно: кВ, що менше кВ.

При знаходженні UГ у припустимих межах напруга U2X на відкритому кінці лінії буде перевищувати U2; для виходу із цієї ситуації необхідно наприкінці лінії встановити шунтувальні реактори. Визначимо необхідна їхня кількість:

см

, отже необхідно встановити 3 групи реакторів, але при цьому напруга на генераторі буде вище припустимого, тому встановлюємо 2 групи реакторів типу 3×РОДЦ - 60000/500

см

322,34 кВ < UДОП = 363 кВ

МВАр

У розрахунку будемо зневажати активною потужністю в лінії на неодруженому ходу.

МВАр

Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі групу реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:

МВАр

13,42 кВ

МВАр

кА

Перевірка технічних обмежень:

кВ < кВ < кВ

кА > кА

кВ < кВ < кВ

Досліджуємо можливість самозбудження генератора. Для цього знайдемо вхідний опір лінії із включеними на ній реакторами щодо шин ВН станції.

см

Ом См

Ом, Ом

Ом,

Ом - зовнішній опір носить ємнісної характер, отже, самозбудження генератора можливо.

Перевіримо ще одну умову:

о. е. [1, табл.5.3]

Ом

Ом < Ом,

отже самозбудження генератора не буде.

Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБО-50-11 на проміжній підстанції, 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ - 60000/500 на початку першої лінії й 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ - 60000/500 наприкінці першої лінії.

3.2 Синхронізація на шинах передавальної станції

У цьому випадку лінія, через яку здійснюється синхронізація, включена з боку проміжної підстанції й відключена з боку станції.

Мал.8. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинах передавальної станції.

З розрахунку попереднього режиму:

кВ; МВт; МВАр

Умова точної синхронізації: U1 = U1X < UДОП = 363 кВ, отже встановлювати реактори на початку першої лінії немає необхідності.

13,21 кВ

МВАр

Для поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії, необхідно на її кінці встановити 3 групи реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 інакше (UГ<UДОП).

МВАр

300,12 кВ

350 МВт

МВАр

220,08 кВ

МВт

Мвар

МВАр

Потужність синхронного компенсатора

97,98 МВАр

11,34 кВ

Перевірка технічних обмежень:

кВ < кВ < кВ

кВ < UДОП = 363 кВ

Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБ-50-11 на проміжній підстанції й 3 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ - 60000/500 наприкінці першої лінії.

Складемо підсумкову таблицю, у яку занесемо пристрої, що компенсують, необхідні для забезпечення всіх режимів:

Таблиця 3 - Розміщення пристроїв, що компенсують

	Початок ВЛ1	Кінець ВЛ1	П/СТ	Початок ВЛ2	Кінець ВЛ2
Режим НБ	-	-	-	-	-
Режим НМ	3×РОДЦ - 60000/500	3×РОДЦ - 60000/500	2 × КСВБ-50-11	-	-
ПАРА	-	-	2 × КСВБ-100-11	-	-
Синхронізація на шинах П/СТ	2 ×3×РОДЦ - 60000/500	2 × 3×РОДЦ - 60000/500	2 × КСВБ-50-11	-	-
Синхронізація на шинах ГЕС	-	3 × 3×РОДЦ - 60000/500	2 × КСВБ-50-11	-	-
РАЗОМ:	2 ×3×РОДЦ - 60000/500	3 × 3×РОДЦ - 60000/500	2 × КСВБ-100-11	-	-

4. Основні техніко-економічні показники електропередачі

Техніко-економічні показники містять у собі засобу, необхідні для спорудження електропередачі, забезпечення її нормальної експлуатації, а також собівартість передачі електроенергії й КПД електропередачі.

У процесі проектування була виявлена необхідність установки додаткових пристроїв:

2 синхронних компенсатори КСВБ-100-11

3 групи однофазних реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 (з вимикачами 330 кВ)

Урахуємо ці пристрої при розрахунку капіталовкладень.

1) Капіталовкладення:

тис. грн.

тис. грн. - вартість осередку з вимикачем 330 кВ [1, табл.7.16]

тис. грн. [1, табл.7.18]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

КЗОН = 1,0 - зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]

тис. грн.

тис. грн. [1, табл.7.16]

тис. грн. [1, табл.7.18]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

тис. грн. [1, табл.7.16, 7.25]

тис. грн. [1, табл.7.22]

тис. грн.

2) Витрати:

тис. грн.

16190,5 МВт·ч/год

МВА

тис. грн.

МВт·ч/год

МВА

тис. грн.

- щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]

тис. грн.

кіп/кВт·ч

МВт·ч/год

МВт

кВт/км - питомі втрати на корону [1, табл.3.10]

ч/рік

МВт

тис. грн.

МВт·ч/год

МВт

кВт/км

МВт

тис. грн.

7136 тис. грн.

, тому що лінія 2 - одноланцюгова.

- коефіцієнт змушеного простою

відмова/рік - параметр потоку відмов (середня кількість відмов за рік) [1, табл.6.4] років/відмова - середній час відновлення [1, табл.6.6] - сумарне найбільше навантаження нормального режиму, МВт

- коефіцієнт обмеження навантаження

тис. грн. /квт·

3) Наведені витрати:

тис. грн.

4) КПД електропередачі:

де: - сумарні втрати енергії в електропередачі за рік, - річний виробіток електроенергії на ГЕС.

МВт·ч

6,07%

4) Собівартість передачі електроенергії:

де: - сумарні річні витрати на електропередачу, тис. грн.

- річне споживання електроенергії.

МВт·ч

0,183 коп/кВт·ч = 1,83 грн. /МВт·ч

Висновок

У даному дипломному проекті була спроектована електропередача змінного струму надвисокої напруги з одною проміжною підстанцією, призначена для транспорту електричної енергії від вилученої ГЕС.

На підставі вихідних даних були складені два варіанти схеми електропередачі, для кожного з яких були обрані номінальні напруги її ділянок і перетину проводів, основне встаткування й схеми електричних сполук підстанції ГЕС і проміжної підстанції. Потім на підставі техніко-економічного порівняння варіантів був обраний найбільш доцільний.

Для обраної схеми електропередачі були розраховані основні робочі режими: найбільшої переданої потужності, найменшої переданої потужності, після аварійний. Також були розраховані режими синхронізації на шинах проміжної підстанції й на шинах передавальної станції.

Завершальним етапом проекту стало визначення основних техніко-економічних показників спроектованої електропередачі.

Література

1. Довідник по проектуванню електроенергетичних мереж / За редакцією Д.Л. Файбисовича. - К., 2006

2. Правила пристрою електроустановок - К, 2006

3.В.І. Ідельчик. Електричні системи й мережі. - К., 2004

4. Методичні вказівки по дипломному проекту "Далекі електропередачі надвисокої напруги". Зарудський Г.К., Рижов Ю.П. - К., 2007