|
|
Рис 2.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис 2.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи
Выберем сечения проводов электропередачи.
Вариант 1
Линия 500 кВ длиной 510 км (две цепи)
Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
Iрасч = 1020./(2∙√3∙500∙0,98) = 613 А
Fрасч = Iрасч/(n∙jрасч)
Fрасч = 613/(3∙1) = 205 мм2
Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.
Iдоп = 3∙680 = 2040 А
2040 > 2∙613=1226,
значит провод по нагреву проходит
Линия 500 кВ длиной 380 км (одна цепь)
Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ) = (P0 – Рпс)./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
Iрасч = 500./(1∙√3∙500∙0,98) = 589 А
Fрасч = Iрасч/(n∙jрасч)
Fрасч = 589 /(3∙1) = 196 мм2
Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.
Iдоп = 3∙680 = 2040 А
2040 > 589, значит провод по нагреву проходит
Вариант 2
Линия 500 кВ от ГЭС к промежуточной подстанции аналогична варианту 1, т. е. используется провод3×АС 300/66.
Линия 500 кВ длиной 380 км (две цепи)
Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ) = (P0 – Рпс)./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
Iрасч = 500./(2∙√3∙500∙0,98) = 295 А
Fрасч = Iрасч/(n∙jрасч)
Fрасч = 295 /(3∙1) = 98,2 мм2
Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.
Iдоп = 3∙680 = 2040 А
2040 > 2∙295=590,
значит провод по нагреву проходит
2.2 Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции
Вариант 1
С учетом собственных нужд (принимаем 1%): Ррасч = 1,01∙1020 = 1032МВт. Выбираем 4 гидрогенератора
СВФ 730/230 – 24.
Sном.г= 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Хd = 1,31,
Х’d = 0,44 , Х”d = 0,3.
Располагаемая мощность ГЭС равна 1040 МВт.
С учётом подключения одного генератора к блочному трансформатору выбираем четыре ТДЦ 400000/500 со следующими номинальными параметрами:
Sном. тр = 400 МВА, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,
Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх = 0,35 МВт, Rт = 1,4 Ом, Хт = 89,5 Ом.
При числе присоединений равном шести на напряжении 500 кВ выбираем полуторную схему РУ.
На промежуточной подстанции при трех линиях применим схему трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя.
На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ через группы автотрансформаторов (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:
n = Рп/ст/135 = 520/135 = 3,82, следовательно принимаем n = 4.
При числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.1. (приложение 2).
Вариант 2
Схема ГЭС такая же как и в первом варианте. В качестве схемы ОРУ 500 кВ подстанции при четырех линиях применим схему трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий. На ОРУ 220 кВ схема такая же как и в первом варианте. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.2. (приложение 2).
Выберем выключатели:
В цепи генераторов:
I max = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,2 кА
ВВГ – 20 – 160
U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА
ОРУ 500 кВ : I max = 1020/(1,73∙500∙ 0,85) = 1,33 кА
ВВМ – 500Б – 31,5
U ном = 500 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА
ОРУ 220 кВ : I max = 520/(1,73∙220∙ 0,98) = 1,4 кА
ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1
U ном = 220 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА.
2.3 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:
3= Ен · К∑ +И∑ +У,
где
Ен = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.
К∑ - капиталовложения, И∑ - издержки,У – ущерб от недоотпуска электроэнергии
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 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 э
И∑.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт
И∑потери ээ - издержки от потерь электроэнергии
И∑а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст
И∑потери ээ =Ипотери ээВЛ + Ипотери тр
Иа.о.р.вл = ал· кл
ал – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст
Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ, ОРУ ВН подстанции).
Т. к. в обоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схема трансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-м через полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимость одинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен в приложении 3. В результате получили:
З = Ен· Кå + Иå + У
З1 = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
З2 = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.
Оценим разницу в % : ε = (6139 – 4800) ·100% /6139 = 21,8%
Т.о. схема 1 обходится дешевле, нежели схема 2, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 1 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
2.4 Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
|
|
Рассчитаем параметры схемы замещения.
Линия 1
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом
КВ =
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =1,043∙510∙3,97∙10–6 = 2,111∙10–3 См
Линия 2
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941
Rл2 = КR∙ℓ∙r0 = 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20
