Банк рефератов содержит более 364 тысяч рефератов, курсовых и дипломных работ, шпаргалок и докладов по различным дисциплинам: истории, психологии, экономике, менеджменту, философии, праву, экологии. А также изложения, сочинения по литературе, отчеты по практике, топики по английскому.
Полнотекстовый поиск
Всего работ:
364150
Теги названий
Разделы
Авиация и космонавтика (304)
Административное право (123)
Арбитражный процесс (23)
Архитектура (113)
Астрология (4)
Астрономия (4814)
Банковское дело (5227)
Безопасность жизнедеятельности (2616)
Биографии (3423)
Биология (4214)
Биология и химия (1518)
Биржевое дело (68)
Ботаника и сельское хоз-во (2836)
Бухгалтерский учет и аудит (8269)
Валютные отношения (50)
Ветеринария (50)
Военная кафедра (762)
ГДЗ (2)
География (5275)
Геодезия (30)
Геология (1222)
Геополитика (43)
Государство и право (20403)
Гражданское право и процесс (465)
Делопроизводство (19)
Деньги и кредит (108)
ЕГЭ (173)
Естествознание (96)
Журналистика (899)
ЗНО (54)
Зоология (34)
Издательское дело и полиграфия (476)
Инвестиции (106)
Иностранный язык (62792)
Информатика (3562)
Информатика, программирование (6444)
Исторические личности (2165)
История (21320)
История техники (766)
Кибернетика (64)
Коммуникации и связь (3145)
Компьютерные науки (60)
Косметология (17)
Краеведение и этнография (588)
Краткое содержание произведений (1000)
Криминалистика (106)
Криминология (48)
Криптология (3)
Кулинария (1167)
Культура и искусство (8485)
Культурология (537)
Литература : зарубежная (2044)
Литература и русский язык (11657)
Логика (532)
Логистика (21)
Маркетинг (7985)
Математика (3721)
Медицина, здоровье (10549)
Медицинские науки (88)
Международное публичное право (58)
Международное частное право (36)
Международные отношения (2257)
Менеджмент (12491)
Металлургия (91)
Москвоведение (797)
Музыка (1338)
Муниципальное право (24)
Налоги, налогообложение (214)
Наука и техника (1141)
Начертательная геометрия (3)
Оккультизм и уфология (8)
Остальные рефераты (21697)
Педагогика (7850)
Политология (3801)
Право (682)
Право, юриспруденция (2881)
Предпринимательство (475)
Прикладные науки (1)
Промышленность, производство (7100)
Психология (8694)
психология, педагогика (4121)
Радиоэлектроника (443)
Реклама (952)
Религия и мифология (2967)
Риторика (23)
Сексология (748)
Социология (4876)
Статистика (95)
Страхование (107)
Строительные науки (7)
Строительство (2004)
Схемотехника (15)
Таможенная система (663)
Теория государства и права (240)
Теория организации (39)
Теплотехника (25)
Технология (624)
Товароведение (16)
Транспорт (2652)
Трудовое право (136)
Туризм (90)
Уголовное право и процесс (406)
Управление (95)
Управленческие науки (24)
Физика (3463)
Физкультура и спорт (4482)
Философия (7216)
Финансовые науки (4592)
Финансы (5386)
Фотография (3)
Химия (2244)
Хозяйственное право (23)
Цифровые устройства (29)
Экологическое право (35)
Экология (4517)
Экономика (20645)
Экономико-математическое моделирование (666)
Экономическая география (119)
Экономическая теория (2573)
Этика (889)
Юриспруденция (288)
Языковедение (148)
Языкознание, филология (1140)

Курсовая работа: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

Название: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи
Раздел: Рефераты по коммуникации и связи
Тип: курсовая работа Добавлен 10:30:50 04 апреля 2010 Похожие работы
Просмотров: 395 Комментариев: 3 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно     Скачать

МИНИСТЕРСТВООБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО

УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА(ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)

Факультет “Энергетики и электротехники”

Кафедра “Электрические системы”

Курсовой проект

По курсу: “Дальние линии электропередачи СВН”

Тема: “Выбор параметров и анализ режимов электропередачи”

Смоленск, 2003


ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.

Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.

В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.


1. Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Сопоставляя три заданные величины:

наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0 = 1340 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст = 600 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв = 470 МВт.

Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:

Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.

Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.

При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:


где К02 и К01 – удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];

Ен = 0,12 – коэффициент эффективности капиталовложений;

а – коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ [1];

dРк1 и dРк2 – среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения [1];

r02 и r01 – погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха [1];

n - стандартное число проводов в фазе;

Зi и Зii – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;

tпотерь – время потерь.

tпотерь = ∑(Рiнб )2 ∙ti

tпотерь = 12 2000+0,72 2500+0,52 2500+0,32 1760 = 4008,4 час.

Вариант 1

Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax . л. /(N∙√3∙Uном ∙cosφ)

Iрасч = 1340. /(1∙√3∙750∙0,99) = 1041,952 А

Fрасч = Iрасч /(n∙jрасч )


Fрасч = 1041,952/(4∙1) = 260.488 мм2

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.

Т. о. выбираем провод 4АС 400/93.

Iдоп = 4∙860 = 3440 А, где

860 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные)

3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax . л. /(N∙√3∙Uном ∙cosφ) = (P0 – Рпс ). /(N∙√3∙Uном ∙cosφ)

Iрасч = 740. /(1∙√3∙500∙0,98) = 871,917 А

Fрасч = Iрасч /(n∙jрасч )

Fрасч = 871,917 /(3∙1) = 290,639 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.

Iдоп = 3∙730 = 2190 А

730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

2190 > 872 , значит провод по нагреву проходит.

Вариант 2

Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):

Iрасч = Pmax . л. /(N∙√3∙Uном ∙cosφ)

Iрасч = 1340. /(2∙√3∙500∙0,99) = 781,464 А

Fрасч = Iрасч /(n∙jрасч )

Fрасч = 781,464/(3∙1) = 260,488 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм2 , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.

Iдоп = 3∙730 = 2190 А

730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

Iав.пер. = 2∙ Iрасч = 1564 А

2190 > 1564 , значит провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.


2. Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

Ррасч = 1,15∙1340 = 1541 МВт.

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ – 712/227 – 24.

Номинальные данные:

Sном.г = 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Хd = 1,653, Хd = 0,424, Хd = 0,279.

Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 2 3 + 1 ОРЦ 417000/750 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 417 МВ∙А, Uвн ном = 787/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх = 0,4 МВт, Rт = 0,96 Ом, Хт = 69,3 Ом.

При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.

На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.

Расчётная мощность первой трансформации:

Sрасч = Р0. /(1,4∙cosφп/ст ) = 1340. /(1.4∙ 0,99) = 966,8 МВ∙А

Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 417 МВ∙А, Uвн ном = 750/√3 кВ, Uсн ном = 500/√3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Δ Рк = 0,7 МВт, ΔРх = 0,28 МВт, Хт н = 309 Ом, Хт в = 55,1 Ом.

Расчётная мощность второй трансформации:

Sрасч = Рп/ст. /(1,4 cosφп/ст ) = 600. /(1,4∙ 0,99) = 432,9 МВ∙А

Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 со следующими номинальными параметрами:


Sном. тр = 267 МВ∙А, Uвн ном = 500/√3 кВ, Uсн ном = 230/√3 кВ, Uнн ном = 11 кВ,

ΔРк = 0,325 МВт, ΔРх = 0,125 МВт, Хт н = 113,5 Ом, Хт в = 61,1 Ом.

На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:

n = Рп/ст /135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.

Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор – шины с присоединением линий через два выключателя.

На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итогесхемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:


Рис.2.1 Схемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи.

Вариант 2

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 1000 МВ∙А, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

ΔРк = 2 МВт, ΔРх = 0,6 МВт, Rт = 0,55 Ом, Хт = 40 Ом.

При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:


Рис.2.2 Схемаэлектрических соединений для второго варианта электропередачи.

Выбор выключателей на РУ

В цепи генераторов: Imax = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,213 кА

ВВГ – 20 – 160 /20000 У3

U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА

ОРУ 750 кВ: Imax = 1340/(1,73∙750∙0,99) = 1,042 кА

ВВБ – 750 – 40/3150У1

U ном = 750 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 500 кВ: Imax = 1340/(1,73∙500∙0,99) = 1,563 кА

ВНВ – 500А – 40/3150У1

U ном = 500 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА

ОРУ 220 кВ: Imax = 600/(1,73∙220∙0,99) = 1,59 кА

ВВБК – 220Б – 56/3150У1

U ном = 220 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 56 кА.


3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен К +У, где

Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

Ен = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);

К - капиталовложения в сеть;

И - издержки всей сети;

У – ущерб.

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 предварительно 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 ээ , где

И - издержки всей сети;

И∑.о.р а. - издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;

И∑потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.

И∑а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст

И∑потери ээпотери ээВЛ + Ипотери тр

Иа.о.р.вл = ал ·кл

ал – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

Ипотери ээ = Ипотери ээ ВЛ + И∑потери ээ тр , где

И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.

Схема 1

З = Ен · Кå + Иå

Кå = Кå вл + КГЭС + Кп/ст

1) Квл = ко · L

Квл = к0(400)) · ℓ1 = 97∙630 = 43470 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр пч

Корувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр = 2∙1980 = 3960 тыс. руб.

Кпч = 6800 тыс. руб.

КГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.

3) Кп/ст = Кору вн 750 тр 750 + К пч 750

Кору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.

Ктр 750 = 2∙2150 = 4300 тыс. руб.

Кп/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.

Тогда Кå = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

Иåå а.о.р. + Иå потери ээ

Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р. ГЭС + Иå а.о.р.н/ст

Иå а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.

Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.

Иå а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.

Иå а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ΔWл1 = ΔР л1 τл1 ·αt , где αt , = 1

ΔP л1 = S2 мах / U2 ном Rл = 1353,52 /7502 11,97 = 38,98 МВт

τл1 = (0,124 + Тмах. /10000)2 8760

Wгод = 1340∙2000 +1340∙0,7∙2500 +1340∙0,5∙2500 +1340∙0,3∙1760 = 7,408∙106 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 7,408∙106 /1340 = 5528 час.

τ л1 = (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,59 час

ΔW л1 = 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч

ΔWкор л1 = 160∙630 = 100800 МВт·ч

Ипотери ээ ВЛ = ЗI ∙ΔWл1 + ЗII ∙ΔWкор л1 = 2∙10-2 ∙156410,8 + 1,75∙10-2 ∙100800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:


Ипотери ээ тр = ЗI ∙ΔРк.з (Sнг.мах. /Sном.т )2т + ЗII ∙ΔР х.х ·8760

1) Т 750/10:

Ипотери ээ тр 750/10 = 2∙10-2 ∙1/2∙0,8∙(1353,5. /1251)2 ∙4012,59 + 1,75∙10-2 ∙2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.

2) Т 750/500/10:

Ипотери ээ тр 750/500 = 2∙10-2 ∙1/2∙0,7∙(1353,5. /1251)2 ∙ 4012,59 + 1,75∙10-2 ∙2·0,28∙8760 = 118,73 тыс. руб.

Ипотери ээ тр Σ = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр Σ

Ипотери ээ Σ = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.

И = И∑а.о.р. + И∑потери ээ

И = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.

У = ω∙Тв ∙(Рнб – Ррез )∙εн ∙Уов

ω = 0,2∙10-2 ∙630 = 1,26

εн = (Рнб – Ррез )/Рнб = (1340 – 470)/1340 = 0,649

Тв = 1,7∙10-3

Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.

У = 1,26∙1,7∙10-3 ∙870∙0,649∙4,5∙1000 = 5442,47 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:

З = Ен · Кå + Иå + У

З1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.

Схема 2

З = Ен · Кå + Иå + У

Кå = К л1 + КГЭС

1) Кл1 = 2∙к0(500)) · ℓ1 = 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.

2) КГЭС = Корувн + Ктр пч

Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

Ктр = 2∙932 = 1864 тыс. руб.

Кпч = 2400 тыс. руб.

КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.

Тогда Кå = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

Иåå 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.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.

Иå а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.

Иå а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔWл1 = ΔР л1 · τл1 · αt , где αt , = 1

ΔP л1 = (S2 мах / U2 ном )∙ 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт

Wгод = 7,408∙106 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 7,408∙106 /1340 = 5528 час.

τ л1 = (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,5 час

ΔW л1 = 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч

ΔWкор л1 = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч

ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)

Ипотери ээ ВЛ = ЗI ∙ΔWл1 + ЗII ∙ΔWкор л1 = 2∙10-2 ∙134298,37+ 1,75∙10-2 ∙75600 = 4008,97 тыс. руб.

2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:

Ипотери ээ тр = ЗI ∙ΔР к.з (Sнг.мах. /Sном.т )2т + ЗII ∙ΔР х.х ·8760

Ипотери ээ тр = 2∙10-2 ∙1/2∙2(1353,5. /2000)2 ∙4012,5+1,75∙10-2 ∙2∙0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.

Ипотери ээ Σ = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр

Ипотери ээ Σ = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.

И = И∑а.о.р. + И∑потери ээ

И = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.

Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2

З1 = 22889,86 тыс. руб. . З2 = 14688,188 тыс. руб.

Оценим эту разницу в %: ε = (22889,86 – 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%

Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.


Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 13АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR ∙ℓ∙r0 = [1 – (0,664)2 /3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом

Xл1 = КХ ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,664)2 /6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом

Вл1 = КВ ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,664)2 /12]∙630∙3,6∙10–6 = 2,351 ∙10–3 См

Где 0,664 = β0 ∙ℓ , где ℓ = 630 км и

Линия 2 3АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR ∙ℓ∙r0 = [1 – (0,443)2 /3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом

Xл1 = КХ ∙ℓ∙x0 =[1 – (0,443)2 /6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом

Вл1 = КВ ∙ℓ∙b0 =[1 + (0,443)2 /12]∙420∙3,6∙10–6 = 1,537∙10–3 См

Где 0,443 = β0 ∙ℓ , где ℓ = 420 км.


3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи



Произведём расчёт линии 2.


Произведём проверку режима:

1) UННдоп min = 10,45кВ <UНН = 10,46 кВ < UННдоп max =11,55кВ

2) UСН max = 195,5≤ UСН = 228,731≤ UСНдоп max = 264,5кВ

3) UГдоп min =14,96 кВ < Uг = 15,104 кВ < UГдоп max =16,54 кВ

4) cosφг = 0,956 > cosφгном = 0,85

5) kз1 = 124,5 % >20% ; kз2 = 197,49 % >20%

kз1 = (Рпр1 – Р0 )/ Р0 = (U1 ∙U2 /Xл1 – Р0 )/Р0 = (525∙515/89,89 – 1340)/1340 = 124,5 %

kз2 = (Рпр2 – Р0 )/ Р0 = (U2 ∙Uсис /Xл2 – Рсис )/Рсис = (515∙492,533/125,13– 681,421)/681,421 = 197,49 %

Расчёт режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме, мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна из цепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточной подстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.


С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотрена установка двух групп реакторов 3xРОДЦ – 60/500 в начале головной линии и одной группы в конце.

В данном режиме U1 = 500 кВ.

Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.


Произведём расчёт линии 2.

Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ – 60/500.


Произведём проверку режима

1) UННдоп min = 10,45кВ <UНН = 10,869 кВ < UННдоп max = 11,55кВ

2) UСН = 195,5< UСН max = 227,826<UСНдоп max = 264,5кВ

3) UГдоп min =14,96 кВ < Uг = 15,135 кВ < UГдоп max = 16,54 кВ

4) cosφг = 0,98 > cosφгном = 0,85

5) kз1 = 245,9 % >20%; kз2 = 838 %>20%

kз1 =(Рпр1 – Р0 )/ Р0 = (U1 ∙U2 /Xл1 – Р0 )/Р0 =(500∙500/179,78 – 402)/402 = 245,9 %

kз2 = (Рпр2 – Р0 )/ Р0 =(U2 ∙Uсис /Xл2 – Рсис )/Рсис =(500∙488,1/125,13 – 207,9)/207,9 = 838 %

Расчёт послеаварийного режима

В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.

При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (Pc =852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05∙Uном = 525 кВ; учтём резерв и УПК.

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 490 кВ.



Для выработки необходимой реактивной мощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.

В данном случае считаем, что вторая линия генерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другая её часть поступает в систему.

Произведём проверку режима:

1) UННдоп min = 10,45кВ <UНН = 10,524 кВ < UННдоп max =11,55кВ

2) UСН = 195,5 кВ < UСН = 231,364 кВ < UСНдоп max = 264,5кВ

3) UГдоп min =14,96 кВ < Uг = 16,04 кВ < UГдоп max =16,54 кВ

4) cosφгном = 0,961 > cosφгном = 0,85

5) kз1 =64,27 % >20 %; kз2 =509%>20%


kз1 =(Рпр1 – Р0 )/ Р0 = (U1 ∙U2 /Xл1 – Р0 )/Р0 =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 %

kз2 = (Рпр2 – Р0 )/ Р0 =(U2 ∙Uсис /Xл2 – Рсис )/Рсис =(490∙481,88/66,82 – 580)/580 = 509 %

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 = Uсис 2 ∙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′′л2 2 + Q′′л2 2 ]∙ R2/ Uсис 2 = 1151,85 – [1151,852 + 35,582 ]∙ 7,015/ 5102

Р′л2 = 1116 МВт

Q′л2 = Q′′л2 – [Р′′л2 2 + Q′′л2 2 ]∙ Х2/ Uсис 2 = –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 + U2 2 ∙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 < Umax ск = 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 = 498,86 кВ.

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 – U2хх 2 ∙Y1 /2 = 323,75 – 497,8682 ∙1,862∙10–3 /2 = 92,98 Мвар

Q′л1 = Q′′л1 + Q′′л1 2 ∙Х1 / U2хх 2 = 92,28 + 92,282 ∙145/ 497,8682 = 97,26 Мвар

Qл1 = Q′л1 – U1 2 ∙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 + Qл1 2 ∙Хт1 / U1 2 = 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∙ Uном 2 /Qр = j∙ 5252 /180 = j∙1531,25 Ом

Х1 = Zл1с ∙Хр /(Хср )= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙1531,25)

Х1 = 9,08 – j∙819,26 Ом

Zвнешс ∙Х1 /(Хс1 ) = – j∙1074,11∙[9,08–j∙819,26] /(– j∙1074,11+ 9,08– j∙819,26)

Zвнеш = 0,511 – j∙819,26 Ом

Хd = Х d ∙Uном 2 /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 + Qл1 2 ∙Хт1 / U1 2 = 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.

Хс = 1/[j∙Y1 /2] = 1/[ j∙1,862∙10–3 /2] = – j∙1074,11 Ом

Хр = j∙ Uном 2 /(2∙Qр ) = j∙ 5252 /360 = j∙765,625 Ом

Х1 = Zл1с ∙Хр /(Хср )= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙765,625)

Х1 = 9,08 + j∙2,811 Ом

Zвнешс ∙Х1 /(Хс1 )+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 = Х d ∙Uном 2 /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.

Rвн
X

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 = U1хх 2 ∙Y1 /2 – Qр = 519,712 ∙1,862∙10–3 /2 – 180 = 71,46 Мвар

Q′′л1 = Q′л1 – Q′л1 2 ∙Х1 /U1хх 2 = 71,46 – 71,462 ∙145/ 519,712 = 68,72 Мвар

Q2 = Q′′л1 + U2 2 ∙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′2тр = 483,81∙230/500 = 222,55 кВ

Q′ат = Qат – [Рсис 2 + Qат 2 ]∙ Хт2 / U2 2 = 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. О ПРЕДЕЛЕНИЕ 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 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.

Иåå 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 = (S2 мах / U2 ном )∙ 0,5Rл = 23472 /5002 ·5 = 110,17 МВт

Wгод = 1,294∙107 МВт·ч

Тмах = Wгодмах = 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:

ΔWл1 = ΔР л1 · τ л1 · α t , где α t , = 1

ΔP л1 = (S2 мах / U2 ном )∙ 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 )2т + 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 )2т + 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 = Ен · Кå + Иå

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.

Оценить/Добавить комментарий
Имя
Оценка
Комментарии:
Где скачать еще рефератов? Здесь: letsdoit777.blogspot.com
Евгений06:44:09 19 марта 2016
Кто еще хочет зарабатывать от 9000 рублей в день "Чистых Денег"? Узнайте как: business1777.blogspot.com ! Cпециально для студентов!
18:07:15 29 ноября 2015
Кто еще хочет зарабатывать от 9000 рублей в день "Чистых Денег"? Узнайте как: business1777.blogspot.com ! Cпециально для студентов!
15:30:13 25 ноября 2015

Работы, похожие на Курсовая работа: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

Назад
Меню
Главная
Рефераты
Благодарности
Опрос
Станете ли вы заказывать работу за деньги, если не найдете ее в Интернете?

Да, в любом случае.
Да, но только в случае крайней необходимости.
Возможно, в зависимости от цены.
Нет, напишу его сам.
Нет, забью.



Результаты(150024)
Комментарии (1830)
Copyright © 2005-2016 BestReferat.ru bestreferat@mail.ru       реклама на сайте

Рейтинг@Mail.ru