Основні параметри і аналіз режимів електропередачі

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.

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.

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

Страницы: 1, 2, 3, 4

В соцсетях