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

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 = - 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.

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