Проектирование электропередачи большой пропускной способности

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Настоящая курсовая работа предполагает под собой проектирование линии электропередачи. Размер капитальных затрат на строительство ЛЭП и сетей приближается к общей сумме капиталовложений в электрические станции. В этих условиях особенное значение приобретает экономичность принимаемых решений. Линии электропередачи большой пропускной способности являются важнейшими объектами электроэнергетики, они обычно связывают между собой крупные электрические станции и электроэнергетические системы являются важнейшими объектами электроэнергетики. Проектирование таких линий, а также монтаж и дальнейшая эксплуатация являются первоочередными задачами, решение которых будет обеспечивать надежную работу всей энергосистемы в целом и энергетическую безопасность страны.

В данной курсовой работе необходимо разработать два варианта электропередачи, рассчитать и сравнить приведенные затраты в их сооружение, и выбрать наиболее экономичный. Для наиболее экономически выгодного варианта рассчитать характерные и аварийные режимы и в зависимости от результатов выбрать компенсирующие устройства для ввода режима в допустимую область, если это необходимо, произвести расчет технико-экономических показателей.

1. Исходные данные

Основная исходная информация содержится в задании по курсовой работе. Рассчитаем данные необходимые для выполнения проекта:

1. Генераторы электростанции 6ЧТВВ-160;

2. Расстояние от электростанции до промежуточной ПС

3. Расстояние от энергетической системы до промежуточной ПС

4. Нагрузка промежуточной ПС

Рис. 1.1

2. Разработка 2-х вариантов исполнения системы электропередачи

Для разработки вариантов систем электропередачи предварительно рассчитаем потоки мощности на участках [рис.1.1.] без учёта потерь мощности в линии:

где - максимальная нагрузка электропередачи и промежуточной ПС, - мощность собственных нужд электростанции, равная примерно

Получим:

Промежуточную подстанцию свяжем с приемной системой двухцепной линией, чтобы в случае аварии на электростанции обеспечить питание потребителей, подключенных к промежуточной подстанции от энергосистемы.

Предварительный выбор номинального напряжения произведем по эмпирической формуле Илларионова:

,

где, l - длина линии, км; P - передаваемая активная мощность, МВт.

Участок от электростанции до подстанции одна цепь:

Принимаем номинальным напряжение 550кВ.

Участок от электростанции до подстанции две цепи:

Принимаем номинальным напряжение 550кВ.

Участок от подстанции до системы две цепи:

Принимаем номинальным напряжение 220кВ, следовательно, мощность от промежуточной подстанции будет выдаваться в систему с шин среднего напряжения.

На первом участке имеем экономически выгодное номинальное напряжение 500 кВ, а на втором 220кВ, в результате этого принимаем следующие предварительные варианты схем электропередачи:

Рис 2.1. Электропередача на напряжении 500 и 220 кВ

Рис.2.2. Электропередача на напряжении 500 и 220 кВ

3. Выбор номинального напряжения и экономически обоснованных количества линий, сечений проводов и конструкций фаз на участках системы электропередачи

По результатам выбора вариантов схем электропередачи и предварительного расчёта потокораспределения для варианта №1 имеем:

- мощность по первому на одну цепь линий участку

- мощность по второму участку .

- на первом участке -

- на втором участке -

В таблице 3.1 представлены экономические и технические параметры применяемых сечений проводов одноцепных ВЛ500 кВ.

Таблица 3.1. Экономические и технические параметры одноцепной ВЛ500 кВ

Типы применяемых сечений, мм2	Номинальное напряжение, кВ
3Ч330/43	500	87	8
3Ч400/51	500	97	6,2
3Ч500/64	500	102,3	4,9

Для варианта №2 имеем:

- мощность по первому на одну цепь линии участку

- мощность на одну цепь линии по второму участку

Тогда по напряжение для варианта №2:

- на первом участке-

- на втором участке -

Для нахождения сечения проводов участков линии электропередачи напряжением 500 кВ и более целесообразно пользоваться методом экономических интервалов мощностей.

Для выбора более экономичного варианта будем сравнивать приведенные затраты в линию:

где - ток линии в режиме наибольших нагрузок, E = 0,12 - норма дисконта, - норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно, принято, - капитальные затраты в сооружение линии, найдём удельные затраты в линию, , - потери на корону,длина линии, - удельная стоимость потерь на корону ,удельное активное сопротивление алюминиевого провода, - время наибольших потерь, - удельная стоимость нагрузочных потерь, F - площадь сечения проводника, n - число проводов в фазе.

Время наибольших потерь определим по формуле:



Рис. 3.1. Удельные затраты в первый участок линии для варианта №1 в виде функции

Рис. 3.2. Удельные затраты во первый участок линии для варианта №2 в виде функции

Рассчитаем токи, приходящиеся на одну цепь, в режиме наибольших нагрузок по участкам линий для каждого варианта электропередачи:

- вариант №1 участок первый:



экономически целесообразное сечение по рис. 3.1 -

- вариант №2 участок первый:

экономически целесообразное сечение по рис. 3.2 -

Сечения провода напряжением до 220 кВ целесообразно определять по методу экономической плотности тока. Экономическая плотность тока для голых алюминиевых проводов при времени использования максимума нагрузки 5100 ч. составляет jэ=1,0 А/мм2. Сечение проводов вычисляется по формуле:

, мм2.

- для обоих вариантов Ip на втором участке:

мм2.

экономически целесообразное сечение

Выбранные по экономическим соображениям сечения проводов проверим по условию возникновения короны и нагреву в послеаварийных режимах.

Проверим их по длительно допустимому току нагрева, т. е. расчетный ток аварийного режима должен быть меньше наибольшего допустимого рабочего тока проводника, обусловленного его нагреванием:

где расчетная токовая нагрузка линии для проверки проводов по нагреву. найдём как ток в послеаварийном режиме. Рассчитаем при отключении одной линии на втором участке линии сечением :

Для сечения по что удовлетворяет условию. Выбранное сечение, при заданной передаваемой мощности по линии, можно применять. Оставшиеся проводники проверим по допустимому току, результаты расчетов представим в виде табл. 3.2.

Таблица 3.2. Результаты проверки проводников по длительно допустимому току нагрева

Вариант	Сечение проводника, мм2	Допустимый ток для одного провода, кА	Допустимый ток, кА	Расчетный ток, кА	Вывод
№1 уч. 1	3Ч330/43	0,680	3,050	1,063	Удовлетв.
№1 уч. 2		0,610	1,220	0,418	Удовлетв.
№2 уч. 1	3Ч400/51	0,825	2,475	1,063	Удовлетв.
№2 уч. 2		0,610	1,220	0,418	Удовлетв.

Сделаем проверку сечения проводников по короне:

По условиям образования короны ПУЭ рекомендует принимать провода диаметром для линий 220 кВ - не менее 2х21,6 мм (2хАС 240/32) и для линий 500 кВ -3х27,2 мм (3хАС 330/43). Исходя из результатов проведенных проверок, выбранные марки проводов в обоих вариантах подходят по условию нагреву и по условию возникновения короны.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов на электростанции и подстанции

На электростанции установлено шесть генераторов ТВВ-160-2АУ3. Паспортные данные в таблице 4.1:

Таблица 4.1. Параметры генератора

Марка
ТВВ-160-2АУ3	160	0,85	15,75

Номинальную мощность повышающего трансформатора определим:

где суммарная мощность, выдаваемая генераторами в сеть; число трансформаторов. номинальный коэффициент мощности генератора, примем из таблицы 4.1

Тогда:

Выбираем для обоих вариантов трансформаторы ТДЦ - 250000/500, их паспортные данные представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Параметры трансформатора

Марка
ТДЦ - 250000/500	250	525	15,75	250	600

Произведём выбор трансформаторов промежуточной подстанции. На ПС рекомендуется устанавливать два трансформатора, Согласно ПУЭ допустимой считается перегрузка, при выходе одного из трансформаторов из строя, на время максимума нагрузки на 40 %.

Рассчитаем полную мощность нагрузки промежуточной подстанции в режиме наибольших нагрузок.

Выбираем на промежуточную ПС 6 однофазных автотрансформаторов

АОДЦТН - 267000/500/220 (в трехфазной группе) для обоих вариантов.

Таблица 4.3. Параметры трансформатора

Марка
АОДЦТН - 267000/500/220	267	500	230	10,5	150	490

Произведём выбор трансформаторов на ПС приёмной энергосистемы. Рассчитаем полную мощность на втором участке электропередачи.

Выбираем на ПС приёмной энергосистемы 2хАТДЦТН - 250000/220/110 для обоих вариантов, паспортные данные приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4. Параметры трансформатора

Марка
АТДЦТН - 250000/220/110	250	230	221	10,5	145	520

5. Разработка полных принципиальных схем вариантов электропередачи

Схему ОРУ станции принимаем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя для первого варианта, для второго используем полуторную схему.

Схему ОРУ промежуточной ПС на 500 кВ для варианта №1 выбираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя.

Схему ОРУ промежуточной ПС на 500 кВ для второго варианта выбираем по полтора выключателя на присоединение.

Число присоединений на стороне СН промежуточной подстанции для обоих вариантов:

Число присоединений на стороне НН промежуточной подстанции для обоих вариантов:

Примеры принципиальных схем электропередач приведены для варианта №1 на рис.5.1, для варианта №2 - на рис.5.2.



Рис. 5.1

Рис. 5.2

6. Технико-экономическое сравнение и выбор целесообразного варианта

Выбор целесообразного варианта выполнения электропередачи производится по критерию минимума приведенных затрат на передачу электрической энергии:

где норма дисконта; - норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно; - норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для электрооборудования 220 кВ и выше,капитальные вложения на строительство электропередачи; поток мощности; активное сопротивление элемента электропередачи;длина участка линии;время наибольших потерь электрической энергии; удельная стоимость нагрузочных потерь и потерь холостого хода;потери энергии холостого хода;вероятный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при аварийных и плановых ремонтах элементов электропередачи,

Из пункта 3:

Потери энергии в трансформаторах и линии рассчитаем:

где потери энергии в трансформаторах электростанции, промежуточной ПС и приёмной энергосиcтемы;потери на первом и втором участках линии электропередачи.

где соответственно количество трансформаторов, установленных на промежуточной электростанции, промежуточной ПС и приёмной системе; номинальные мощности соответственно обмоток ВН, СН, НН трансформаторов промежуточной ПС; то же трансформаторов системы; доли нагрузки, приходящейся на сторону среднего и низшего напряжения трансформаторов промежуточной ПС и приёмной системы; время работы трансформатора в году, 8760 ч; потери мощности холостого хода и короткого замыкания, потери энергии в линии на корону.

Произведём расчёт потерь электрической энергии для варианта №1.

Для автотрансформаторов посчитаем только потери при перетоке мощности с обмотки высшего напряжения на обмотку среднего напряжения.



Нагрузочные потери, потери энергии холостого хода . Для варианта №2 расчёты аналогичные, приведём только результаты:

Нагрузочные потери, потери энергии холостого хода .

Найдём приведенные затраты в сооружение электропередачи по варианту №1.

Капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.1

Таблица 6.1. - Капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №1

Объект	Оборудование	Количество, шт.	Стоимость единицы, т. руб.	Всего, т..руб.
ЭС	ТДЦ 250000/500	6	400	2400
	Ячейка 500 кВ	9	260	2340
ПС	3хАОДЦТН 267000/500/220	2	1750	3500
	Ячейка 500 кВ	7	260	1820
	Ячейка 220 кВ	10	85	850
	Ячейка 10 кВ	13	5	65
Система	АТДЦТН 250000/220/10	2	320	640
	Ячейка 220 кВ	6	85	510
Всего		12125
Объект	Оборудование	Количество, км.	Стоимость единицы, т. руб. /км.	Всего, т. руб.
Линия 1	3xАС 400/51	500	97	48500
Линия 2	АС 240/32	2х250	35	11375
Всего		59875

Капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.2

Таблица 6.2. - Капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №2

Объект	Оборудование	Количество, шт.	Стоимость единицы, т. руб.	Всего, т. руб.
ЭС	ТДЦ 250000/500	6	400	2400
	Ячейка 500 кВ	12	260	3120
ПС	3хАОДЦТН 267000/500/220	2	1750	3500
	Ячейка 500 кВ	6	260	1560
	Ячейка 220 кВ	10	85	850
	Ячейка 10 кВ	13	5	65
Система	АТДЦТН 250000/220/10	2	320	640
	Ячейка 220 кВ	6	85	510
Всего		12645
Объект	Оборудование	Количество, км.	Стоимость единицы, т. руб. /км.	Всего, т. руб.
Линия 1	3xАС 330/43	2х500	87	63050
Линия 2	АС 240/32	2х250	35	11375
Всего		74425

Вероятный годовой ущерб от перерывов электроснабжения определится:

,

где , - вероятные ущербы от аварийных и плановых простоев.

Составляющие общего ущерба определяются по формулам:

где- максимальная нагрузка нормального режима;, - коэффициенты ограничения потребителей при аварийных (вынужденных) и плановых простоях в i-м режиме;, - коэффициенты вынужденного и планового простоя в i-м режиме; , - удельные ущербы от аварийных и плановых ограничений, тыс. руб./кВт. год; n- число рассматриваемых аварийных (плановых) режимов.

Коэффициенты ограничения потребителей:

где, - вынужденно отключаемая нагрузка в аварийных и плановых режимах.

Коэффициенты вынужденного и планового простоев:

где- параметр потока отказов i-го элемента электропередачи; - среднее время восстановления. i-го элемента электропередачи; - средняя частота плановых простоев i-го элемент; - средняя продолжительность планового простоя i-го элемента.

Учитывая малую вероятность одновременного отключения всех трансформаторов подстанции, в курсовом проекте можно ограничиться учетом только вероятностей отключения участков линии электропередачи.

Для вычисления ущербов необходимо рассмотреть все режимы, в которых возможны погашения (ограничения) потребителей.

Для первого варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:

Отключение одной цепи Л1. В данном случае часть мощности не передается на промежуточную подстанцию. Можно принять, что дефицит составляет 0,4…0,6 от мощности, передаваемой по линии Л1 в максимальном режиме. При плановом отключении дефицит мощности можно принять равным.

Отключение Л2. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

Для второго варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:

Отключение одной цепи Л1. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

Отключение одной цепи Л2. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №1:

Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №2:

Наиболее выгодным вариантом оказывается первый вариант, его в дальнейшем и будем рассматривать.

7. Расчёт параметров схемы замещения электропередачи с учётом волновых свойств линии

При длине линии более 300 км её параметры будут равны:

где поправочные коэффициенты зависящие от удельных параметров линии и её длины, найдём удельную активную проводимость линии:

Рассчитаем коэффициенты для участка 1 :

Рассчитаем параметры схемы замещения первого участка электропередачи с учётом волновых свойств линии:

Для второго участка расчёт производить не будем, т.к. его длина 250 км (меньше 300).

8. Электрические расчёты характерных режимов электропередачи (нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийных режимов наибольших нагрузок)

Определим диапазон регулирования реактивной мощности генераторами электростанции:

где располагаемая к выдаче в электропередачу мощность на шинах высшего напряжения, максимально возможная к выдаче мощность генераторов при максимальной активной мощности, нагрузочные потери мощности в повышающих трансформаторах при максимальной активной и реактивной мощности генераторов, потери х.х. в повышающих трансформаторах.

Потребляемая станцией реактивная мощность:

где максимально возможная потребляемая генераторами мощность.

Диапазон регулирования реактивной мощности генераторами электростанции:

Рассчитаем характерные режимы электропередачи (нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийные режимы наибольших нагрузок) в программе Rastr.

Исходные данные по узлам в режиме наибольших нагрузок в таблице 8.1.

Таблица 8.1. Исходные данные по узлам

Исходные данные по ветвям в нормальном режиме в таблице 8.2.

Таблица 8.2. Исходные данные по ветвям

Расчёт режима наибольших нагрузок в таблице 8.3.

Таблица 8.3. Результаты расчета режима

В режиме наибольших нагрузок для существования режима необходимо подключать на промежуточной ПС синхронный компенсатор мощностью , а на ЭС шунтирующий реактор мощностью .

Исходные данные по узлам в режиме наименьших нагрузок в таблице 8.4.

Таблица 8.4. Исходные данные по узлам

Расчёт режима наименьших нагрузок в таблице 8.5.

Таблица 8.5. Результаты расчета режима

Схемы расчета режима наибольших и наименьших нагрузок соответственно приведены на рисунках 8.1 и 8.2.



Рис. 8.1. Режим наибольших нагрузок

Рис. 8.2. Режим наименьших нагрузок

Исходные данные по узлам для расчёта аварийного режима в таблице 8.6 (отключена линия на участке ЭС-ПС).

Таблица 8.6. Исходные данные по узлам

Исходные данные по ветвям в аварийном режиме в таблице 8.7 (отключена линия на участке ЭС-ПС).

Таблица 8.7. Исходные данные по ветвям

Расчёт аварийного режима в таблице 8.8 (отключена линия на участке ЭС-ПС).

Таблица 8.8. Результаты расчета режима

Исходные данные по узлам для расчёта аварийного режима в таблице 8.9 (отключена одна линия на участке ПС-С).

Таблица 8.9. Исходные данные по узлам

Исходные данные по ветвям в аварийном режиме в таблице 8.10 (отключена одна линия на участке ПС-С).

Таблица 8.10. Исходные данные по ветвям

Расчёт аварийного режима в таблице 8.11 (отключена одна линия на участке ПС-С).

Таблица 8.11. Результаты расчета режима

Схемы расчета режима аварийных режимов приведены на рисунках 8.3 и 8.4.

В аварийном режиме при отключении линии на участках ПС-С для существования режима необходимо подключать на промежуточной ПС компенсирующее устройство мощностью , а также КУ мощностью 30 Мвар для потребления реактивной мощности на электрической станции. Этими мощностями зададимся при выборе компенсирующих устройств.

Выбираем шунтирующий реактор мощностью 33Мвар -- РОМ-33300/500 и 4 синхронных компенсатора мощностью 100 Мвар -- КСВБ-100-11.

Рис. 8.3. Аварийные режим: отключена линия на участке ЭС-ПС

Рис. 8.4 Аварийный режим: отключена одна цепь на участке ПС-С

Произведём ручной расчёт режима наибольших нагрузок. Напряжение на шинах системы станции ПС .

Для определения потока мощности в начале первого участка решим квадратное уравнение. Решение:



где равно:

Расчёт по схеме рис. 8.5 выполнен в математическом пакете Mathcad и приведен ниже:

Напряжение на ПС получиликВ.

9. Расчёт технико-экономических показателей

Определим технико-экономические показатели такие, как приведенные затраты , стоимость передачи , себестоимость передачи .

Приведенные затраты найдём как и в пункте 6, только в капитальные затраты в оборудование добавим стоимость шунтирующего реактора РОМ-33300/500--594тыс. руб., а также стоимость 4 синхронных компенсаторов КСВБ-100-11--4х180=720 тыс. руб.

Приведенные затраты:



Годовые эксплуатационные расходы:

Стоимость передачи электрической энергии:

Себестоимость передачи электрической энергии:

Таблица 9.1. Результаты расчета

Показатель	Величина	Единица измерения
	73314

Найдём КПД передачи из расчёта режима наибольших нагрузок:

Критериальная длина ЛЭП:

Экономические КПД для участков:

Заключение

В данной курсовой работе были разработаны два варианта электропередачи согласно заданию. При экономическом сравнении вариантов наиболее экономичным оказался вариант №1 электропередачи на номинальном напряжении 500 кВ с одной линией между ЭС и ПС. После анализа расчётов нормальных и аварийных режимов по программе Rastr оказалось, что режим не балансируется, поэтому на ПС были установлены КУ: шунтирующий реактор РОМ-33300/500 и 4 синхронных компенсатора мощностью 100 Мвар - КСВБ-100-11. Параметры схемы были рассчитаны с учётом волновых свойств линии.

Для экономичного варианта электропередачи были рассчитаны критериальные параметры и технико-экономические показатели.

Стоимость передачи электрической энергии, себестоимость передачи электрической энергии:

номинальный эмпирический одноцепный высоковольтный

Литература

1. Электропередачи: Методическое пособие к курсовому проекту для студ. спец. 10.02 - «Электроэнергетические системы и сети»/ Г.Е. Поспелов, М.А. Короткевич, В.Т. Федин, Л.Л. Червинский. - Мн.: БГПА, 1994. - 47с.

2. Электрические системы и сети: Учебник/ Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев - Мн.: УП «Технопринт», 2004. - 720с.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Изд. 3-е перераб. и доп. М.: Энергия, 1985.-349с.

4. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. - Ростов-н/Д:Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. - 720.(Серия «Высшее образование»).

5. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем: Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине « Электрические системы и сети»/ Сыч Н.М., Федин В.Т. - Мн.: УП «Технопринт», 2000. - 54с.

6. Электрическая часть электростанции и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.:ил.

7. Передача энергии и электропередачи: Учеб. пособие для студентов энергет. специальностей вузов/ Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. - Мн.: Адукацiя и выхаванне, 2003. -544 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru