Линия электропередачи напряжением 500 кВ

Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5 Ом

Qp = 180·(U2ХХ/525)2 = 180·(490/525)2 = 147,9 МВАр

Q”л1 =2·Qp - U2ХХ2· Y1/2 =2·147,9 - 4902·2,111·10-3/2 = 56,7 МВАр

Q’л1 =Q”л1 + (Q”л1/U’2XX)2· X1 = 58.9 МВAp

U1 = 510 кВ

Qл1 = Q’л1 – U12· Y1/2 =58,9 - 5102·2,111·10-3/2 = -215,6 МВАр

Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Qл1 = Qл1 + Qp = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

Uг =  = 15,132 кВ

Qг =Qл1 + (Qл1/U1)2· Xt1 = -66,3 МВAp

Iг = = -2,53 А

Iгном = = 9,531 А

Iг = 2,53 кА < Iг ном = 9,531 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = (j·Y1/2)-1 = -j947.4 Ом

Хр = j·5252/Qр = j1864 Ом

Z1 = R1 + jX1 + Хс· Хр/( Хс+ Хр) = 15.49 – j1777 Ом

Zвнеш = Z1· Хс /( Z1+ Хс) = 1,87 – j618 Ом

Xd = j·1.31·5002/306 = 1070 Ом

Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. Xd= 1070 Ом < Xвн = 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Rвн

X

Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора

2.3.5 Расчёт режима синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Рис.2.6. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции

Значения U2, PC берем из предыдущего режима:

U2=488,3 кВ, PCИС=529 МВт

U1хх = U2/cos(β0∙ℓ) = 488,3 /cos(1,111∙10–3∙510) = 568,4 кВ.

Необходимо, чтобы U1хх ≤ 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы.

Zc =  Ом

β = Im= 1,111·10-3 рад/км

А = cos(β·L1) = 0,844

Аэ = 488,3 / 525= 0,914

В = Zc ·sin(β·L1) = 150.45

Yртреб = (Аэ – А)/В = 4,646·10-4 См

Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См

N = Yртреб / Yр = 0,7

Т. о. устанавливаем группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда

U1XX =  = 518,4 кВ

Qp = 180·(U1ХХ/525)2 = 180·(518,4/525)2 = 175,5 МВАр

Q’л1 = U1ХХ2· Y1/2 - Qp =518,42·2,111·10-3/2 – 175,5 = 108,1 МВАр

Q”л1 =Q’л1 - (Q’л1/U1XX)2· X1 = 101,6 МВAp

Q2 = Q”л1 + 488,32· Y1/2 = 101,6 - 488,32·2,111·10-3/2 = 353,3 МВАр

Pсис = Рпс = 529 МВт

Qсис = 91,8 МВAp

Qат = Q2 + Qсис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp

U’2 = 488,3 – Qат·Xt2 /488,3= 488,3 – 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ

Установим две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60

Qат = Q2 + Qсис - Qp =353,3 + 91,8 – 2·175,5 = 94,2 МВAp

U’2 = 488,3 – Qат·Xt2 /488,3= 488,3 – 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ

Uсн = U’2·220/500 = 221,8 кВ

Q’ат = Qат - 94,2 - ·30,55= 55,8 МВAp

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 529 – 10 = 519 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 55,8 – 151,4 = -95,5 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -97,8 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,49 кВ

Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.

Таким образом для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

Таблица 2.1.

Размещение КУ

Выводы: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З1 = 4800 тыс. руб. З2 = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

3.1. Анализ исходных данных

3.1.1 Характеристика электрифицируемого района

Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.

3.1.2 Характеристика потребителей

В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными:

- в пункте 1 содержится 50% потребителей – I категории, 30% - II категории, 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;

- в пункте 2 содержится 70% потребителей – I категории, 20% - II категории, 10% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;

- в пункте 3 содержится 40% потребителей – I категории, 30% - II категории, 30% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт;

- в пункте 4 содержится 20% потребителей – I категории, 20% - II категории, 60% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 7 МВт;

- в пункте 5 содержится 10% потребителей – I категории, 40% - II категории, 750% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт;

- в пункте 6 содержится 25% потребителей – I категории, 25% - II категории, 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт.

Во всех пунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, часть потребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, для которых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического восстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепным линиям.

Номинальное напряжение вторичных сетей всех пунктов – 10 кВ.

3.1.3 Характеристика источников питания

Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ.

В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция 500/110/10 кВ.

3.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

3.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют примерно 5 % от суммарной максималь-ной зимней нагрузки.

По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).

Наибольшая мощность 139 МВт с 8 до 12 часов.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).

Наименьшая мощность 30,5 МВт с 20 до 4 часов.

Принимаем график активной мощности источника питания ИП1 равной значению РИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:

РИП1 = 90,6 МВт

Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь):

РИП2 = Р∑Зmax – РИП1 = 139 – 90,6 = 48,4 МВт

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа суток:

Полученные результаты сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Годовое потребление электроэнергии

3.2.2 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий.

 ,

где  - потребная реактивная мощность,

  - суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,

  - потери реактивной мощности в линиях,

  - потери реактивной мощности в трансформаторах,

  - зарядные мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность – в период с 8 до 12 часов:

Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).

Наибольшая мощность 60,52 Мвар с 8 до 12 часов.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).

Наименьшая мощность 14,03 Мвар с 20 до 4 часов.

Тогда получим:

Реактивной мощности, вырабатываемой системой, недостаточно для покрытия потребности потребителей, поэтому на всех пунктах необходима установка компенсирующих устройств.

Размещение КУ производим по условию равенства cosφ у потребителей.

Найдем cosφср. взв

Таблица 3.2

Расчет желаемой реактивной мощности в пунктах

Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.

Новое значение реактивной мощности и cosφ:

Расчет сведем в таблицу П5.5 (приложение 5).

3.3 Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач.

Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов – линий и подстанций.

Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети (рис. см. в приложении 6).

3.3.2 Предварительный выбор напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:

Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. Результат представим в виде таблицы П6.1 (приложение 6).

Таким образом, в данном варианте развития существующие линии сохраняют свой класс напряжения, а вновь сооружаемые имеют 110 кВ.

Для второго варианта линии 1-2, ИП1-2, ИП1-3, 1-4, ИП2-1 такие же как и в первом варианте. Следовательно рассмотрим линии 1-5 и 5-6. (таблица П6.2, приложение 6).

Таким образом, получили, что необходим перевод линии 1-5 с 35 на 110 кВ. Новая линия 5-6 имеет 110 кВ.

3.3.3 Выбор сечений проводов

Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе метода экономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.

Район по гололеду: I

Тип опор: ВЛ–110 кВ – железобетонные (Ж/Б), ВЛ–35 кВ – стальные.

Число цепей: N = 2

Находим расчетную токовую нагрузку:

Выбираем сечение провода по таблице 7.8 [2]:

Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям:

Произведем выбор проводов для всех линий, а так же проверим их по трем условиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7).

Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7).

3.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6 часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей.

Все подстанции – двухтрансформаторные.

Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор:

Выбираем трансформатор с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой). Сначала на нагрузочную способность проверяем трансформатор с ближайшей меньшей к SТР.РАСЧ. мощностью.

Найдем эквивалентную начальную нагрузку:

Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки.

По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданной температуре окружающей среды в послеаварийном режиме находим К2доп , если К2доп < К2 , то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.

Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей по шкале мощностью.

Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора 35 кВ на 110 кВ). Расчет представлен в приложении 8.

3.3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат.

Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так же учтем изменения в существующей схеме: ПС1(ОРУ ВН и трансформаторы), ВЛ5 и ПС5 (перевод линии и подстанции с 35 кВ на 110 кВ во втором варианте).

Выполнив расчеты получили:

З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.

З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.

Подробно результаты расчета представлены в приложении 9.

Оценим разницу в % : |З1 – З2| / З1 = (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%

Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%, значит для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.

3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети

3.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров

Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.

В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов.

Дальнейший расчёт ведём для варианта 1.

 ,где

N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,

Хо (Ом/км) - погонное индуктивное сопротивление линии,

Во (См/км 10-4)- погонная проводимость линии,

L(км)-длина линии

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Рис.3.1 Схема замещения электрической сети

3.4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

1)загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;

2)сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

3)уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов.

На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы:

1) Режим наибольших нагрузок;

2) Режим наименьших нагрузок;

3) Послеаварийные режимы:

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума

б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.

Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (E\RUR\rur.exe).

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.

Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности:

1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).

 2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц.

 Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи.

Форма записи для узлов:

Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q.

 Код= | 3, исходные данные (Р,Q);

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9