Выбор схемы и основных параметров электропередачи

Курсовой проект

по дисциплине «Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения»

Выполнил: Холопов С.С.

Группа: Э-06-09

Научный руководитель: Мурачёв А.С.

Москва, 2014 г.

Аннотация

В курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения от удаленной электростанции в приемную систему. Электропередача имеет одну промежуточную подстанцию с отбором мощности.

От шин электростанции отходят прочие линии СВН, идущие в другом направлении к крупным узлам нагрузки и приемным системам не рассматривающихся в настоящей работе.

На промежуточной подстанции электропередачи имеется нагрузка, как на среднем, так и на низшем напряжениях. Причем, мощность нагрузки на низшем напряжении составляет 10% от всей мощности подстанции.

Целью работы является определение основных параметров и состава оборудования электропередачи, связывающей строящуюся электростанцию с промежуточной подстанцией и мощной приемной системой.

Работа включает в себя следующие основные задачи:

- формирование конкурентно способных вариантов схемы электропередачи и параметров ее элементов: передающей станции, линий электропередачи, промежуточной подстанции, для передачи мощности на сверхвысоком напряжении от удаленной электростанции в приемную систему;

- технико-экономическое сравнение и выбор оптимального варианта схемы сети;

- анализ характерных установившихся режимов работы спроектированной сети;

- определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети.

Оглавление

Введение

Исходными данными для проектирования являются:

- тип электростанции, количество и мощность генераторов;

- годовой график выдачи мощности по проектируемой электропередаче;

- длины участков электропередачи;

- наибольшая мощность промежуточного отбора и его коэффициент мощности в режиме наибольших нагрузок;

- номинальное напряжение шин приемной подстанции системы, допустимый диапазон изменения коэффициента мощности в конце второго участка передачи в режиме наибольших нагрузок и максимальная величина реактивной мощности, которую приемная система может потребить в режиме наименьших нагрузок передачи;

- величина оперативного резерва мощности в приемной системе.

В первой части проекта, включающей разделы с 1 по 5, решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи, номинального напряжения ее участков и сечения проводов линий, и затем с выбором электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. При этом рассматриваются несколько вариантов выполнения электропередачи, оцениваются технические возможности каждого из них, в том числе – пропускная способность, и производится их технико-экономическое сопоставление.

Во второй части проекта, содержащей разделы с 6 по 7, для выбранного варианта проводятся расчеты и анализ основных рабочих режимов электропередачи, послеаварийного режима и особых режимов работы. На основании этого анализа определяется мощность компенсирующих устройств, выбираются места их установки.

В заключительной части проекта (раздел 8) определяются основные технико-экономические показатели спроектированной электропередачи.

В графической части, выполненной на одном чертежном листе формата А1, приводятся рассмотренные варианты выполнения электропередачи, таблица сопоставления по дисконтированным затратам, технико-экономические показатели выбранного варианта и полная электрическая схема главных соединений выбранного варианта.

Исходные данные

Таблица 1. Исходные данные

Тип электростанции (ЭС)	КЭС
Состав агрегатов ЭС	10×128 МВт
Наибольшая мощность, передаваемая от ЭС по проектируемой эл. передаче	950 МВт
Выдача мощности ЭС в другом направлении, местная нагрузка ЭС	330 МВт
Расстояние от ЭС до промежуточной подстанции (ПС)	310 км
Расстояние от промежуточной ПС до ПС приемной системы	400 км
Наибольшая мощность потребителей промежуточной ПС (на низшем напряжении 10 кВ – 10%)	440 МВт
Средний коэффициент мощности потребителей промежуточной ПС	0,93
Номинальное среднее напряжение промежуточной ПС	220 кВ
Номинальное высшее напряжение приемной системы	500 кВ
Коэффициент мощности на шинах ПС приемной системы	0,91
Избыточная реактивная мощность, которую может принять система	205 Мвар
Оперативный резерв мощности приемной системы	615 МВт
Географический район сооружения электропередачи	Центр (Юг)

Таблица 2. Годовой график выработки мощности генераторами ЭС

Месяцы

Мощность, %

Мощность, МВт

Таблица 3. Годовой график отборов мощности на промежуточной ПС

Месяцы

Мощность, %

Мощность, МВт

Таблица 4. Годовой график мощности, передаваемой по головному участку

Месяцы

Мощность, %

Мощность, МВт

Таблица 5. Годовой график мощности, передаваемой по второму участку (от ПС к системе)

Месяцы

Головн. уч., МВт

Потреб. ПС, МВт

Второй уч., МВт

Рис. 1 Годовой график выработки мощности генераторами КЭС и отборов на ПС

Рис. 2 Годовой график активной мощности, передаваемой по головному участку

Рис. 3 Годовой график активной мощности, передаваемой по участку «ПС – Система»

Выбор схемы и основных параметров электропередачи

Формирование вариантов схемы электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надежного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приемной системы, обеспечиваемых энергией от электростанции (ЭС).

Взаимное сопоставление трех заданных величин (наибольшая мощность, передаваемая от ЭС по проектируемой электропередачи, наибольшая мощность потребителей промежуточной ПС и оперативный резерв мощности, имеющийся в приемной системе) позволяет наметить варианты выполнения электропередачи по числу цепей ВЛ и по их номинальному напряжению.

Для ориентировочного определения величины экономически целесообразного напряжения на ЛЭП используется формула Илларионова:

Участок ЭС–ПС

В одноцепном исполнении:

В двухцепном исполнении:

Участок ПС–Система

В одноцепном исполнении:

В двухцепном исполнении:

Рассмотрим несколько вариантов выполнения электропередачи.

Сразу отметим, что головной участок недопустимо выполнять одноцепной линией по причине того, что при обрыве единственной цепи головного участка возникает колоссальный ущерб в связи с необходимостью сжигания топлива вхолостую и выброса пара в атмосферу при резком сбросе нагрузки. Поэтому сразу исключим формирование вариантов с одноцепным головным участком.

Вариант I.Электропередача выполняется на участке ЭС – ПС двухцепной ВЛ 330 кВ, а на участке ПС – Система – одноцепной ВЛ 500 кВ.

Рис. 1. Вариант I

Значение активной мощности, отпускаемое с шин ЭС в электропередачу, составляет в период наибольших нагрузок. Мощность, протекающая на участке ПС – Система:

следовательно, все потребители промежуточной подстанции останутся в работе без недоотпуска электроэнергии. Ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям промежуточной ПС не возникает.

Мощность, недополученная системой: , что меньше оперативного резерва мощности , следовательно, все системные потребители останутся в работе. Однако следует учесть экономический ущерб от ввода оперативного резерва.

Обрыв одной цепи головного участка не вызовет прекращение электроснабжения потребителей ПС и системы, однако следует тщательно проверить данный послеаварийный режим на возможность передачи 950 МВт активной мощности по одной цепи линии 330 кВ. При необходимости придется снизить выдаваемую в сеть мощность, с ущербом для КЭС. Возможность обрыва двух цепей головного участка одновременно не рассматривается, как маловероятная.

Необходимо предусмотреть установку автотрансформаторов связи 500/330 кВ на промежуточной ПС.

Вариант II. Электропередача выполняется на участке ЭС – ПС двухцепной ВЛ 330 кВ, на участке ПС – Система – также двухцепной ВЛ 330 кВ.

Рис. 2. Вариант II

Обрыв одной из цепей участков не вызывает прекращения электроснабжения, однако стоит отметить весьма вероятную необходимость сброса генерации с ущербом для КЭС и, вследствие этого недополучение части электроэнергии системой, связанное с необходимостью ввода оперативного резерва и экономическим ущербом.

Следует особо отметить, что в обоих вариантах не возникает серьезных перебоев в электроснабжении потребителей. В первом варианте оперативного резерва достаточно, чтобы покрыть недополученную при обрыве второго участка мощность, а во втором варианте маловероятны случаи полного обрыва воздушной линии и возможный ущерб связан с уменьшением выдачи мощности для поддержания устойчивой работы.

Выбор сечения проводов

Сечения проводов воздушных линий выше 1 кВ выбираются исходя из экономических соображений. Технико-экономические расчеты по выбору сечения проводов каждой конкретной линии выполняются для ВЛ 750 кВ и выше и передач постоянного тока. При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используется нормированные значения экономической плотности тока.

Экономически целесообразное сечение проводов линии определяется выражением

где расчетный ток одной цепи линии;

число проводов в фазе;

нормируемое значение экономической плотности тока.

Число часов использования максимальной нагрузки определяется по годовому графику выработки мощности генераторами ЭС (табл. 2):

где наибольшее значение выработки мощности генераторами ЭС;

выработка мощности генераторами ЭС в i-й месяц года в процентах от ;

число дней i-го месяца.

Число часов использования максимальной нагрузки для участка «ПС Система» определяется аналогично по графику активной мощности передаваемой по данному участку (рис. 3).

Нормированное значение плотности тока для ВЛ до 500 кВ включительно (АС провода), при числе использования максимума нагрузки на первом участке и втором участке электропередачи составляет [1].

Значение определяется по выражению

где наибольший ток одной цепи линии на пятый год ее эксплуатации;

коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ;

коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации за расчетный период (15 лет).

Значение коэффициента определяется по [1, табл. 3.13] в зависимости от коэффициента участия в максимуме энергосистемы и значения . Для коэффициента участия, принятого равным 1 и величине , значение коэффициента для ВЛ 330 кВ и для ВЛ 500 кВ.

Для линий 330 и 500 кВ коэффициент определяется по графику [1, рис. 3.2] или по формуле

где срок эксплуатации ВЛ; значение тока в линии в год t; значение тока в линии на пятый год эксплуатации; дисконтирующий множитель.

В зависимости от значения отношения передаваемой мощности в о. е. к значению волновой длины линии, выраженной в радианах, ток на i-ом участке электропередачи, определяется следующим образом:

Волновая длина линии:

где коэффициент изменения фазы электромагнитной волны.

Передаваемая мощность в о. е.:

где натуральная мощность линии.

Натуральная мощность линии:

где волновое сопротивление линии.

На данном этапе проектирования принимаем следующие значения волнового сопротивления:

для ВЛ 330 кВ

для ВЛ 500 кВ

Участок ЭС – ПС

Данный участок одинаков для двух рассматриваемых вариантов, все расчеты, проведенные для варианта I, справедливы также и для варианта II.

Величина мощности на участке ЭС – ПС неизменна по годам эксплуатации, т. е.

Примем коэффициент мощности равным коэффициенту мощности потребителей промежуточной ПС:

Несмотря на то, что оценка напряжения по формуле Илларионова для двух цепей головного участка дало значение 381,356 кВ, стоит обратить внимание на следующее:

1). Расчетное сечение головного участка значительно превышает максимально возможное (нетиповое) сечение провода для ВЛ 330 кВ равное 500 . Большое значение числа часов использования максимума нагрузки электростанции дает высокое значение показателя .

2). Отношение мощности, на одну цепь к натуральной мощности:

Даже в нормальном режиме работы электропередачи по каждой цепи головного участка передается 1,37 . В аварийном режиме одна цепь головного участка вынуждена будет пропускать 2,74 , что ставит под сомнение апериодическую статическую устойчивость передачи и способность функционировать в послеаварийном режиме.

В связи с этим, принимаем решение о повышении класса напряжения головных участков с 330 кВ до 500 кВ. При этом головной участок все равно должен быть в двухцепном исполнении из-за недопустимости выдачи мощности КЭС по одной цепи.

Рис. 3 Скорректированные вариант электропередачи №1 и №2 соответственно

Произведем пересчет участка для напряжения 500 кВ.

Таким образом, головной участок электропередачи выполняется в виде двухцепной ВЛ 500 кВ с проводами 3 АС 300/39.

Участок ПС – Система

Величина мощности подстанции по годам эксплуатации изменяется по экспоненциальному закону

Таким образом, мощность нагрузки ПС и мощность, поступающая на участок «ПС – Система» на 1-ый год эксплуатации:

Для того, чтобы иметь возможность воспользоваться формулой (1.5) для расчета величины необходимо знать потоки мощностей, протекающих по ВЛ «ПС-Система» на каждый год эксплуатации. Величины активных мощностей сведены в таблицу 6.

Табл. 6 Определение величины активной мощности, протекающей по участку ПС-Система по годам эксплуатации

Год эксплуатации
	0,6
	0,763	335,72	614,28
	0,874	384,56	565,44
	0,948	417,12	532,88

	1,032	454,08	495,92
	1,054	463,76	486,24
	1,069	470,36	479,64
	1,079	474,76	475,24
	1,087	478,3	471,7
	1,091	480,04	469,96
	1,094	481,36	486,64
	1,096	482,24	467,76
	1,097	482,68	467,32

Произведем расчет токов, протекающих по ВЛ «ПС – Система» в каждый год эксплуатации сети.

Вариант I

Для того чтобы иметь возможность воспользоваться формулой (1.5) для расчета величины необходимо знать величины и в каждый год эксплуатации. Расчет данных величин для варианта выполнения сети №2 приведен в таблице 8.

Табл. 8 Определение величин, необходимых для расчета для варианта I

Год
		-	0,796	-0,080	-69,353	0,792	1,345	1,809
	614,28	-	0,713	-0,107	-92,535	0,709	1,204	1,450	0,91
	565,44	-	0,656	-0,124	-106,726	0,653	1,109	1,229	0,83
	532,88	-	0,618	-0,134	-115,485	0,615	1,045	1,091	0,75
		1,408	0,592	-0,141	-121,308	0,589	1,000	1,000	0,68
	495,92	-	0,575	-0,145	-124,757	0,573	0,972	0,945	0,62
	486,24	-	0,564	-0,147	-127,068	0,561	0,953	0,909	0,56
	479,64	-	0,556	-0,149	-128,617	0,554	0,940	0,884	0,51
	475,24	-	0,551	-0,150	-129,637	0,549	0,932	0,868	0,47
	471,4	-	0,547	-0,151	-130,450	0,545	0,925	0,855	0,42
	469,96	-	0,545	-0,152	-130,848	0,543	0,921	0,849	0,39
	468,64	-	0,565	-0,147	-126,974	0,562	0,954	0,910	0,35
	467,76	-	0,543	-0,152	-131,348	0,540	0,917	0,841	0,32
	467,32	-	0,542	-0,152	-131,448	0,540	0,916	0,839	0,29

где – минимальное сечение проводов по условиям короны и радиопомех для ВЛ 500 кВ с тремя проводами в фазе [1, табл. 3.7].

Таким образом, в варианте II участок электропередачи «ПС – Система» выполняется в виде одноцепной ВЛ 500 кВ с проводами 3 АС 300/39.

Проведем аналогичные расчеты для варианта II.

Вариант II

Табл. 7 Определение величин, необходимых для расчета для варианта I

Год
	686/2	-	0,976	-0,011	-3,864	0,600	1,346	1,810
	614,28/2	-	0,874	-0,052	-18,267	0,537	1,205	1,452	0,91
	565,44/2	-	0,805	-0,077	-27,049	0,495	1,109	1,230	0,83
	532,88/2	-	0,758	-0,093	-32,670	0,466	1,045	1,092	0,75
	510/2	3,455	0,726	-0,103	-36,183	0,446	1,000	1,000	0,68
	495,92/2	-	0,706	-0,109	-38,291	0,434	0,973	0,946	0,62
	486,24/2	-	0,692	-0,113	-39,696	0,425	0,954	0,910	0,56
	479,64/2	-	0,683	-0,116	-40,750	0,420	0,941	0,885	0,51
	475,24/2	-	0,676	-0,118	-41,452	0,416	0,932	0,869	0,47
	471,4/2	-	0,671	-0,120	-42,155	0,413	0,925	0,856	0,42
	469,96/2	-	0,669	-0,120	-42,155	0,411	0,922	0,850	0,39
	468,64/2	-	0,667	-0,121	-42,506	0,426	0,954	0,911	0,35
	467,76/2	-	0,666	-0,121	-42,506	0,409	0,917	0,842	0,32
	467,32/2	-	0,665	-0,121	-42,506	0,409	0,917	0,840	0,29

Таким образом в варианте II участок электропередачи «ПС – Система» выполняется в виде двухцепной ВЛ 330 кВ с проводами 2 АС 300/39.

В вариантах I и II участок ЭС–ПС выполнен в двухцепном исполнении, поэтому необходимо проверить провод на длительно допустимый нагрев в послеаварийном режиме:

В варианте II участок ПС–Система выполнен в двухцепном исполнении, поэтому необходимо проверить провод на длительно допустимый нагрев в послеаварийном режиме:

Далее ⇒