У даному дипломному проекті розглядається електропередача змінного струму надвисокої напруги з одною проміжною підстанцією, призначена для транспорту електричної енергії від вилученої гідроелектростанції (ГЕС).

На підставі вихідних даних складаються технічно можливі варіанти схеми електропередачі, для кожного з яких вибираються номінальні напруги її ділянок і перетину проводів, основне встаткування й схеми електричних сполук підстанції ГЕС і проміжної підстанції. Проводячи техніко-економічне порівняння декількох варіантів, вибирають найвигідніший варіант.

Для обраної схеми електропередачі проводяться розрахунки основних робочих режимів мережі й особливих режимів роботи. На підставі аналізу розрахованих режимів визначається потужність пристроїв, що компенсують, вибираються місця їхньої установки й проробляються схеми їхнього включення.

У заключній частині проекту визначаються основні техніко-економічні показники спроектованої електропередачі.

1. Складання варіантів можливого виконання електропередачі й вибір найвигіднішого варіанта 1.1 Складання варіантів схем електропередачі, вибір числа ланцюгів і номінальної напруги

Вибір числа ланцюгів на ділянках електропередачі виробляється за умовою обґрунтовано надійного постачання енергією споживачів проміжної підстанції, а також споживачів прийомної системи, забезпечуваних енергією від ГЕС. Взаємне зіставлення трьох заданих величин (найбільша потужність Р0 = 700 МВт, передана від ГЕС; найбільша потужність споживачів проміжної підстанції PПС = 350 МВт; оперативний резерв потужності в прийомній системі PРЕЗ = 200 МВт) дозволяє намітити варіанти по числу ланцюгів ВЛ на кожній з ділянок. Для вибору номінальної напруги на кожній з ділянок електропередачі будемо порівнювати натуральну потужність лінії певного класу напруги з найбільшою потужністю, переданої по лінії.

Найбільша потужність на першій ділянці: PВЛ1 = P0 = 700 МВт; на другому: PВЛ2 = P0 · (1 - 0,04) - PПС = 700 · 0,96 - 350 = 322 МВт

На підставі аналізу вище наведених величин, намітимо 2 варіанти схеми електропередачі:

Мал.1. Варіанти принципової схеми електропередачі

1.2 Вибір перетинів проводів повітряних ліній

Перетин проведення вибирається з використанням нормованих значень економічної щільності струму.

Знайдемо число годин максимуму навантаження:

ч/рік

По таблиці 3.12 [1] визначаємо нормовану щільність струму jН = 0,8 А/мм2 (для алюмінієвих проводів при ТМАХ > 5000 ч/рік)

Орієнтовно для визначення розрахункового струму приймаємо cosφ = 0,97

СХЕМА 1

Лінія 1

Розрахункова фотополяриметр навантаження:

Розрахунковий перетин проведення:

мм2,

де n - число проводів у фазі

Мінімальний перетин проведення за умовою корони для 330 кВ - 240 мм2, розрахункове вийшло більше, вибираємо проведення 2´АС-400/51. Перевіримо це проведення по нагріванню:

А - припустиме значення тривалого струму для проведення 2´АС-400/51 [1, табл.3.15] Тому що

N = 2, те А

А > А

По таблиці 3.9 [1] визначаємо питомий активний опір лінії:

Ом/км Þ Ом

Лінія 2

мм2,

А > А

Ом/км Þ Ом

СХЕМА 2

Лінія 1

Розрахункова фотополяриметр навантаження:

Розрахунковий перетин проведення:

мм2

Мінімальний перетин проведення за умовою корони для 500 кВ - 300 мм2, розрахункове вийшло більше, вибираємо проведення 3´АС-400/51. Перевіримо це проведення по нагріванню: А - припустиме значення тривалого струму для проведення 3´АС-400/51 [1, табл.3.15] Тому що

N = 1, те А

А > А

Ом/км Þ Ом

Лінія 2

мм2,

Вибираємо проведення 2´АС-400/51.

А > А

режим електропередача синхронізація

Ом/км Þ Ом

1.3 Вибір схем електричних сполук і встаткування підстанції ГЕС і проміжної підстанції

Натуральна потужність одного ланцюга лінії 220 кВ дорівнює 135 МВт, виходячи із цього знайдемо зразкову кількість ліній 220 кВ: РПС = 350 МВт, отже n = РПС / 135 = 2,6, отже, кількість ліній 220 кВ до споживачів дорівнює 3 шт.

Припускаємо, що у всіх варіантах споживачі проміжної підстанції повинні одержувати живлення по 3 лініям 220 кВ.

СХЕМА 1

Внаслідок відсутності значного споживання енергії в районі спорудження ГЕС і обмеженості площадки для спорудження ОРУ, застосовуємо блокову сполуку генераторів і підвищувальних трансформаторів. При цьому необхідно врахувати, що потужність одного блоку не повинна перевищувати потужності оперативного резерву в прийомній системі (PРЕЗ = 200 МВт), тому вибираємо 5 гідрогенераторів СВ - 855/235-32 [1, табл.5.3]. Параметри:

PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр; UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о. е.

Сумарна потужність генераторів ГЕС: РSГЕН. = 150 (5 = 750 Мвт. Уважаємо, що 750 - 700 = 50 Мвт ідуть на покриття власних потреб станції й живлення місцевого навантаження (або генератори небагато недовантажені).

Один гідрогенератор буде підключатися до одного блокового трансформатора, тоді МВА. Вибираємо блоковий трансформатор типу ТДЦ - 2000000/330 [1, табл.5.19]. Параметри:

SНОМ = 200 МВА; UНОМ ВН = 347 кВ; UНОМ НН = 13,8 кВ; UК = 11%; ΔPК = 560 кВт; ΔPХ = 220 кВт; RТ = 1,68 Ом; XТ = 66,2 Ом.

При числі приєднань рівному 7 (2×ВЛ 330 кВ і 5×БТ) і напрузі 330 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.2).

Мал.2. Схема електричних сполук ГЕС

Проміжна підстанція буде мати 2 ОРУ: 330 кВ і 220 кВ. Виберемо схеми для всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:

ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 330 кВ + 2? АТ 330/220). Вибираємо схему "трансформатори - шини із приєднанням ліній через 2 вимикачі" ОРУ 220 кВ: кількість ліній 220 кВ дорівнює: шт., кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 330/220). Вибираємо схему "одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачами". Схема ОРУ 220 кВ представлена на мал.3.

Мал.3. Схема ОРУ 220 кВ проміжної підстанції

Вибір автотрансформаторів 330/220 кВ:

МВА.

Вибираємо 2 трифазних автотрансформатори типу АТДЦТН - 240000/330/220. З обліком того, що в нас немає графіків навантажень трансформаторів і в цей час короткочасне перевантаження трансформаторів доходить до 60-70%, вибираємо автотрансформатор меншої потужності - 240 МВА, чим розрахункова - 255,1 МВА.

Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції

СХЕМА 2

Генератори будуть такими ж, як і у варіанті схеми №1 (СВ - 855/235-32), але, оскільки ОРУ ВН ГЕС у цьому варіанті має номінальна напруга 500 кВ, те виберемо блокові трансформатори типу ТДЦ - 250000/500 [1, табл.5.21]. Параметри:

SНОМ = 250 МВА; UНОМ ВН = 525 кВ; UНОМ НН = 15,75 кВ; UК = 13%; ΔPК = 600 кВт; ΔPХ = 250 кВт; RТ = 2,65 Ом; XТ = 143 Ом.

При числі приєднань рівному 6 (1×ВЛ 500 кВ і 5×БТ) і напрузі 500 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.5).

Мал.5. Схема електричних сполук ГЕС

Оскільки номінальні напруги ділянок електропередачі в цьому варіанті не збігаються, то проміжна підстанція буде мати 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ і 220 кВ. Виберемо схеми для всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:

ОРУ 500 кВ: кількість приєднань = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2? АТ 500/330 + 2? АТ 500/220). Вибираємо схему "трансформатори - шини з полуторним приєднанням ліній" ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2? АТ 500/330). "трансформатори - шини із приєднанням ліній через два вимикачі" ОРУ 220 кВ: кількість приєднань = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2? АТ 500/220). Вибираємо схему "одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачем".

Схема ОРУ 220 кВ така ж як і у варіанті 1 (мал.3)

Вибір автотрансформаторів 500/330 кВ:

МВА.

Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН - 167000/500/330.

Вибір автотрансформаторів 500/220 кВ:

МВА.

Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН - 167000/500/220.

Схема електричних сполук проміжної підстанції представлена на мал.4.

Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції

1.4 Техніко-економічне порівняння варіантів виконання електропередачі й вибір доцільного

Технічно можливі варіанти виконання електропередачі зіставляються по наведених народногосподарських витратах на її спорудження й експлуатацію. При цьому допускається зіставлення тільки в частинах, що відрізняються, варіантів, а також неврахування витрат на відшкодування втрат енергії в трансформаторах, шунтувальних реакторах і конденсаторних батареях через їхню малість у порівнянні з такими витратами для ділянок ВЛ.

Однаковим елементом для обох варіантів є: схема ОРУ 220 кВ.

Економічно доцільним приймається варіант, характерний найменшими наведеними витратами за умови, що витрати на інші варіанти перевищують найменші більш ніж на 5%.

Наведені витрати:

EН = 0,12 - нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капіталовкладень

- сумарні капіталовкладення,

- сумарні витрати,

У - збиток від недовідпустки електроенергії

Техніко-економічний розрахунок для варіанта №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.

Витрати:

тис. грн.

, - щорічні витрати на обслуговування й ремонти силового встаткування, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]

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.

, збиток ми не розглядаємо, тому що права частина обох варіантів - це лінія 330 кВ того самого перетину. Збиток правої частини так само не розглядаємо, через індивідуальність завдання: у другому варіанті права частина схеми - це лінія 500 кВ, і при виході її з коштуючи виходить із роботи вся схема. Таким чином. у жодному варіанті збиток не розглядаємо.

Наведені витрати:

тис. грн.

Техніко-економічний розрахунок для варіанта №2:

Капіталовкладення:

тис. грн.

тис. грн. вартість осередку з вимикачем 500 кВ [1, табл.7.16]

тис. грн. [1, табл.7.19]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

ДО0 = 125 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км - вартість спорудження 1 км. лінії 500 кВ, 330 (для сталевих опор з відтягненнями, район по ожеледі II, проведення 3 (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.7.18-7.19]

тис. грн. [1, табл.7.28]

тис. грн.

Витрати:

тис. грн.

- щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]

тис. грн.

кіп/кВт·год - МВт·ч/год

МВт

кВт/км - питомі втрати [1, табл.3.10]

год/рік

МВт

тис. грн.

МВт·/год

МВт

кВт/км - питомі втрати на корону [1, табл.3.10]

МВт

тис. грн.

Наведені витрати:

тис. грн.

Отже, одержали:

С1= 18986,8 тис. грн.

С2= 19458,4 тис. грн.

Знайдемо різницю у відсотках:

Різниця у відсотках вийшла менш 5%, що говорить про зразкову рівноцінність варіантів, але виходячи з того, що в схемі 1 ліва частина схеми це двухцепна лінія, відповідно більше надійна, чим одно ланцюгова в другій схемі, таким чином виходячи з надійності, вибираємо варіант схеми №1

2. Розрахунок основних робочих режимів електропередачі

У розрахунку приймаються наступні допущення:

протяжні ділянки ВЛ представляються П - образними схемами заміщення з урахуванням поправочних коефіцієнтів на

розподіл напруги по довжині лінії вважається відповідної ідеалізованої ВЛ

втрати потужності при коронуванні проводів ураховуються як зосереджені відбори на кінцях ділянок електропередачі

втратами активної потужності намагнічування трансформаторів і шунтувальних реакторів зневажають

не враховується активний опір трансформаторів

З огляду на вище сказане, складемо схему заміщення електропередачі (мал.6).

Мал.6. Схема заміщення електропередачі

Розрахуємо параметри ліній електропередач на один ланцюг:

Лінія 1: UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км

;

Ом

см

МВт

Ом;

МВт

Лінія 2:

UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км

радий.

;

Ом

см

МВт

Ом; МВт

Параметри трансформаторів:

блокові трансформатори ГЕС: ТДЦ - 200000/330

кВ; кВ; Ом [1, табл.5.19]

автотрансформатори 2×АТДЦТН - 167000/330/220:

кВ; кВ; кВ; Ом; ; Ом [1, табл.5.22]

Напруга U3 на шинах системи у всіх режимах приймається рівним номінальному (330 кВ). Коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не повинен бути нижче заданого ()

2.1 Режим найбільшої переданої потужності

Завдання розрахунку полягає у відшуканні економічно доцільного відношення значень напруги на початку й кінці головної ділянки електропередачі (перепаду напруги).

Такому перепаду відповідають мінімальні народногосподарські витрати, наведені до одного року нормативного строку окупності. У витратах ураховуються капіталовкладення в додатково встановлювані джерела реактивної потужності (ДРП) на проміжній підстанції, витрати на ремонт і обслуговування ДРП, а також витрати на відшкодування втрат електроенергії в лінії.

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

З метою зменшення втрат активної потужності бажано забезпечити можливо більше високі значення напруги в проміжних і вузлових крапках електропередачі, обмежені вищим допустимим напруженням UДОП = 1,1·UНОМ = 363 кВ. Натуральна потужність лінії першої ділянки МВт німого більше переданої потужності Р0 = 700 МВт, отже в лінії буде надлишок реактивної потужності, а напруга в середині лінії буде перевищувати напруги по кінцях лінії; з огляду на це, задамося напругою U1 рівним 1,05·UНОМ і проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2.

U1 = 347 кВ, U2 = 340 кВ

МВт

Ом; 65,99 Ом

см

; ;

МВАр

13,71 кВ

МВАр

0,999

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 = - 25 МВАр. Приймаємо МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

МВт

МВАр

339,34 кВ

МВт

МВАр

247,37кВ

МВт

МВАр

Потужність синхронного компенсатора

76,12 МВАр

12,27 кВ

повинне перебувати в технічних межах: від до . Інакше даний варіант не здійснимо по технічних умовах. напруга, Що Вийшла, UНН не відповідає припустимому.

Наведені витрати:

= 3231,9 тис. грн.

КСК ≈ 35 тис. грн. /Мвар - питома вартість СК типу КСВБ 50-11

Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:

Таблиця 1 - Результати розрахунку режиму найбільшої переданої потужності

U2, кВ	310	320	330	340
δ°	24,12	23,54	23	22,5
Q'ВЛ1, МВАр	262,61	207,44	152,45	97,6
Q0, МВАр	84,76	29,59	-25,41	-80,25
UГ, кВ	14,11	13,98	13,84	13,71
cosφГ	0,971	0,987	0,996	0,999
ΔPВЛ1, МВт	33,14	31,6	30,42	29,61
ΔQВЛ1, МВАр	303,61	289,48	278,7	271,22
P''ВЛ1, МВт	665,64	667,18	668,36	669,17
Q''ВЛ1, МВАр	-41	-82,04	-126,25	-173,62
P1, МВт	664,42	665,96	667,14	667,96
Q1, МВАр	100,95	69,22	34,6	-2,87
Q1 - QР, МВАр	100,95	69,22	34,6	-2,87
Q2, МВАр	-65	-75	-60	-25
P2, МВт	311,42	312,96	314,14	314,96
QАТ, МВАр	165,95	144,22	94,6	22,13
Q'АТ, МВАр	134,92	116,38	70,57	0,91
U'2, кВ	300,34	311,92	325,06	339,34
UСН, кВ	220,25	228,74	238,38	248,85
Q'АТ. Н, МВАр	63,85	45,31	-0,51	-70,16
QАТ. Н, МВАр	57,54	42,36	-0,49	-64, 19
QСК, МВАр	53,77	29,71	0,49	34,06
UНН, кВ	9,03	9,72	10,84	12,27
З, тис. грн.	3410,5	3158,2	2735,1	3231,9

Страницы: 1, 2