Курсовая работа: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ 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 = ∑(Рi/Рнб)2∙ti
tпотерь = 122000+0,722500+0,522500+0,321760 = 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 4АС 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: 3АС 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: 3АС 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 МВА, 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: